Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности верхнеюрских и неокомских отложений юго-восточной части Надымской впадины

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности верхнеюрских и неокомских отложений юго-восточной части Надымской впадины"

/ ."О

На правах рукописи

0Э4601078

Г

ГУРЬЕВ ИГОРЬ МИХАИЛОВИЧ

ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ВЕРХНЕЮРСКИХ И НЕОКОМСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮГО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ НАДЫМСКОЙ

ВПАДИНЫ

СПЕЦИАЛЬНОСТЬ: 25.00.12 - геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва-2010

1 5 АПР 20и]

004601078

Работа выполнена на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ имени М.В. Ломоносова

Научный руководитель: кандидат геолого-минералогических наук, доцент Соболева Елена Всеволодовна

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,

Лоджевская Мануэлла Исааковна кандидат геолого-минералогических наук, Зонн Марина Сергеевна

Ведущая организация: ФГУП ВНИИГеосистем

Защита состоится 14 апреля 2010 г. в 16 часов 30 минут в ауд. 608 на заседании диссертационного совета Д 501.001.40 при Московском государственном университете им. М.В. Ломоносова по адресу: 119992, Москва, ГСП-2, Ленинские горы, МГУ, геологический факультет.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке геологического факультета МГУ, зона А, 6 этаж.

Автореферат разослан 12 марта 2010 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор геолого-минералогических наук

Е.Е. Картошина

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Введение

Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн (НГБ) остается основным районом по добыче нефти и газа в России, многие месторождения находятся на заключительной стадии разработки. В связи с исчерпанием фонда крупных антиклинальных структур, с которыми связаны уникальные месторождения нефти и/или газа, поисково-разведочные работы на сегодняшний день ориентированы преимущественно на сложно построенные объекты, которые относятся главным образом, к неантиклинальным ловушкам, а также на поиск залежей не только в меловых и юрских отложениях, но и в глубокозалегающих горизонтах палеозоя. Перспективы открытия месторождений в недостаточно изученных районах высоки.

Настоящая работа посвящена изучению условий формирования месторождений нефти и/или газа в пределах юго-восточной части Надымской впадины. Современная оценка перспектив нефтегазоносности любого района не может обойтись без комплексного применения геологических, геофизических и геохимических методов. Как инструмент для оценки перспектив нефтегазоносности в малоизученных районах применяется бассейновое 20 и 30 моделирование с привлечением данных геохимических исследований органического вещества (ОВ) и нефтей.

Геолого-геохимическое моделирование основано на главных положениях осадочно-миграционной теории образования нефти и газа: для формирования месторождений необходимы генерация, аккумуляция углеводородных флюидов и консервация залежей. Моделирование предполагает построение компьютерной модели каждого из вышеперечисленных процессов, что позволяет достигнуть понимания основных факторов, определивших развитие нефтегазоносных комплексов и сделать количественную оценку объемов образовавшихся, мигрировавших и аккумулированных углеводородных флюидов.

В настоящее время накоплено большое количество геолого-геохимической информации, которую необходимо обработать и переинтерпретировать с позиций новых достижений современных геофизических и геохимических методов исследования.

Актуальность работы, включающей элементы геолого-геохимического моделирования и направленной на оценку перспектив нефтегазоносности территорий, где объем поисково-разведочного бурения недостаточно полный, заключается в том, что удалось с наименьшими затратами выявить и оценить перспективные объекты для поисково-разведочного бурения.

Целью настоящей работы является геохимические исследования ОВ нефтегазоматеринских отложений и нефтей, обобщение геолого-геохимических и геофизических данных и оценка перспектив нефтегазоносности юго-восточной части Надымской впадины с использованием 20 и ЗО бассейнового моделирования.

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

1. изучение геологического строения и температурного режима Надымской впадины;

2. исследование ОВ пород и нефтей, выявление закономерностей распределения состава и свойств нефтей на изучаемой и прилегающих территориях;

3. выделение в разрезе нефтегазоматеринских толщ, пород коллекторов и ловушек, а также определение положения очагов генерации флюидов и путей их миграции;

4. моделирование процессов генерации, миграции и аккумуляции углеводородных флюидов и условий формирования залежей с использованием программных пакетов 20 и ЗБ бассейнового моделирования.

В работе защищаются следующие основные положения:

1. Органическое вещество баженовской свиты (основной нефтегазоматеринской толщи) в Надымской впадине - смешанного гумусово-сапропелевого состава, что снижает ее нефтегенерационные свойство по сравнению с центральными районами Западной Сибири, породы находятся на градации катагенеза МКгМК2 в главной зоне нефтеобразования, выработанность их генерационного потенциала 30%. Второстепенными НГМП являются также глинистые разности котухтинской (родомская и тогурская пачки) и тюменской свит, а также нижней части неокомского комплекса.

2. Поступление углеводородных флюидов в залежи происходило в несколько этапов, что отразилось на молекулярном составе нефтей, в первую очередь на распределении изопреноидных углеводородов, которые отражают условия начальной стадии фоссилизации ОВ.

3. Выявлены основные очаги нефтегазогенерации (наиболее погруженная центральная часть Надымской впадины). Верхняя граница ГЗН проходит на глубине 1700 м. Переход из зоны нефтегенерации в зону газогенерации располагается на глубинах 4000-4100 м.

4. Направление миграции нефти в основном юго-западное и юго-восточное. В целом в настоящее время большая часть флюидов уже мигрировала в прилегающие районы (Сугмутское, Мало-Перевальное и Милисское месторождения). Основные перспективы связаны с юго-

западной (Северо-Нумтойское, Устьевое и Верхне-Казымское поднятия) и центральной (Айхеттинское, Хеттинское, и Омрасьюганское поднятия) частями территории.

Научная новизна.

Впервые для юго-восточной части Надымской впадины выполнен полный комплекс геохимических исследований ОВ и нефтей на современном аналитическом уровне, включающий биомаркерный анализ и пиролиз. Для оценки перспектив нефтегазоносности осуществлено 2D и 3D моделирование с использованием программных пакетов Ternis Suite и Trinity. По результатам бассейнового моделирования выделены очаги и оценено время генерации углеводородных флюидов, определена величина реализации потенциала выделенных НГМП, выявлены направление миграции и ловушки для аккумуляции нефти, а также оценено количество образовавшихся и аккумулированных углеводородных флюидов и положение возможных скоплений.

Практическое значение.

Полученные результаты компьютерного моделирования процессов генерации, аккумуляции и консервации нефтяных флюидов в пределах юго-восточной части Надымской впадины, где на большей части территории нет разведочных скважин, помогут оценить перспективы нефтегазоносности этой территории. Изучение процессов, протекающих в нефтяных системах этого района, позволит выявить очаги генерации нефти и/или газа, определить пути миграции, место нахождения предполагаемых скоплений и выделить наиболее благоприятные участки для проведения бурения, что очень важно для определения направлений поисково-разведочных работ.

Фактический материал и личный вклад автора. В основу диссертационной работы положены геофизические материалы, полученные компанией ОАО «Хантымансийскгеофизика» ЦАГТИ по итогам 2Д сейсморазведочных работ в 2003-2004 годах, а также региональные сейсмопрофили через Западно-Сибирскую плиту. Интерпретация геофизического материала производилась непосредственно автором совместно с преподавателями кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ. Была проведена привязка основных отражающих горизонтов с использованием данных по пробуренным скважинам в пределах сейсмопрофиля. Для построения карт отражающих горизонтов использовались результаты интерпретации сейсмопрофилей, выполненные специалистами компании ЗАО «МиМГО» им. В.А. Двуреченского под руководством профессора B.C. Славкина.

При непосредственном участии автора в лабораториях кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых было изучено более 180

образцов керна и 35 проб нефтей, а также был использован весь доступный материал не только по району работ, но и по соседним площадям (как пробы нефтей, так и опубликованные данные). Геохимические исследования проводились под руководством доктора г-м. наук O.K. Баженовой и кандидатов г-м. наук Н.П. Фадеевой и Е.В. Соболевой. Цитологическое изучение пород юго-восточной части Надымской впадины проводилось под руководством доктора г.-м. наук Е.Е. Карнюшиной и ассистента Н.И. Коробовой.

При моделировании процессов генерации, аккумуляции и консервации в нефтяных системах изучаемого района использовалась геохимическая информация, структурные карты по основным отражающим горизонтам, а также учитывались опубликованные данные по температурному режиму и глубинному строению изучаемого района.

Основные методы исследования.

Основным методом, применяемым в работе для определения перспектив нефтегазоносности юго-восточной части Надымской впадины, является метод бассейнового моделирования с использованием программных пакетов Ternis Suite и Trinity. Для создания корректной модели использовался широкий спектр геолого-геохимичкской информации. Для прогнозирования расположения потенциальных природных резервуаров и ловушек для нефти и/или газа использовался метод сейсмостратиграфии. Выделение НГМП и определение положения очагов нефтегенерации проводилось с помощью комплекса геохимических исследований, таких как люминесцентно-битуминологический анализ, определение содержания Сорг, пиролиз Rock-Eval, газо-жидкостная хроматография и хромато-масс-спектрометрия ОВ и нефтей, замеры отражательной способности витринита и другие исследования.

Апробация работы.

Результаты и основные положения работы докладывались на VII Международных конференциях «Новые идеи в науках о Земле», «Ломоносов-2009», «Ломоносов-2008», Всероссийской научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Молодые в геологии нефти и газа» ВНИГНИ 2010. По теме диссертации опубликовано 5 научных работ, включающих тезисы докладов на международных конференциях.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа содержит 162 страницы текста, состоит из 5 глав, введения и заключения. Работа иллюстрирована 45 рисунками. Список использованной литературы насчитывает 109 наименований.

Благодарности.

Автор искренне благодарен научному руководителю Е.В. Соболевой и сотрудникам кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ им. М.В. Ломоносова М.К. Иванову, Ю.К. Бурлину, Т.А. Кирюхиной, Н.Ш. Яндарбиеву, C.B. Фролову, Е.Е. Карнюшиной А.И. Конюхову, Н.П. Фадеевой, К.А. Ситар, М.А. Большаковой, E.H. Полудеткиной за неоценимую помощь и консультации в написании этой работы.

ГЛАВА 1. СТРОЕНИЕ ЮРСКИХ И НИЖНЕЙ ЧАСТИ МЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ СЕВЕРНОГО ПРИОБЬЯ

В главе приведен обзор развития взглядов на формирование нефтегазоносности неокомского комплекса Западной Сибири.

Изучением вопросов регионального геологического строения Западной Сибири и прогнозам нефтегазоносности различных районов и комплексов, в разные годы, с использованием различных критериев (и с разных позиций) занимались C.B. Аплонов, B.C. Бочкарев, Ф.Г. Гурари, Г.А. Габриэлянц, А.Н. Дмитриевский, Е.Г. Журавлев, Г.П. Мясникова, О.М. Мкртчян, Ю.Н. Карагодин, А.Э. Конторович, Н.Х Кулахметов, П.К. Куликов, А.Л. Наумов, H.H. Немченко, И.И. Нестеров, М.Я. Рудкевич, B.C. Сурков, Ф.З. Хафизов, В.И. Шпильман и многие другие исследователи. Наибольшие перспективы геологи связывают с отложениями берриасского, валанжинского, готеривского и барремского ярусов нижнего мела, объединяемых в единый «неокомский комплекс». Неокомский комплекс Западной Сибири является основным объектом добычи нефти - более 90% общей добычи - это весомый (более 70%) объем добычи нефти и конденсата в России.

Модель геологического строения неокома развивалась, уточнялась и детализировалась в работах Ю.В. Брадучана, Л.Ш. Гиршгорна, Ф.Г. Гурари, Ю.Н. Карагодина, В.А. Корнева, О.М. Мкртчяна, А.Л. Наумова, A.A. Нежданова, Т.М. Онищука, М.Я. Рудкевича, B.C. Славкина, Н.С. Шик, Г.С. Ясовича и многих других исследователей.

Один из самых интересных и привлекающих внимание объектов Западной Сибири являются аномальные разрезы баженовской свиты -линзовидные пористые песчано-алевролитовые тела внутри нефтепроизводящих битуминозных аргиллитов, что очень благоприятно для образования автономных систем генерации, миграции и аккумуляции углеводородных флюидов. Проблемой аномальных разрезов баженовской свиты посвящены работы И.И. Нестерова, A.A. Нежданова, Г.С. Ясовича, A.B. Чернавских, Д.С. Кучерявенко, А.Д. Алексеева и др.

Геохимическим исследованиям нефтей и OB посвящены работы А.Э. Конторовича, Н.В. Лопатина, Т.А. Ботневой, A.B. Рылькова, A.C.

Фомичева, A.B. Чернавских и других. Эти исследователи проводили изучение состава и свойств нефтей и OB, а также их геохимическую типизацию.

ГЛАВА 2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ЮГО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ НАДЫМСКОЙ ВПАДИНЫ

2.1 Стратиграфия

Геологический разрез Надымской впадины представлен породами палеозойской, мезозойской и кайнозойской эратем.

Отложения юрской системы несогласно залегают на породах доюрского основания и представлены тремя отделами: нижним (котухтинская свита), средним (тюменская свита) и верхним (абалакская, баженовская, а на западе впадины также васюганская и георгиевская свиты). Несогласий внутри юрской системы не отмечается.

Котухтинская свита (Jih-J2t), сложена отложениями разнообразного преимущественно континентального генезиса и представлена неравномерным по площади и разрезу переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. В интервале свиты выделяются региональные глинистые пачки - радомская и тогурская. Мощность изменяется от 270 м на юго-востоке до 400 м на западе.

Тюменская свита (Jia-J2kl), преимущественно терригенные угленосные отложения континентального генезиса в виде неравномерного и частого тонкого переслаивания аргиллитов, алевролитов, песчаников, углистых аргиллитов и углей. Породы обогащены растительным углистым детритом. Мощность изменяется от 340 до 360 м.

Абалакская свита (J2kl -J3ttl) - темно-серые аргиллиты с зеленоватым оттенком, за счёт присутствия глауконита с маломощными прослоями карбонатов. В верхней части отмечаются прослои битуминозных аргиллитов. Мощность изменяется от 30 до 90 м.

Баженовская свита (J3t-K,b) представлена карбонатно-глинисто-кремнистыми черными битуминозными аргиллитами, с коричневым оттенком, массивными или в разной степени плитчатыми, с остатками морской фауны. На Сугмутском, Романовском, Восточно-Перевальном, и Соимлорском месторождениях отмечаются «аномальные разрезы» баженовской свиты. Мощность составляет в среднем 20м.

Меловая система согласно залегает на породах юрской и представлена нижним и верхним отделами.

Неокомские отложения, включающие в себя берриасский, валанжинский, готеривский и барремский ярусы нижнего мела, представлены ахской свитой (Kib-K.iv), сложенной песчаниками, алевролитами и аргиллитоподобными глинами, мощностью от 330 м до 750м, и черкашинской свитой (K|grK|br), представленной песчано-

алевролитовыми и глинистыми слоями, мощностью от 300 м до 450 м. В подошвенной части неокома выделяется ачнмовская толща, сложенная линзами песчано-алевритовых пород в глинистом матриксе, мощностью до 20 м.

Выше залегают алымская и ханты-мансийская свиты общей мощностью 540-630 м.

В верхнем отделе выделяются уватская, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты общей мощностью около 650 м. Кайнозойская эратема представлена палеогеновой, неогеновой и четвертичной системами, общей мощностью до 900-950 м. 2.2 Тектоника

Западно-Сибирская плита представляет собой крупнейшую (более 3,5 млн. км2) эпипалеозойскую плиту. Надымская впадина расположена в ее центральной части, где в строении принимают участие разнообразные комплексы горных пород, охватывающие отложения от докембрийских до четвертичных. В строении выделяются три структурно-тектонических комплекса: гетерогенный складчатый фундамент, переходный пермо-триасовый комплекс и мезозойско-кайнозойский платформенный чехол.

В настоящее время насчитывается более пятидесяти различных схем строения доюрского основания и платформенного чехла ЗападноСибирской плиты. В данной работе использовались тектонические карты B.C. Суркова (1981 г), М.Я. Рудкевича (1988 г), В.И. Шпильмана (1998 г).

В фундаменте плиты выделяются области герцинской и каледонской консолидации, а также срединные и окраинные массивы байкальского возраста. Наиболее крупным из них является Уват-Ханты-Мансийский срединный массив, разграничивающий Уральские и Центрально-Западно-Сибирские герцинские сооружения. Надымская мегавпадина является одной из структур Уват-Ханты-Мансийского срединного массива, образовавшихся в раннем и среднем палеозое в процессе герцинского тектогенеза.

Переходный комплекс в пределах изучаемого района сложен триасовыми породами, вскрытыми в скв Ямпинская №2.

В пределах Надымской мегавпадины выделены структуры, к которым относятся Верхне-Надымское и Пайсятинское куполовидные поднятия, Хулымская, Правохеттинская, Хеттинская и Южно-Хеттинская впадины, Верхнехеттинский прогиб.

По отражающему горизонту Б выделяются более мелкие структуры, с большинством из них связаны основные перспективы: нефтегазоносности Омрасьюганское (размер 8,3x5 км, амплитуда 15 м), Устьевое (4,8x2,5 км), Верхне-Казымское (сложной формы, амплитуда 3040 м), Нумтойское (9x5 км, амплитуда 25 м), Ай-Хеттинское (36x14 км,

амплитуда 80 м) и Хеттинское (11x2 км, амплитуда 25 м) локальные поднятия.

2.3 История геологического развития

На основе собранного и проработанного материала в главе приводится история геологического развития изучаемой территории.

2.4 Температурный режим в пределах Надымской впадины.

Процессы нефтегазообразования в любом НГБ во многом

обусловлены и контролируются вертикальной катагенетической зональностью, на которую влияет геотермический режим бассейна, который определяется плотностью теплового потока. Тепловой поток -один из главных энергетических источников геологических процессов на Земле, на его распределение в литосфере влияют литологические, тектонические, физико-географические и другие факторы. Важнейшим фактором моделирования катагенетического преобразования ОВ пород является построение корректной тепловой модели. Корректность тепловой модели в свою очередь определяется корректностью задания теплофизических параметров пород литосферы и граничных условий модели. Западная Сибирь характеризуется заметными вариациями плотности теплового потока от 70 до 45 мВт/м2. Такие значительные вариации теплового потока определяются возрастом консолидации фундамента, мощностью осадочного чехла, мощностью мерзлых пород, влиянием экзотермических эффектов в процессе преобразования ОВ и минеральной матрицы пород и пр. (А.Р. Курчиков, Б.П. Стравицкий, 1989 г). В Надымской впадине, расположеной на срединном байкальском массиве, величина плотности теплового потока составляет 54-56 мВт/м2, геотермические градиенты варьируют в пределах 2,19-3,35°С/100м, самые распространенные значения 2,9-3,0°С/100м.

2.5 Нефтегазоносность

Изучаемая территория располагается между богатой нефтью Среднеобской и Надым-Пурской нефтегазоносными областями (НГО) Западно-Сибирского НГБ. В пределах Надым-Пурской НГО открыты такие крупные месторождения как Сугмутское, Романовское на юго-востоке, Хулымское на северо-западе, Ватлорское, Тянское и Милисское на юге.

В разрезе Надым-Пурской НГО выделяются следующие нефтегазоносные комплексы (НГК): нижнеюрский, среднеюрский, верхнеюрский, неокомский и апт-альб-сеноманский.

Нижнеюрский НГК соответствует котухтинской свите, в которой выделены коллекторские песчаные пласты Ю№ и Юц покрышками для них являются аргиллиты родомской и тогурской пачек. На месторождениях Западно-Перевальное (скв. №11) и Верхнеказымская

(скв. №44) из пластов Ю10 и Юи получены притоки нефти дебитом до 6 м3/сут.

Среднеюрский НГК включает в себя тюменскую свиту. В виду литологической изменчивости пород по площади и разрезу, ловушки относятся преимущественно к седиментогенному типу (по классификации В.Б. Оленина). Основной поисковый интерес представляет песчаные пласты Ю2-3, притоки нефти из которых получены на Малопякутинской, Среднехулымской и Лунгорской площадях (дебит от 0,6 до З,4м3/сут), на Тянском месторождении.

Верхнеюрскнй НГК включает в себя коллекторские пласты Ю0 порово-трещинного типа (в аргиллитах баженовской свиты) и Ю| (песчаник абалакской свиты). Основной нефтепоисковый интерес представляют зоны аномального строения баженовской свиты, развитые на изучаемой территории на Восточно-Перевальном и Сугмутском месторождениях. Залежи в верхнеюрских отложениях в основном относятся к структурно-литологическому типу. Притоки нефти дебитом 0,3 - 3,4 м3/сут из пласта Ю, получены на Пякутинской (скв. 531), Верхненадымской (скв. 87), Верхнеказымской (скв. 41) площадях. В пласте Ю, установлена нефтяная залежь на восточном крыле Романовского месторождения.

Неокомский нефтегазоносный комплекс, из которого ведется основная добыча нефти в Надымской впадине, включает в себя ахскую (пласты БСрБС^) и черкашинскую свиты (пласты АС4-АС12). В пределах юго-восточной части Надымской впадины в неокомских отложениях открыты месторождения нефти: Сугмутское (пласт БС92), Романовское (БСю2), Тянское, Хулымское, Ватлорское, Пякутинское. Нефтеносность ачимовских клиноформ на изучаемой территории установлена при испытаниях на площадях: Ямпинской (скв.7), Айхетгинской (скв. 103), Семиеганской (скв. 126), Пайсятской (скв 219), Малохеттинской (скв. 152), Малопякутинской (скв. 45), Среднехулымской (скв. 52).

Продуктивность апт-альб-сеноманского комплекса отмечается на Восточно-Перевальной площади, где открыта небольшая газовая залежь массивного типа в интервале пласта ПК] (скв. 48). Глава 3. ГЕНЕРАЦИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ФЛЮИДОВ В ЮГО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ НАДЫМСКОЙ ВПАДИНЫ.

Нефтегазообразование - сложная совокупность химических и физико-химических процессов, протекающих в недрах НГБ. Процессы нефтегазогенерации протекают в НГМП в главных зонах нефте- и газообразования (ГЗН и ГЗГ).

3.1 Нефтегазоматеринские породы юрских и нижней части меловых отложения.

Нефтегазоматеринская порода (НГМП) - парагенетическая ассоциация обогащенных автохтонным ОВ пород, рождающая в процессе литогенеза углеводородные флюиды, способные к аккумуляции.

Для выделения НГМП проведен комплекс геохимических исследований ОВ пород и нефтей, позволяющие изучить состав и свойства ОВ пород и углеводородных флюидов на разных аналитических уровнях: количество органического углерода (Сорг) и битумоида (ХБА), их качество, молекулярный состав УВ и некоторых гетероатомных соединений битумоидов и нефтей, а также степень катагенетического преобразования ОВ. Геохимическая интерпретация полученных данных позволила определить условия накопления и фоссилизации ОВ, оценить нефте- и газоматеринский потенциалы, провести сопоставление состава нефтей и битумоидов НГМП, выявить влияние миграционных процессов на состав и свойства как ОВ, так и нефтей и т.д. В работе наряду с геологическими использовались геохимические интерпретационные показатели: по пиролизу - водородный индекс (Н1), показатель выработанности керогена (Р1), Тмах, используемые для определения качества и степени преобразованности исходного ОВ, по молекулярному составу - отношение ¡С^ЛСго для определения качества исходного ОВ и условий фоссидлизации; Ю, метилфенантреновый индекс (МР1-1), коэффициент зрелости по стеранам (Р29(8+К)/а29(8+11)+р29(5+11), по метилдибензотиофенам (4МБВТ/1МОВТ), являющиеся показателями зрелости ОВ и нефтей.

Для изучения свойств НГМП проведены исследования керна (180 образцов) ряда площадей: Ямпинская (скв 2), Айхеттинская (скв 50), Милисская (скв 40), Нюдеяхская (скв 306), Мало-Пякутинская (скв 509), Северо-Пякутинская (скв 545), Семиеганская (скв 128), Насельская (скв 304), и 35 проб нефтей, а также наиболее представительная выборка нефтей Сугмутского и Романовского месторождений.

Критерием выделения НГМП является количество, качество ОВ и степень его катагенетической преобразованности. В пределах исследуемой территории изучались аргиллиты баженовской свиты, и глинистые разности котухтинской, тюменской свит и нижней части неокомского комплекса (ачимовская толща).

В глинистых разностях котухтинской свиты содержания Сорг отвечает кларковым значениям 0.24-1,22%, в тогурской пачке - от 0,15 до 9,2%. Тип битумоида - смолистый, содержание ХБА варьирует в пределах 0,01-0,08%. Значения генерационного потенциала (81+82) невысокие и изменяются от 1,6 до 2,24 кгУВ/т породы, значения Н1 невысокие - 120-130 мг УВ/г Сорг, что соответствует керогену типа III значительной зрелости: Тшах=460°С отвечает градации МК3. Судя по

обилию углистого детрита и геохимическим показателям ОВ котухтинской свиты смешанного состава со значительной долей высшей растительности. Среди изопреноидов в максимальных концентрациях присутствует пристан (i-Ci9), отношение iCi9\iC2o =1,8-2,7, что указывает на смешанный состав исходного ОВ со значительной долей гумусовой составляющей. Коэффициент К; <1, предполагает достаточно высокую зрелость НГМП котухтинской свиты. По коэффициентам MPI-1 и 4MDBT/1MDBT нижняя часть котухтинской свиты находится начале зоны МК3, а по стеранам в конце МК2.

В глинистых разностях тюменской свиты содержание Сорг=0,49-7,07%, а в восточных районах - 0,11-15,4%. HI изменяется менее контрастно - 43-114 мг УВ/г Сорг, что соответствует керогену III типа. В восточных районах Н1=9-374 мг УВ/г Сорг (Конторович А.Э, Данилова В.П. и др., 1999г). Значения генерационного потенциала (S,+S2) = 1,65-8,2 кг УВ/т породы, т.е. остаточный потенциал еще достаточно высок, а на востоке территории еще выше (Si+Sj)=0,l-43,8 кг УВ/т породы. Значения Тшах=450-453°С, что соответствует нижней половине «нефтяного окна» (градация катагенеза МК3), значения же показателя выработанности керогена Р1=0,14-0,35 свидетельствуют о меньшей зрелости керогена (градация катагенеза не выше MKi). Величина R°=0,69-0,7%, что соответствует градации МК2. По MPI-1 и 4MDBT/1MDBT НГМП тюменской свиты также находятся в зоне МК2.

В алевритистых аргиллитах абалакской свиты содержание Сорг=2,7-3,1%, ХБА=0,04-0,08%, тип битумоида - смолистый. Значения (S,+S2)=l,65 кг УВ/т породы, т.е. остаточный потенциал еще не полностью реализован, но, судя по чрезвычайно низким значениям Н1= 39 мг УВ/г Сорг, остаточный потенциал ОВ при соответствующих условиях способен генерировать только газ. Значения Тшах=451°С соответствуют градации МК2-МК3, в то время как значения показателя реализации керогена Р1=0,25 показывают на меньшую степень зрелость -не выше середины МК2.

В баженовской свите содержание Сорг сильно варьирует 0,66 -12,45%, преобладают концентрации 2-3%, а в восточной части района -0,14 до 18,03 (треть образцов имеет значения более 10%). Значения генерационного потенциала (S1+S2)=8,2-32,5 кг УВ/т породы, т.е. остаточный потенциал еще не полностью реализован. HI =152-227 мг/г Сорг чрезвычайно низкий для баженовской свиты, в восточных районах значения Н1=193 мг/г Сорг. Значения Ттах=445-448°С, что соответствует середине «нефтяного окна», значения показателя выработанности керогена Р1=0,1-0,25 также свидетельствует о зрелости керогена не выше середины градации МК2, на северо-западе исследуемой территории более

низкие значения Тшах=439-441°С и Р1=0,15-0,19. Таким образом, можно констатировать, что баженовская свита исследуемого района относится к категории высокопотенциальных НГМП, но потенциал ее несколько ниже, чем, например в Салымском районе, качество керогена также невысокое. По величине водородного индекса кероген баженовской свиты попадает в поле керогена III типа, однако потенциал исходного керогена соответствовал II типу. По коэффициентам МР1-1 и 4МОВТ/1МБВТ породы баженовской свиты попадают в зону МК2.

В глинистых разностях ачимовской толщи содержание Сорг=0,26-8,52%. Повышенные концентрации ОВ отмечены в разрезах скважин Нюдеяхская-306 (до 14,8%) и Насельская-304 (7,2-8,5%), в этих же разрезах повышены значения генерационного потенциала (Б|+82)=9,4 -31,8 кг УВ/т породы. В остальных разрезах значения этого показателя варьируют в пределах 0,28-2,07 кг УВ/т породы. Отмечены невысокие значения Н1=38-77 мг УВ/г Сорг, что свидетельствует о невысоком потенциале. Значения Тшах=445-448°С и показателя выработанности керогена Р1=0,16-0,18 близки к таковым в баженовской свите, хотя намечается тенденция к более низкой преобразованное™ ачимовских отложений. Потенциал глинистых разностей ачимовской толщи реализован еще незначительно. Потенциал на жидкие УВ не высок, кероген относится к III типу, очевидно примесь континентального ОВ в этом районе была весьма значительной, что привело к снижению потенциала. По стеранам ачимовская толща находится в зоне МКЬ а по фенантренам - в зоне МК2.

Таким образом, в юрском и меловом разрезе центральной и юго-восточной части Надымской впадины можно выделить следующие НГМП (в порядке уменьшения их нефтегазоматеринского потенциала): основная - баженовская, второстепенные - тюменская, ачимовская, котухтинская. В восточном направлении увеличивается степень преобразования ОВ и степень реализации нефтегенерационного потенциала.

3.2 Восстановление геохимической истории формирования состава нефтей юго-восточной части Надымской впадины и прилегающих районов

В геолого-геохимической истории нефти можно выделить два крупных этапа: первый — дозалежный, который часто называют предысторией нефти, второй - изменения, происходящие в залежи, — собственно геохимической истории нефти.

Молекулярный состав нефти и особенно состав хемофоссилий позволяет судить об исходном составе ОВ и последующих его преобразованиях в литогенезе. С целью восстановления истории

формирования состава нефтей было исследовано 8 проб нефтей из разных пластов некоторых месторождений юго-восточной части Надымской впадины, а также более представительная выборка нефтей Сугмутского месторождения.

По распределению алканов С[2-Ск как нормальных, так и изопренанов в пределах залежей Сугмутского месторождения пласта БС92 можно выделить три типа нефтей.

Нефти разных типов находятся в изолированных залежах, приуроченных к разным песчаным линзам. Состав нефтей подтверждает то, что в настоящее время нет гидродинамической связи между этими залежами, хотя они относятся к одному пласту БС92.

Можно предположить, что заполнение клиноформных ловушек углеводородными флюидами происходило в несколько этапов. Первыми заполнялись линзы южной части месторождения - I тип нефти. Материнское ОВ этой нефти в своей истории прошло этап относительно восстановительных условий начальной фоссилизации в раннем диагенезе. Такие условия существовали при формировании нефтематеринских глин баженовской свиты и, вероятно, основная масса УВ поступала сюда из этих отложений, хотя нельзя исключать подток из НГМП котухтинской и тюменской свит.

В залежи центральной и северной части продуктивного пласта следующая порция нефти поступила позже (II тип). В генерации этих флюидов уже участвовало ОВ не только баженовской свиты, но и нижней части неокома, на что указывает разное соотношение концентраций изопреноидов, а распределение н-алканов очень похоже на распределение этих УВ во II типе нефтей.

III тип характерен для самой верхней части пласта БС92, нефть этого типа самая легкая, возможно, третьего этапа генерации и миграции. Легкие фракции геохимически самые молодые (их немного), возможно, поступали из ачимовских и вмещающих залежи глинистых разностей пород, а также из более глубокозалегающих НГМП (котухтинская и тюменская свиты). Это третий и последний этап формирования современного состава нефтяных флюидов. Миграционные процессы оказывали влияние на формирование состава нефтяных флюидов всех типов, на что указывает распределение физико-химических параметров внутри залежей и преобладание изоалканов среди алканов в бензиновых фракциях нефтей. Поскольку глинистые разности всех выделенных НГМП накапливались в морских или прибрежно-морских обстановках, то состав циклоалкановых биомаркеров очень близок. Изменение состава нефтей в геологической истории НГМП позволило восстановить стадийность этапов генерации углеводородных флюидов.

По распределению алканов среди исследованных нефтей пластов Юо, Ачь БС юго-восточной части Надымской впадины выделяются два типа: соответствующие I и II типам нефтей основных залежей пласта БС92 Сугмутского месторождения. Отличие заключается в том, что эти типы нефтей приурочены к разновозрастным пластам - Ю0, Ач1, группы пластов БС и группы пластов АС, а не к одному.

Биомаркерный анализ состава нефтей и битумоидов юго-восточной части Надымской впадины и прилегающих территорий показал, что ОВ НГМП накапливалось в морских бассейнах с разнообразными обстановками - открытого моря, эстуариях, прибрежных лагунах, в которые сносился органический материал с континента. Основными биопродуцентами являлись фито- и зоопланктон (фитопланктон преобладал). Вклад континентального гумусового ОВ значительнее в котухтинской свите, меньше в тюменской, еще меньше в баженовских и ачимовских породах (рис. 1). Генерация углеводородных флюидов происходила в ГЗН на стадиях МЬм - МК3. На севере Надымской впадины одновозрастные толщи залегают на больших глубинах и, соответственно, подвергались воздействию более высоких температур, чем на юге. НГМП для скоплений в пластах БС и АС явились в основном баженовские аргиллиты и глинистые разности ачимовской толщи, но нельзя исключать и участие более преобразованного ОВ котухтинской и тюменской свит. Поступление в залежи легких УВ обусловлено вхождением в главную зону конденсатообразования (в погруженных частях) котухтинской свиты, а также вхождением в ГЗН НГМП нижней части неокома.

Глава 4 МИГРАЦИЯ И АККУМУЛЯЦИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ФЛЮИДОВ И КОНСЕРВАЦИЯ ЗАЛЕЖЕЙ

Одним из важнейших условий формирования нефтегазоносности территории является возможность миграции образовавшихся углеводородных флюидов (УВФ) из НГМП и наличие ловушек для нефти и газа на путях миграции.

4.1 Условия и показатели миграции

Миграция нефти представляет собой сложный комплекс фильтрационных и диффузионных процессов, протекающих в разных термодинамических условиях, в различных по составу породах, т.е. в разных литологических, минералогических и геохимических средах.

0,4 0.6 0,8 1,0 1,4

Условные обозначения:

Нефти

а Пласты группы Ю„ ®

■ Пласты группы Ач Пласты группы БС * Пласты группы АС

Бтумоиды

• -неоком О -ачимовская 9 • бажсновская О -тюменская -котухтинская

Рис.1 Восстановление генетического типа ОВ и условий его накопления по соотношению алканов в составе ОВ и нефтей юго-восточной части Надымской впадины (диаграмма Кеннона-Кассоу)

Процессы миграции нефти и газа в недрах (так же как и генерации) непосредственно наблюдаемы быть не могут. О них можно судить по изменению состава флюида, а также по присутствию на предполагаемых путях движения флюидов «следов миграции».

В основе используемых в настоящее время молекулярных индикаторов миграции лежит представление о том, что перераспределение состава УВ и среди них биомаркеров при миграции происходит за счет геохроматографии, при которой различные ароматические УВ (в силу своей полярности) и высокомолекулярные циклоалкановые и алкановые УВ сорбируются в первую очередь. Поэтому в процессе миграции происходит увеличение отношений: изоалканы/н-алканы, алифатические/ароматические УВ; н-алканы/циклоалканы; три-/моноароматические стероиды; три-/пентациклические терпеноиды и др.

Наличие процессов миграции фиксируется при люминесцентно-битуминологическом анализе образцов пород. В породах котухтинской свиты преобладают темные цвета люминесценции, что говорит об остаточном характере битумоидов (характерно для завершающих этапов ГЗН). Цвета люминесценции пород тюменской свиты в основном желтые и оранжевые, что говорит о процессах миграции, протекающих внутри коллектора. Характер люминесценции битумоидов баженовской свиты свидетельствует об активных процессах миграции.

4.2 Природные резервуары в юрских и нижнемеловых отложениях

Обязательным условием образования залежи является наличие в недрах ловушки. И.О. Брод (1957 г) под ловушкой понимал ту часть природного резервуара, в которой создаются условия формирования нефтегазового скопления, в ней устанавливается относительное равновесие подвижных флюидов. Участки недр, предположительно обладающие указанными свойствами ловушки, но в которых залежи нефти и/или газа ещё не обнаружены, являются предполагаемыми нефтегазоносными ловушками.

В котухтинской свите выделяются пласты, индексируемые Юю-Ю 11-Ю12- Угленосные терригенные отложения котухтинской свиты вскрыты на Ямпинской площади (скв. №2) и имеют преимущественно глинисто-алевролитовый состав. Маломощные (до 1,8 м) низкоемкие коллекторы пласта Юц принадлежат к алевро-песчаным отложениям прирусловых валов небольших притоков на пойме и имеют максимальную открытую пористость 11,6%. Наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) обладают песчаники южных частей изучаемого района. Вероятно, основной снос материала происходил с юга на север, поэтому в этом направлении происходит ухудшение ФЕС отложений пласта Юц, в центральных и наиболее погруженных участках юго-востока Надымской впадины ФЕС также низкие. Динамика привноса материала была не благоприятной для

накопления мощных песчаных коллекторов, однако выраженная расчлененность палеорельефа способствовала накоплению выклинивающихся песчаных тел в области примыкания к палеоподнятиям. Для остальной территории характерно пятнистое и шнурковое строение тел коллекторов. Покрышкой для коллекторов нижней юры являются глинистые разности тогурской и родомской пачек.

Коллекторы средней юры, включающие в себя пласты Ю9-Ю2 формировались в условиях аллювиальной и прибрежной аккумулятивных равнин, поэтому имеют весьма сложный характер площадного распространения. ФЕС пластов Ю9 и Ю4 относительно низкие: коэффициент пористости (Кп) - 3,05-13,2%; коэффициент проницаемости (Кпр) - 0,04-0,49 мД. ФЕС пласта Ю3 относительно низкие: Кп - 6,5412,1%; Кпр - 0,08-0,32 мД. Пласт Ю2 характеризуется Кп=7,28-13,3%; Кпр-0,08-0,051 мД. Наибольший интерес представляют коллекторы, связанные с меандрирующими реками (Кп=3,05-13,2%, Кпр=0,04-0,49

мД), поэтому присводовые и крыльевые части юрских локальных поднятий являются наиболее благоприятными зонами для формирования литологических ловушек.

Коллекторы нижнего мела включают в себя пласты БС^сЬ! и БС8-2-засЬ ачимовской толщи ахской свиты и АСц-ь АС,, и АС10 черкашинской свиты. Коллекторы ачимовской толщи имеют песчано-алевролитовый состав и обладают достаточно высокой открытой пористостью (10-19,4%) и низкой проницаемостью (до 1,7 мД). Среди изученных отложений ахской свиты преобладают образцы представленные алевритово-глинистыми и глинисто-алевролитовыми породами глубоководной сублиторали, содержащие прослои более мелководных терригенно-карбонатных отложений. Кп- 19,1-19,8%, Кпр -3,07-6,89 мД. По результатам анализа керна пластов группы АС можно сделать вывод, что наибольший интерес для обнаружения коллекторов представляют зоны валов подводного пляжа, сложенные песчаниками, выявленные в нижней части пласта АСц.ь имеющие Кп - 10,8 - 15,97%, Кпр - 0,23-0,49 мД. Отложения подводных аккумулятивных валов пласта АСП имеют Кп - 9,8 - 17,9%, Кпр - 0,12-0,71 мД. Пласт АСП экранирован глинистыми отложениями черкашинской свиты. Основные перспективы связаны с ундаформной и фондоромной частью неокома, где предполагается развитие небольших ловушек литологического типа.

В пределах юго-восточной части Надымской впадины развит «аномальный разрез» баженовской свиты, представляющий поисковый интерес, открытая пористость песчаных прослоев по результатам изучения керна составляет 2,6%.

Глава 5 МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ

ФОРМИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЮГО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ НАДЫМСКОЙ ВПАДИНЫ

Моделирование процессов генерации нефти и газа в юрских и нижней части неокомских отложений юго-восточной части Надымской впадины осуществлялось на основе структурного плана, термодинамических данных, свойств и состава OB пород и нефтей. 3D моделирование проводилось в программе Zetaware Trinity, а 2D моделирование -Ternis Suite. Метод 2D бассейнового моделирования показал хорошие результаты для районов со сложным тектоническим строением, таких как Тимано-Печорский (Ситар К.А., 2007 г, Большакова М.А., 2008 г) и Охотско-Камчатский (Корвушкина O.A., Савицкий A.B., 2002 г) НГБ. Полученные результаты моделирования сопоставлялись с данными по уже открытым месторождениям, которые находятся на профиле, а также с результатами геохимических исследований.

5.1 Методика 2D и 3D моделирования

Разработчики программ используют термин «нефтяная или углеводородная система», под которой понимается природная система, включающая в себя активную область НГМП (или очаг генерации) и все произведенные в этой области УВ, а также все геологические элементы и процессы, которые играли существенную роль в аккумуляции этих УВ. Элементами нефтяной системы являются: очаг нефтегазогенерации, пути миграции, коллекторы, покрышки, ловушки, перекрывающие породы. Процессы нефтяной системы - это образование ловушки, генерация, миграция и аккумуляция углеводородных флюидов. Моделирование процессов, протекающих в нефтяных системах, предполагает построение компьютерной модели каждого из этих процессов, что позволяет определить потенциал осадочного бассейна или отдельных его территорий, сделать количественную оценку объемов образовавшихся нефти и газа, а также выбрать правильное направление нефтепоисковых работ.

Программный пакет Zetaware Trinity представляет собой инструмент нового поколения для изучения нефтяных систем. Это инструмент, основанный на картах (структурные карты, карты температур, R0, давлений, пористости, разломов и др.), который позволяет интерактивно моделировать генерацию и миграцию углеводородных флюидов, оценивать их количество, предсказывать групповой углеводородный состав, фазовый состав, а также термодинамические условия (температуру, давление, отражательную способность витринита).

Исходные данные для моделирования как 20, так и 30 можно подразделить на 3 категории:

а) геологические данные: карты изогипс кровли и изопахит основных горизонтов, разломов, распределения давлений, температур и песчанистости, кроме того для выделения зон с наилучшими ФЕС -результаты изучения керна;

б) геотермические данные: точечные замеры температур в скважинах на различных глубинах, современный температурный градиент, отражательная способность витринита в масле (Я0), а также распределение современных и палеотемператур;

в) геохимические данные: содержание Сорг, величина водородного индекса (Н1) и Тмах по пиролизу для НГМП.

В совокупности по этим данным строились карты степени трансформации НГМП, рассчитывались карты И0 по точечным замерам и количеству генерированных УВ на единицу площади. С использованием карт ФЕС, а также карт разломов рассчитывались предполагаемые пути миграции, а также определялось нахождение предполагаемых скоплений нефти и/или газа.

Алгоритм программы позволяет строить группы карт для оценки степени трансформации, а также других свойств НГМП во времени.

Моделирование условий катагенетического преобразования выделенных НГМП по региональному сейсмическому профилю №19, проходящему через юго-восточную часть Надымской впадины и Северное Приобье, было выполнено с использованием программного пакета «Тегтпз20».

Для восстановления геолого-геохимической истории углеводородных систем были выполнены следующие реконструкции: этапов погружения, тепловой истории и истории нефтегазогенерации для основных НГМП (баженовская и глинистые разности котухтинской, тюменской и нижней части неокома), выделенных в Надымской впадине. На основании этого оценена степень преобразования НГМП, а также этапы генерации флюидов. Достоверность модели проверялась при сопоставлении значений реперов реально замеренных (современные температуры в скважинах и Я0) с расчетными значениями тех же величин, полученных в результате моделирования.

Протяженность изучаемого профиля составляет около 920 км, он пересекает пять основных тектонических элементов: восточную часть Северо-Сургутской моноклинали, Верхненадымский свод, южную часть Надымской впадины, Пякупурско-Ампутинский мегапрогиб, Вынгапуровский мегавал, а также Колтогорско-Уренгойскую систему грабенов. Исследуемая территория характеризуется наименьшими

отметками глубин до поверхности Мохо (36-42 км) и наибольшей мощностью мезозойско-кайнозойского чехла (5-8 км). Рельеф поверхности Мохо здесь также испытывает отклонения в 2-4 км, причем опущенные блоки соответствуют блоковым поднятиям фундамента.

Калибровка построенной модели проводилась по имеющимся скважинным данным (замеры температур и Я0): центральная часть профиля - юго-восточной часть Надымской впадины - калибровалась по данным скважин Ямпинской площади, восточная часть - по скважинным данным Еты-Пуровского месторождения. Профиль пересекает с запада на восток следующие крупные месторождения: Верхне-Казымское, Сугмутское, Романовское, Муравленковское, Еты-Пуровское и Харампурское.

5.2 Положение очага нефтегазогенерации

Для определения степени катагенетического преобразования НГМП используется, главным образом, величина Я0. Для описания процесса катагенетического преобразования ОВ НГМП была использована катагенетическая шкала Н.Б.Вассоевича. По этой шкале границы ГЗН или «нефтяного окна» соответствуют градациям катагенеза МКГМК3, что соответствует значениям Я0 - 0,5-1,15%. Пик нефтеобразования приходится на градацию МК2, верхняя и нижняя границы которой по значениям равны 0,65 и 0,85% соответственно. Верхняя граница ГЗН (для изучаемого района) проходит на глубине около 1700 м. Глубина перехода из зоны нефтегенерации в зону газогенерации располагается на отметке 4000-4100 м. Самое глубокое положение нижней границы ГЗН приурочено к центральной и восточной частям территории, так как Надымская впадина расположена на срединном массиве байкальского возраста консолидации фундамента, где значения теплового потока пониженные.

Интенсивное катагенетическое преобразование котухтинских НГМП (для изучаемой части профиля) по результатам 30 моделирования началось в начале позднего мела (сеноман - 94 млн. лет назад), после чего, в конце коньякского века (88 млн. лет) в ГЗН вошли НГМП тюменской свиты. Баженовская свита, а также глинистые разности низов неокома последовательно вошли в ГЗН в начале кампанского века (-7875 млн. лет).

Для характеристики степени фактической реализации генерационного потенциала ОВ использовался «коэффициент трансформации» (степень трансформации), определяемый отношением реализованного потенциала керогена (сгенерированное количество УВ) к общему потенциалу НГМП (количество УВ, которое способна

генерировать данная толща). Коэффициент трансформации зависит от качества и количества ОВ, а также от температурного режима НГБ.

Котухтинская свита реализовала свой нефтегенерационный потенциал (в самой погруженной части впадины) на 40%,.тюменская свита - на 20% (в максимально прогнутой части района), а баженовская

свита - на 30-35%, породы нижней части неокомского комплекса - на 2025%. Пониженные значения коэффициента трансформации пород тюменской свиты по сравнению с остальными связано с тем, что значение энергии активации для ОВ этих пород выше энергии, необходимой для активации ОВ пород баженовской свиты.

Данные по составу нефтей залежей юго-востока Надымской впадины подтверждают результаты расчетов моделирования, что говорит о хорошей степени калибровки температурной модели. Согласно построенным моделям и исследованиям молекулярного состава нефтей разновозрастных залежей, как уже отмечалось ранее, генерация происходила в несколько этапов. Основными НГМП для нефтей служат породы баженовской свиты и глинистые разности нижней части неокомского комплекса, которые изменяли молекулярный состав нефти по мере вхождения в ГЗН.

Геолого-геохимическое моделирование углеводородных систем, с использованием геохимических исследований ОВ и геологических данных, дало сопоставимые результаты о катагенетической истории преобразования пород и этапах генерации углеводородных флюидов.

Очаг нефтеобразования приурочен к северной, наиболее прогнутой части Надымской впадины. Объемы генерируемых УВ распределяются внутри свит, содержащих НГМП. К настоящему времени все НГМП в наиболее прогнутых участках впадины находятся в средней части ГЗН - градация катагенеза МК2, однако породы котухнинской свиты в наиболее погруженных частях Надымской впадины уже достигли зоны МК3.

5.3 Моделирование процессов миграции УВ

По результатам 20 моделированияпервичная миграция УВ началась в сеноманском веке. В настоящее время процессы миграции УВ происходят в основном в юрской части разреза.

В целом, направление потока флюидов контролируется величиной угла восстания пласта, жидкие УВ мигрируют по восстанию пласта, стремясь занять максимально высокое положение в разрезе (рис.2). Из северных районов изучаемой территории (наиболее погруженной, центральной части Надымской впадины, к которой приурочен очаг нефтеобразования) направление потока флюидов в основном южное, юго-восточное и юго-западное направления.

К)

Условные обозначения: УВ насыщение, о

В о-ю 10-20 20-30

В 30-10 40-50 МЭЙ 50-60 60-70 70-80 80-90 >90

—направление миграции

песчаник конгломерат [ ~

90% песм 10% тин алевролит

70%лесч30%гл*н 70% песч 30% изв

50% песч 50% глин уголь

30%пвсч70%тда ЗрГЛРШ ММ

глины 70% глин. 30% юв

известняк 70% «в. 30% глин мм

Рис. 2 Миграция и характер насыщения в юрских и нижнемеловых отложениях Надымской впадины

По результатам моделирования насыщены УВ в основном песчаные прослои НГМП, тюменской и котухтинской свит, песчаники нижней части неокома, а также отложения баженовской свиты (предполагаемые «аномальные разрезы» и участки с порово-трещинными коллекторами в аргиллитах). Степень насыщения пород относительно высокая и достигает 70% для аргиллитов баженовской свиты, для тюменской и котухтинской свит насыщение ниже - 30-50%, что связано с пониженными содержаниями Сорг и более высокими значениями энергии активации для преобразования керогена. Песчаные прослои являются насыщенными, лишь локально, что связано с отсутствием структурных ловушек в пределах исследуемого участка. Вероятнее всего залежи нефти в песчаных пластах будут приурочены к зонам выклинивания, где ухудшаются их ФЕС, что позволяет улавливать УВ. В неокомских ловушках процессы миграции протекают интенсивнее, поэтому основная часть нефтяных флюидов мигрировала в прилегающие юго-восточные и юго-западные районы, где уже открыты месторождения нефти.

Заключение

В пределах юго-восточной части Надымской впадины основными НГМП являются породы баженовской свиты, смешанный гумусово-сапропелевого состав ОВ снижает ее нефтегенерационные свойство. Подчиненную роль играют глинистые разности котухтинской (родомская и тогурская пачки), тюменской, абалакской свит, а также нижней части неокомского комплекса. НГМП находятся в ГЗН на градациях катагенеза МКГМК3, их генерационный потенциал выработан не полностью. Согласно геохимическим исследованиям нефтей поступление углеводородных флюидов в ловушки происходило в несколько этапов, что отразилось на молекулярном составе нефтей. Основной очаг генерации располагается в наиболее погруженной центральной части Надымской впадины. Верхняя граница ГЗН проходит на глубине 1700 м, нижняя - на глубинах 4000-4100 м. Согласно результатам моделирования процессов нефтеобразования в нефтяных системах Надымской впадины направление миграции нефти в основном юго-западное, южное и юго-восточное.

По результатам геохимических исследований ОВ и нефтей и бассейнового моделирования процессов генерации, миграции и аккумуляции углеводородных флюидов в юго-восточной части Надымской впадины можно выделить несколько перспективных для поиска нефти объектов. В центральной части изучаемой территории - Ай-Хеттинское, на западе - Устьевое и Омрасьюганское, на востоке -Восточно-Хеттинское, на юге - Нумтойское локальные поднятия.

Однако, миграционные процессы и результаты сопоставления состава нефтей Сугмутского месторождения с нефтями юго-восточной части Надымской впадины свидетельствуют о том, что основная часть образовавшихся нефтяных флюидов уже мигрировала в прилегающие районы (Хулымское, Сугмутское, Верхне-Казымское и Пякутинское месторождения), тем не менее в пределах исследуемой территории вероятно открытие нефтяных месторождений.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах.

1. Гурьев И.М., Соболева Е.В. Формирование состава нефтей залажей пласта БС92 Сугмутского месторождения (Западная Сибирь) // Материалы докладов VII Международной конференции «Новые идеи в науках о Земле», 2007

2. Гурьев И.М. Перспективы нефтегазоносности юго-восточной части Надымской впадины // Материалы докладов XVI Международной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Ломоносов», 2009

3. Гурьев И.М. Катагенетическое преобразование нефтегазоматеринских пород в истории развития юго-восточной части Надымской впадины // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2009, №9

4. Гурьев И.М., Соболева Е.В. История формирования молекулярного состава нефтей Сугмутского месторождения //Недра Поволжья и Прикаспия, 2009, вып. 60

5. Гурьев И.М. Моделирование процессов нефтеобразования в юрско-нижнемеловых отложениях юго-восточной части Надымской впадины // Материалы Всероссийской научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Молодые в геологии нефти и газа» ВНИГНИ, Москва, 2010.

Подписано в печать 11.03.10 Формат 60x88 1/16. Объем 1 п.л. Тираж 120 экз. Заказ № 915 Отпечатано в ООО «Соцветие красок» 119991 г.Москва, Ленинские горы, д.1 Главное здание МГУ, к. А-102

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Гурьев, Игорь Михайлович

Введение.

Глава 1. Строение юрских и нижней части меловых отложений Северного Приобья.

1.1 Формирование баженовской свиты юго-восточного борта Надымской впадины и северного склона Сургутского свода.

1.2 Строение и условия формирования неокомского комплекса и ачимовской толщи Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна.

1.3 Геохимическая характеристика ОВ и нефтей Надымской впадины и прилегающих районов.

Глава 2. Геологическое строение юго-восточной части Надымской впадины.

2.1 Стратиграфия.

2.2 Тектоника.

2.3 История геологического развития.

2.4 Температурный режим недр в пределах Надымской впадины.

2.5 Нефтегазоносность.

Глава 3. Генерация углеводородных флюидов юго-восточной части Надымской впадины

3.1 Нефтегазоматеринские породы юрских и нижней части меловых отложений.

3.2 Восстановление геохимической истории формирования состава нефтей юго-восточной части Надымской впадины и прилегающих районов.

Глава 4. Миграция и аккумуляция углеводородных флюидов и консервация залежей

4.1 Условия и показатели миграции.

4.2 Природные резервуары в юрских и нижнемеловых отложениях.

Глава 5. Моделирование процессов формирования нефтегазоносности в пределах юговосточной части Надымской впадины.

5.1 Методика 2D и 3D моделирования.

5.2 Положение очага нефтегазогенерации.

5.3 Моделирование процессов миграции углеводородов.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности верхнеюрских и неокомских отложений юго-восточной части Надымской впадины"

Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн (НГБ) остается основным районом по добыче нефти и газа в России, многие месторождения находятся на заключительной стадии разработки. В связи с исчерпанием фонда крупных антиклинальных структур, с которыми связаны уникальные месторождения нефти и/или газа, поисково-разведочные работы на сегодняшний день ориентированы преимущественно на сложно построенные объекты, которые относятся, главным образом, к неантиклинальным ловушкам, а также на поиск залежей не только в меловых и юрских отложениях, но и в глубокозалегающих горизонтах палеозоя. Перспективы открытия месторождений в недостаточно изученных районах высоки.

Настоящая работа посвящена изучению условий формирования месторождений нефти и/или газа в пределах юго-восточной части Надымской впадины. Современная оценка перспектив нефтегазоносности любого района не может обойтись без комплексного применения геологических, геофизических и геохимических методов. Как инструмент для оценки перспектив нефтегазоносности в малоизученных районах применяется бассейновое 2D и 3D моделирование с привлечением данных геохимических исследований органического вещества (ОВ) и нефтей.

Геолого-геохимическое моделирование основано на главных положениях осадочно-миграционной теории образования нефти и газа: для формирования месторождений необходимы генерация, аккумуляция углеводородных флюидов и консервация залежей. Моделирование предполагает построение компьютерной модели каждого из вышеперечисленных процессов, что позволяет достигнуть понимания основных факторов, определивших развитие нефтегазоносных комплексов и сделать количественную оценку объемов образовавшихся, мигрировавших и аккумулированных углеводородных флюидов.

В настоящее время накоплено большое количество геолого-геохимической информации, которую необходимо обработать и переинтерпретировать с позиций новых достижений современных геофизических и геохимических методов исследования.

Актуальность работы, включающей элементы геолого-геохимического моделирования и направленной на оценку перспектив нефтегазоносности территорий, где объем поисково-разведочного бурения недостаточно полный, заключается в том, что удалось с наименьшими затратами выявить и оценить перспективные объекты для поисково-разведочного бурения.

Целью настоящей работы является геохимические исследования ОВ нефтегазоматеринских отложений и нефтей, обобщение геолого-геохимических и геофизических данных и оценка перспектив нефтегазоносности юго-восточной части Надымской впадины с использованием 2D и 3D бассейнового моделирования.

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

1. изучение геологического строения и температурного режима Надымской впадины;

2. исследование ОВ пород и нефтей, выявление закономерностей распределения состава и свойств нефтей на изучаемой и прилегающих территориях;

3. выделение в разрезе нефтегазоматеринских толщ, пород коллекторов и ловушек, а также определение положения очагов генерации флюидов и путей их миграции;

4. моделирование процессов генерации, миграции и аккумуляции углеводородных флюидов и условий формирования залежей с использованием программных пакетов 2D и 3D бассейнового моделирования.

В работе защищаются следующие основные положения:

1. Органическое вещество баженовской свиты (основной нефтегазоматеринской толщи) в Надымской впадине - смешанного гумусово-сапропелевого состава, что снижает ее нефтегенерационные свойства по сравнению с центральными районами Западной Сибири, породы находятся на градации катагенеза МК1-МК2 в главной зоне нефтеобразования, выработанность их генерационного потенциала 30%. Второстепенными НГМП являются также глинистые разности котухтинской (радомская и тогурская пачки) и тюменской свит, а также нижней части неокомского комплекса.

2. Поступление углеводородных флюидов в залежи происходило в несколько этапов, что отразилось на молекулярном составе нефтей, в первую очередь на распределении изопреноидных углеводородов, которые отражают условия начальной стадии фоссилизации ОВ.

3. Выявлены основные очаги нефтегазогенерации (наиболее погруженная центральная часть Надымской впадины). Верхняя граница ГЗН проходит на глубине 1700 м. Переход из зоны нефтегенерации в зону газогенерации располагается на глубинах 40004100 м.

4. Направление миграции нефти в основном юго-западное и юго-восточное. В целом в настоящее время большая часть флюидов уже мигрировала в прилегающие районы (Сугмутское, Мало-Перевальное и Милисское месторождения). Основные перспективы связаны с юго-западной (Северо-Нумтойским и Верхне-Казымским поднятия) и центральной (Айхеттинское, Хеттинское и Омрасьюганское поднятия) частями территории.

Научная новизна.

Впервые для юго-восточной части Надымской впадины выполнен полный комплекс геохимических исследований ОВ и нефтей на современном аналитическом уровне, включающий биомаркерный анализ и пиролиз. Для оценки перспектив нефтегазоносности осуществлено 2D и 3D моделирование с использованием программных пакетов Temis Suite и Trinity. По результатам бассейнового моделирования выделены очаги и оценено время генерации углеводородных флюидов, определена величина реализации потенциала выделенных НГМП, выявлены направление миграции и ловушки для аккумуляции нефти, а также оценено количество образовавшихся и аккумулированных углеводородных флюидов и положение возможных скоплений.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Гурьев, Игорь Михайлович

Заключение

По результатам комплексных гсолого-геохимических исследований с привлечением геофизических материалов, а также по 2D и 3D бассейновому моделированию в пределах юго-восточной части Надымской впадины как НГМП выделяются породы баженовской свиты, смешанного гумусово-сапропелевого состава ОВ снижающего ее нефтегенерационные свойства. Подчиненную роль играют глинистые разности котухтинской (радомская и тогурская пачки), тюменской, абалакской свит, а также нижней части неокомского комплекса. НГМП находятся в ГЗН на градациях катагенеза МК1-МК3, их генерационный потенциал выработан не полностью.

Согласно изучению состава и свойств нефтей генерация нефтяных флюидов происходила в несколько этапов: основное количество УВ продуцировала баженовская свита, заполняя ловушки южных участков. По мере вступления в ГЗН глинистых разностей ачимовской толщи заполнялись ловушки центральных и северных районов, изменяя состав алканов. Самые преобразованные НГМП тюменской и котухтинской свит в настоящее время сформировали самые легкие нефти и изменили состав бензинов.

В разрезе выделены возможные коллекторы в нижнеюрских отложениях - пласты Юн и Ю12, которые имеют преимущественно глинисто-алевролитовый состав и максимальную пористость 11,6% и проницаемость до 0,12 мД, наилучшими коллекторскими свойствами обладают южные участки. Коллекторские пласты Ю9, Юз и Юг тюменской свиты имеют максимальные коэффициенты пористости до 12,1 %, коэффициенты проницаемости до 0,49 мД и наилучшими свойствами обладают в южных районах (Ямпинская площадь). Самыми лучшими коллекторами в отложениях нижнего мела являются пласты АС] м и АСц с коэффициентом пористости до 18% и Кпр до 2,57 мД.

На изучаемой территории выделены 2 нефтяные системы: нижне-среднеюрская -нефтематеринские породы котухтинской свиты и коллекторские пласты Юц и Ю12, нефтематеринские породы тюменской свиты и коллекторские пласты Ю9, Юз и Ю2 и верхнеюрско-нижнемеловая (нефтематеринские породы баженовской свиты и глинистых разностей нижней части неокома и коллекторские пласты АСц-i и АСц).

Согласно результатам компьютерного моделирования процессов нефтеобразования очаг нефтегенерации находится на севере изучаемой территории (центральная часть Надымской впадины, а также Левохеттинская и Верхнетанловская впадины) нефтематеринские породы котухтинской свиты находятся на заключительной стадии ГЗН (градация МКз), породы тюменской свиты находятся в середине ГЗН (градация катагенеза МК2), а нефтематеринские породы баженовской свиты и нижней части неокома находятся на границе МК1-МК2. Породы котухтинской свиты вошли в главную зону в туроне (94 млн лет), тюменская свита вошла в главную зону 88 млн лет назад (конец коньякского века), а породы баженовской свиты и низов неокома вошли в главную зону в кампанском веке (78 и 75 млн лет назад для баженовской толщи и нижней части неокома соответственно). Нефтематеринский потенциал пород реализован в основном равномерно: котухтинская свита - на 40% в наиболее прогнутых частях, тюменская - на 20%, баженовская и нижнемеловая - на 30% и 25% соответственно.

Миграционные потоки, протекающие в юрско-нижнемеловых отложениях направлены главным образом в юго-восточном и юго-западном направлениях от очага генерации в сторону Сугмутского вала и Хеттинского поднятия, поэтому основные уже открытые месторождения располагаются главным образом по периферии изучаемой территории. Однако можно ожидать скопления и в пределах юго-восточной части Надымской впадины главным образом в литологически ограниченных песчано-алевролитовых ловушках пластов нижней и средней юры в центральных и юго-западных участках в районе Хеттинского поднятия, а также скопления нефти в линзовидных прослоях нижнего мела на восточных участках, где коллекторские свойства ачимовской толщи лучше. Наиболее перспективные локальные поднятия для испытания пластов нижнего мела - Ай-Хеттинское, Устьевое, Омрасьюганское, Восточно-Хеттинское и Нумтойское.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Гурьев, Игорь Михайлович, Москва

1. Алексеев А.Д. Природные резервуары нефти в отложениях баженовской свиты на западе Широтного Приобья. Москва 2009 г.

2. Аплонов С.В. Палеогеодинамика Западно Сибирской плиты. Советская геология 1989 №7;

3. Атлас литолого-палеогеографических карт юрского и мелового периода Западно Сибирской равнины. Под ред. И.И. Нестерова, Тюмень 1976;

4. Артюшков Е.В, Беэр М.А. О механизме образования нефтегазоносных бассейнов Западно Сибирской плиты и Русской платформы. Геология и геофизика 1987 №11;

5. Атлас тектонических карт и опорных профилей Сибири. Ред. A.JI. Яшин. 1988;

6. Атлас геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского автономного округа. Под ред. Шпильмана В.И. Ханты-Мансийск, 2004 г;

7. Биншток М.М, Онищук Т.М, Наумов A.JI, Лю-До-Фун. К вопросу о размещении литологических залежей в Среднем Приобье. Геология и разведка нефтяных месторождений западной Сибири. Вып 64 1977;

8. Брадучан Ю.В. Нестеров И.И, Соколовский А.П. Стратиграфия мезо-кайнозойских отложений Среднеобской нейтегазоносной области. Тюмень ЗапСиб НИГНИ 1968;

9. Брехунцов А.М, Бородин В.Н, Бочкарев B.C. Условия формирования и особенности строения основных продуктивных пластов ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны, 1999 с 35-58;

10. Ботнева Т.А. Генетические основы классификации нефтей. М. Недра 1987г;

11. Беспалова Е.Б., Прогнозирование залежей нефти в ундоформной зоне неокомских клиноформных отложений Надымской мегавпадины Западной Сибири, Москва 2005 г;

12. Бочкарев B.C. Особенности строения доюрского основания Западно-Сибирской равнины // Доклады АН СССР, 1979 г том 249 №3;

13. Брод И.О., Еременко Н.А. Основы геологии нефти и газа. М. Гостоптехиздат, 1957, 480с

14. Вассоевич Н.Б. Происхождение нефти. Вестник МГУ №5 1975;

15. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти. Известия АН СССР, Геология №11 1967;

16. Влияние палеорельефа и эвстатических колебаний моря на формирование коллекторов ачимовской толщ. Геология нефти и газа 2006г №4 с22-32;

17. Величко А.А., Климаты Земли в геологическом прошлом. Москва, 1987 г;18