Нефтегенерационный потенциал и перспективы нефтегазоносности нижне-среднеюрских отложений центральной части Западно-Сибирской плиты

Видик, Светлана Владимировна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Нефтегенерационный потенциал и перспективы нефтегазоносности нижне-среднеюрских отложений центральной части Западно-Сибирской плиты
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Нефтегенерационный потенциал и перспективы нефтегазоносности нижне-среднеюрских отложений центральной части Западно-Сибирской плиты"

На правах рукописи

ВИДИК Светлана Владимировна

НЕФТЕГЕНЕРАЦИОННЫЙ ПОТЕНЦИАЛ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НИЖНЕ-СРЕДНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ПЛИТЫ

25.00.12 - геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минерапогических наук

НОВОСИБИРСК, 2009

003474669

Работа выполнена в Федеральном государственном унитарном предприятии «Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья» (ФГУП «СНИИГГиМС») и Федеральном государственном унитарном предприятии «Всероссийский геологический институт им. Карпинского (ФГУП «ВСЕГЕИ»)

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук

Девятое Владимир Павлович

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук

Фомин Александр Николаевич кандидат геолого-минералогических наук Соболев Петр Николаевич

Ведущая организация: ТПП «Когалымнефтегаз», Г. КОГАЛЫМ

Защита состоится 24 сентября 2009 г. в 10 часов на заседании диссертационного совета к 216.014.01 в федеральном государственном унитарном предприятии «Сибирский НИИ геологии, геофизики и минерального сырья» (ФГУП «СНИИГГИМС») Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации по адресу 630091, г. Новосибирск, Красный проспект, 67

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГУП «СНИИГГИМС».

Автореферат разослан 10 июля 2009 г.

Отзывы, заверенные печатью учреждения, в двух экземплярах просим направлять по адресу: 630091, г. Новосибирск, Красный проспект, 67, ФГУП «СНИИГГИМС», ученому секретарю диссертационного совета. Факс (383) 221-49-47 E-mail: geology@sniiggims.ru

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геол.-минерал. наук

Е.А. Предтеченская

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Объектом исследований являются нижне-среднеюрские отложения центральной части Западно-Сибирской плиты (шараповский, китер-бютский, надояхский, лайдинский, вымский, леонтьевский, малышевский региональные стратиграфические горизонты) на территории трех нефтегазоносных областей - Красноленинской, Фроловской и Среднеобской и восьми нефтегазоносных районов - Красноленинского, Сергинского, Лямин-ского, Приобского, Салымского, Сургутского, Вартовского, Ноябрьского.

Актуальность работы.

Западная Сибирь на протяжении многих лет остается главным нефтедобывающим районом страны. При этом основные ресурсы углеводородов сконцентрированы в её центральной части. Мезозойские отложения осадочного чехла Западно-Сибирской плиты, их состав, структурная позиция, геохимическая характеристика исключительно благоприятны для образования нефти и газа, концентрации их в крупнейших многопластовых месторождениях. В результате более интенсивного освоения происходит истощение ресурсов наиболее богатых в нефтегазоносном отношении отложений неокомского НГК, а роль запасов юрских отложений в нефтедобыче постепенно возрастает.

Сложное геологическое строение, неоднородный фациальный состав отложений нижней - средней юры делает необходимым уделять больше внимания условиям осадконакопления и формирования нефтяных залежей. Кроме того, до сих пор является открытым вопрос о нефтемате-ринских свитах, что также осложняет выделение наиболее перспективных прогнозных участков. Подавляющее большинство исследователей считает, что основными генераторами углеводородов являются юрско-нижнемеловые отложения. В связи с этим оказалось необходимо посвятить специальные исследования оценке нефтегенерационного потенциала нижне-среднеюрских отложений.

Цели и задачи исследования. Основная цель диссертации -прогноз нефтегазоносности нижне-среднеюрских отложений на территории центральной части Западно-Сибирской плиты на основе определения их нефтегенерационного потенциала.

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

1. Определение концентраций, состава и закономерностей распределения органического вещества пород в разрезе и по площади по данным исследования керна глубоких скважин, вскрывших нижне- среднеюрские отложения;

2. Установление степени и закономерностей катагенетических преобразований органического вещества, прогноз фазового состава углеводородов в отдельных районах и горизонтах;

3. Количественная оценка нефтегенерационного потенциала нижне-среднеюрских отложений;

4. Выделение основных нефтематеринских толщ и очагов генерации углеводородов в разрезе нижней - средней юры.

Фактический материал. Исходным геологическим материалом послужили более 1000 образцов керна, отобранных автором и её колле-

гами в период с 2003 по 2005гг в геологических организациях Сургута, Тюмени, Когалыма. В процессе выполнения работы использованы результаты геохимических и литологических исследований керна 15 глубоких скважин, выбранных в качестве эталонных. Для характеристики малышев-ского горизонта дополнительно привлекались данные по 20 скважинам, расположенным на территории Сургутского свода. Кроме того, использовались результаты геохимических исследований из базы данных лаборатории инструментальных методов анализа ФГУП «СНИИГГиМС» (около 3000 образцов), а также фондовые и опубликованные материалы.

Основные защищаемые положения.

5. Основные закономерности распределения органического углерода в разрезе и по площади. На базе лито-фациальных реконструкций составлен пакет соответствующих погоризонтных карт. Среднее содержание Сорг в породах меняется в пределах 1-4%, наиболее богаты органическим веществом породы китербютского, вымского и малышевского горизонтов. В шара-повском, китербютском, надояхском и лайдинском горизонтах повышенные концентрации Сорг приурочены к Фроловской и Красноленинской НГО, а в вымском, леонтьевском и малы-шевском - к Среднеобской НГО.

6. По геохимическим параметрам установлены благоприятные термодинамические условия генерации УВ и сохранности нефтяных залежей. Уровень катагенеза на большей части территории соответствует ГЗН. Резкое повышение степени катагенеза зафиксировано во впадинах, а также на СевероСургутской ступени и в районе Ляминского вала, где возможно обнаружение газоконденсатных и газоконденсатнонефтяных залежей. Преобразованность нижнеюрских отложений выше, чем среднеюрских.

7. Дана оценка нефтегенерационного потенциала нижне-среднеюрских отложений. Процессы образования углеводородов происходили во всей толще, но основной вклад обеспечили породы китербютского, вымского и малышевского горизонтов, в меньшей степени - лайдинского (в пределах Красноленинской НГО). Плотность генерации углеводородов нижне-среднеюрских отложений составляет от 1 до 20 кгУВ/тонну породы.

8. Выявлены основные очаги генерации УВ, которые являются первоочередными объектами дальнейших исследований. Они приурочены к различным частям положительных (северные части Красноленинского, Сургутского, Нижневартовского сводов, Ляминского вала), отрицательных (Ярсомовский прогиб, Вынглорская впадина) и промежуточных (Средненазымская структурная ступень, Северо-Вартовская ступень) структур первого и второго порядков.

Научная новизна работы и личный вклад автора.

Впервые на основе комплексного анализа и интерпретации геолого-геохимических данных, в том числе данных пиролиза, с учетом литоло-

го-фациальных особенностей пород, определены нефтегенерационные свойства каждого горизонта и рассчитаны плотности генерации УВ (реализованный нефтегенерационный потенциал).

Построены погоризонтные карты распределения органического углерода в породах, погоризонтные карты плотностей генерации углеводородов и карты катагенеза для двух уровней - подошвы юрских отложений и кровли малышевского горизонта. Установлено, что органическое вещество относится к смешанному типу - преимущественно III с примесью II, иногда I, преобразовано в диапазоне MKi1 - МК32 («длиннопламенная» - «отощенно-спекающаяся» стадии по углемарочной шкапе).

Для малышевского горизонта территории Сургутского свода проведено детальное изучение концентрированного органического вещества (КОВ), что позволило выявить закономерности распространения углей разных генетических типов по площади.

Практическая значимость работы заключается в качественной комплексной оценке перспектив нефтегазоносности нижней - средней юры центральной части Западно-Сибирской плиты по геолого-геохимическим данным. Выделены очаги генерации углеводородов - потенциальные зоны нефтегазонакопления и концентрации УВ. Полученные данные в совокупности с другими методами могут быть использованы для выделения прогнозных перспективных участков при проведении ГРР, для более точных оценок ресурсного потенциала территории.

Материалы, положенные в основу работы, использовались при выполнении отчетов ФГУП «СНИИГГиМС»: «Оценка ресурсов УВ в при-контактной зоне осадочного чехла и доюрского основания на территории деятельности ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» в Широтном Приобье», «Оценка перспектив нефтегазоносности палеозойских отложений на территории деятельности ОАО «Сургутнефтегаз», «Седиментационное моделирование пластов фуппы ЮС2 восточной части Сургутского свода с целью выделения зон высокоемких коллекторов и ловушек, оценки локализованных ресурсов УВ и выработки рекомендаций по направлению геологоразведочных работ», «Геолого-геохимическое обеспечение региональных работ на нефть и газ по западным и восточным районам Ханты-Мансийского автономного округа и Томской области».

Публикации и апробация работы.

(2003), в журнале «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений» (№11, 2003г), в журнале «Региональная геология и металлогения» (№38, 2009). Результаты исследований и использовались при составлении отчетов по договорам. Всего по теме диссертации опубликовано 11 работ, в том числе 3 статьи в рецензируемых изданиях.

Структура и объем работы.

Диссертация состоит из введения, 5 глав и заключения. Работа содержит 149 страниц текста, 66 рисунков и 17 таблиц. Список использованной литературы включает 63 наименований.

Основная часть исследований, положенных в основу диссертации, проводилась в отделе геохимических исследований ФГУП «СНЙИГ-ГиМС». Завершающий этап выполнен в ФГУП «ВСЕГЕИ». Автор выражает глубокую признательность научному руководителю д.г.-м.н. В.П. Девятову за постоянное внимание и всестороннюю помощь. В процессе работы автор пользовался творческими советами и консультациями |А.С.Фомичева|, которому хочется выразить особую благодарность.

Автор выражает искреннюю благодарность за ценные консультации и замечания сотрудникам ФГУП «СНИИГГиМС»: Еханину А.Е., За-хряминой М.О., Кроль Л.А., Ларичкиной Н.И., Малюшко Л.Д., Матвиенко Н.И., Меленевскому В.Н., Паршину A.B., Рязановой Т.А., Сухоручко В.И., Черновой Л.С., Чуйковой Т.Э., Шигановой О.В. и другим. Большую помощь в обработке геохимических данных и оформлении графических приложений автору оказали специалисты Центра аналитических исследований ФГУП «СНИИГГиМС» Губина М.М., Михайлова А.Е., Молчанова Г.В., Сазоненко Г.Н., Яковлева Л.Д., которым автор также глубоко признателен. С благодарностью хочется отметить коллектив ФГУП «ВСЕГЕИ»: Бергера А.Я., Ларичева А.И., Коновалова Б.В., Олейникову Е.В., Чеканова В.И, Чеканову В.Н. за поддержку, ценные рекомендации и помощь в оформлении.

Автор благодарит коллектив ОАО «Сургутнефтегаз»: Медведева Н.Я., Коса И.М., Митягина A.B., Соснина В.Г., Батурина Ю.Е., Минченкова H.H., Кудрявцева В.А., Кириченко H.H. за содействие в предоставлении керна и геолого-геофизических материалов.

Глава 1. ИСТОРИЯ ИЗУЧЕНИЯ РАЙОНА

Геологические исследования Центральной части ЗападноСибирской плиты начались в конце XIX века и первоначально касались стратиграфии третичных и четвертичных отложений. Датой начала поисков нефти и газа на этой территории считают 30-е годы XX столетия и связывают с именем И.М. Губкина. В период с 30-х по 50-е годы вопросы геологии и нефтеносности региона освещались в работах В.Г. Васильева, М.К.Коровина, Н.К.Туаева, И.П.Герасимова, К.К.Маркова, Н.И.Архангельского, НАКудрявцева и многих других. Большую ценность на этом этапе представляют стратиграфические исследования, проведенные В.Н.Саксом.

Целенаправленное изучение территории на поиск месторождений нефти и газа начинается с 50-х годов XX века. В 1951г. заложены глубокие

опорные скважины трестом Тюменьнефтегеология в г.Ханты-Мансийске и в с.Березове. В результате выявлены крупные поднятия I порядка. На основании проведенных исследований и анализа геологической обстановки территории Н.Н.Ростовцевым был дан прогноз о наличии крупных месторождений нефти в районах Усть-Балыка и Мегиона. Первый приток нефти получен в 1952г. в Колпашевской опорной скважине (Томская область) из подтогурских отложений; в 1953г. Березовской опорной скважиной открыто первое газовое месторождение. Работы по оценке нефтеносности, проведенные в конце 50-х годов коллективами ВСЕГЕИ, ВНИГРИ, НИИГА, а также рядом производственных организаций (тресты Сибнефтегеофизика, Запсибнефтегеофизика, Запсибнефтегеология, Тюменьнефтегеология), позволили высоко оценить перспективы Центральной части ЗападноСибирской плиты.

Открытие в начале 60-х годов первых нефтяных месторождений показало, что Западная Сибирь является новым крупным нефтеносным районом. Крупный вклад в научное обобщение материалов по геологии и нефтегазоносности Западно-Сибирской плиты, в разработку теоретических проблем нефтяной геологи и геофизики внесли коллективы ВСЕГЕИ, ВНИГРИ, СНИИГГИМС, ЗапСибНИГНИ, НИИГА, ИГГ СО АН СССР, ИГиР-ГИ, тематических партий Главтюменьгеологии, НТГУ, ТТГУ, треста КНГР.

Региональные исследования геохимии мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты начали проводиться с 50-х годов во ВСЕГЕИ под руководством Н.Н.Ростовцева, в СНИИГГИМСе- Ф.Г.Гурари, А.Э.Конторовичем, О.Ф.Стасовой, А.С.Фомичевым, Л.И.Богородской, в НТГУ Н.П.Запиваловым и К.А.Черниковым, в ТТГУ В.Ф.Никоновым, во ВНИГРИ ВАУспенским, ЕАДряхловой, Г.П.Сверчковым, Г.П.Парпаровой, Е.АРогозиной и др. Аналитические исследования выполнялись в больших объемах в лабораториях Тюменского, Новосибирского и Красноярского геологических управлений, СНИИГГиМСа, ВНИГРИ, ВСЕГЕИ, НИИГА, ИГиРГИ и других организаций. В результате выявлены основные закономерности в распределении органического углерода и битуминозных веществ, а также степень их восстановленное™. Получены данные о качественном составе исходного органического вещества и степени его метаморфизма, рассмотрены вопросы геохимии нефтей и газов. Сделан вывод о существовании благоприятных условий для нефтеобразования в центральной части Западно-Сибирской плиты. В СНИИГГиМСе Ф.Г.Гурари (1959, 1961) одним из первых применил комплекс геохимических данных для оценки перспектив нефтегазоносности Обь-Иртышского междуречья и других районов Западной Сибири. Начиная с 1961 г. систематические исследования геохимии осадочных-пород, рассеянного органического вещества и нефтей, в том числе нижне-среднеюрских отложений Западной Сибири, проводились в СНИИГГиМСе, а затем в ОИГГиМ СО РАН под руководством А.Э.Конторовича, ЗапСибНИГНИ - H.H. Ростовцева и A.B. Рыль-кова, других организаций. Исследованию состава и распределения различных классов органических соединений в РОВ посвящены многочисленные работы А.Э. Конторовича, О.Ф. Стасовой, В.П. Даниловой, В.И. Москвина и др. Направленность изменений катагенеза в отдельных стра-

тиграфических комплексах и связь зрелости ОВ с нефтегазоносностью на территории Западной Сибири детально исследованы А.С. Фомичевым, О.И. Бостриковым, А.Н. Фоминым.

Вопросы особенностей накопления и преобразования рассеянного органического вещества, битумоидов, нефтей и газов в юрских и меловых отложениях Западной Сибири изучались также большим коллективом ученых ЗапСибНИГНИ.

Глава 2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ РАЙОНА

Фациальное районирование и стратиграфическое расчленение отложений нижней - средней юры произведено в соответствии с Решением 6 Межведомственного стратиграфического совещания (МРСС-2003) по мезозою Западной Сибири. Нижне- и среднеюрские отложения на территория Западной Сибири распространены практически повсеместно и с перерывом залегают на различных горизонтах триаса, палеозоя и докембрия. Падение слоев не превышает 1-2°. Кровля тюменской свиты в изученном районе располагается на глубинах 2500-2950м. Наиболее полные разрезы приурочены к центральным частям депрессий.

Изученный район расположен в пределах двух фациапьных областей: в Обь-Тазовской нижнесреднеюрская толща сложена прибрежно-и мелководно-морскими образованиями с участием дельтовых и континентальных, в Обь-Иртышской почти исключительно континентальными. Указанные области включают четыре структурно-фациальных района: Фроловский и Варьеганский, Шаимский и Уват-Мегионский соответственно. В районе исследования в основании юрского разреза выделяется ко-тухтинская свита (Варьеганский район), горелая и шеркалинская свиты (Фроловский и Уват-Мегионский районы). Свиты имеют аналогичное строение: каждая делится на две подсвиты, а подсвиты - на две пачки, нижняя из которых (пачка 1) представлена преимущественно песчаными породами (региональный резервуар), а верхняя (пачка 2) - глинистыми (региональный флюидоупор). Пачки соответствуют горизонтам в региональной части стратиграфической схемы (шараповский, китербютский, надояхский, лайдинский), некоторые из них имеют собственные названия. Перекрывающая эти отложения тюменская свита во всех районах подразделяется на три подсвиты, соответствующие вымскому, леонтьевскому и малышевскому горизонтам; во Фроловском и Варьеганском районах подсвиты тюменской свиты имеют собственные синонимические названия - нижняя толькинская, средняя сандибинская, верхняя надымская. В связи с неоднозначностью отношения разных исследователей к выделяемым свитам, описание в диссертации проводится по горизонтам.

В тектоническом плане изученная территория относится к Центральной тектонической области Западно-Сибирской плиты, где преобладают замкнутые структуры I и И порядков типа сводов, мегавалов, валов, куполовидных поднятий, мегавпадин, мегапрогибов, впадин и прогибов. Крупными положительными структурами в пределах района являются Красноленинский, Сургутский и Нижневартовский своды. Своды осложня-

ются структурными элементами II порядка и самостоятельными локальными поднятиями.

Дизъюнктивная тектоника Западно-Сибирской плиты менее изучена, чем пликативная. По протяженности и соотношению с пликативными структурами все выявленные нарушения условно могут быть разделены на локальные, соизмеримые со структурами III порядка, и более крупные -региональные. Ориентировка разрывов различная, амплитуды варьируют от десятков до нескольких сотен метров. Наибольшую амплитуду все выявленные нарушения имеют по поверхности фундамента, уменьшаясь вверх по разрезу. Обращает на себя внимание тесная связь положения разрывных нарушений в плане с ориентировкой, размерами и формой пликативных структур различных порядков.

Нефтегазоносность нижней и средней юры Западно-Сибирская низменность представляет собой одну из крупнейших нефтегазоносных провинций мира. Значительные ресурсы углеводородного сырья расположены в ее центральной части. Изученная в настоящей работе территория расположена в пределах трех нефтегазоносных областей (НГО) - Красноленинской, Фроловской и Среднеобской. Здесь выявлены месторождения как структурного, так и внеструктурного ряда, среди тех и других имеются как простые, так и сложные. Преобладают многозалежные нефтяные месторождения, связанные с прибрежно-морскими отложениями юры и нижнего мела, континентальными нижней и средней юры. Залежи в нижней и средней юре установлены в 65 месторождениях, расположенных в пределах изученного района. Наиболее продуктивным является малышевский горизонт (пласт Юг), нефтеносный практически на всех месторождениях. В 9 имеются промышленные залежи в нижней юре и верхней части фундамента, причем все эти месторождения расположены на территории Красноленинско и Фроловской НГО. Все месторождения многопластовые. Дебиты скважин меняются от 2.2 м3/сут до 300 м3/сут и более. Наиболее продуктивные коллекторы встречены на Рогожниковской и Ханты-Мансийской площадях.

Глава 3. МЕТОДЫ ОЦЕНКИ НЕФТЕГЕНЕРАЦИОННЫХ СВОЙСТВ ОСАДОЧНОЙ ТОЛЩИ

Одним из важнейших критериев нефтегазоносности любых осадочных бассейнов является возможность слагающих их осадочных пород генерировать нефть и/или газ, т.е. их нефте- и газоматеринский потенциал. На практике могут быть использованы различные методы, степень эффективности которых варьирует от низкой до очень высокой.

При характеристике пород наиболее часто учитывается содержание в них органического углерода, тип органического вещества и степень его преобразованное™.

Минимальные значения Сорг, принимаемые разными исследователями при выделении нефтематеринских пород, различны. Так, Т.К.Баженовой установлены нижние пределы концентраций для карбонатных пород - 0,1%, для глинистых и глинисто-алевритовых - 0,2%. ЕАЛарской

за минимальную концентрацию принята величина 0,3%. По данным А.Б.Ронова (1958) критический нижний предел содержания Сорг для пород глинистого типа в нефтеносных провинциях составляет 0,5%, это же значение принимается Б.Тиссо и Д.Вельте.

При выделении типов рассеянного органического вещества существует несколько классификаций, в основе которых лежит различие в исходном материале, молекулярной структуре, химическом и петрографическом составе. Наиболее часто используемая классификация типов керо- ? гена разработана Б.Тиссо и Д.Вельте и основана на различии элементного состава керогена.

Ведущим процессом в преобразовании органического вещества, генерации нефти и газа, в изменении свойств самих пород нефтегазоносных отложений, а также миграции образующихся углеводородов, является катагенез. Главными факторами катагенеза являются температура и давление. В весьма длительном и многостадийном процессе преобразования органического вещества Н.Б. Вассоевичем (1967) выделяется главная фаза нефтеобразования, которая соответствует длиннопламенной и газовой стадиям катагенных изменений органического вещества. Существование в разрезе литосферы главной зоны нефтеобразования обосновано А.Э. Конторовичем (1967).

Пиролитические методы оценки нефтегенерационного потенциала пород. Пиролитический метод дает возможность получить информацию о нефтематеринской породе без длительной обработки керна. Потенциал ОВ оценивается количеством образовавшихся УВ в лабораторных условиях при температурах от 300 до 650°С, что примерно отвечает массе УВ, генерирующейся в природных условиях до конца среднего мезокатагенеза.

При пиролизе определяются следующие важные параметры: Э1 -содержание в породе жидких УВ нефтяного ряда С8+...С15+, Бг - УВ и родственные им компоненты, генерированные при более высоких температурах (до 650°С) за счет деструкции керогена, температура Ттах, соответствующая максимуму выхода продуктов углеводородного типа, полученных в результате крекинга. Степень катагенеза керогена определяется методом пиролиза по температуре Ттах, которая коррелируется с определениями ОС витринита. В незрелых породах она составляет 425°С, неф-тегенерирующих - 435-460°С, при Тмах>460°С формируется газовая зона или зона метаморфических пород. Показателем качества керогена или типа ОВ являются - водородный индекс Н1 (Бг/Сорг), который хорошо коррелируется с элементным составом ОВ. Величина соответствует доле исходного генетического потенциала, который реализован в УВ. Сумма Б^вг является количественной мерой суммарного генетического потенциала породы (кг/т или мг/г).

ГЗН или «нефтяное окно» определяется следующими значениями индекса продуктивности: Р1 = 0,1-0,4 (Р1 = 81/(81+82)).

Н.В.Лопатин и Т.П.Емец (1997) на основе политического изучения керогена горючих сланцев, углей, концентратов РОВ пород баженов-ской и тюменской свит предложили классификацию типов керогена по пи-ролитическим параметрам.

Таким образом, данные пиролиза находят широкое применение в органической геохимии в связи с диагностикой РОВ (количественная и качественная характеристика ОВ, определение степени катагенетической преобразованное™, величины остаточного генерационного потенциала), выявлением эффектов миграции УВ и дренирования залежей и т.д.

Количественная оценка перспектив нефтегазоносности. Изучение количественной стороны и стадийности нефте- и газообразования осуществляется с использованием принципиально различающихся методических подходов. Имеются работы по экспериментальному лабораторному моделированию процессов превращения ОВ и генерации нефтяных и газовых углеводородов. Некоторые теоретические расчетные модели основаны на кинетике реакций. Балансовые расчеты учитывают экспериментальные данные, характеризующие последовательные изменения состава ОВ в катагенезе в результате произошедших процессов генерации и эмиграции образующихся подвижных продуктов. Данные о распространении, мощностях и геохимической характеристике отложений позволяют выполнить оценку их генерационого потенциала и масштабов нефте-газообразования на основе объемно-генетического метода, логически вытекающего из осадочно-миграционной теории нефтегазообразования.

Использование результатов пиролиза для оценки генерации нефтяных углеводородов.

Использование пиролитических данных для подсчета количества генерированных УВ предлагалось Л.Прайсом (1984), Ж.Эспиталье (1995), В.Н. Меленевским (2001) и др. Количество углеводородов, образующихся за счет деструкции керогена в процессе пиролиза (пик Эг) зависит от исходного нефтегенерационного потенциала породы, определяемого типом ОВ, и от степени термической преобразованное™. В процессе катагенетической эволюции водородный индекс Н1, рассчитываемый по величине Эг, будет меняться строго закономерно. Графики эволюции ОВ строятся на основе данных об изменении водородного индекса различных керогенов в зависимости от их термической эволюции. Следовательно, они могут быть использованы для восстановления эволюционной кривой и исходного водородного (нефтегенерационного) потенциала породы.

В настоящей работе оценка нефтегенерационного потенциала отложений выполнялась на основе объемно-генетического метода с использованием данных пиролиза по количеству образующихся углеводородов и лито-фациальных карт. В пределах каждого горизонта территория разбивалась на участки в соответствии с фациальным типом отложений. Для каждого участка был определен тип органического вещества и значение исходного водородного потенциала, которые устанавливались по данным пиролиза и комплексному анализу геохимических данных (количество и состав битуминозных веществ, углепетрографическая характеристика ОВ). На основе карт содержания органического углерода в породах и карт катагенеза рассчитывался реализованный нефтегенерационный потенциал: ДН1 = Н(о Показатель преобразования (ТЯ) определялся по приведенной Ж.Эспиталье зависимости между ТЯ и Ио с использованием карты катагенеза. Реализованный нефтегенерационный потенциал

(в кгУВ/т.породы) изученных отложений определялся по формуле: НГП = ДН1*Сорг. После выполнения соответствующих расчетов построены схемы распределения плотностей генерации углеводородов.

Глава 4. ГЕОХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОВ ОТЛОЖЕНИЙ НИЖНЕЙ - СРЕДНЕЙ ЮРЫ ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ПЛИТЫ

Рассеянное органическое вещество

Породы шараповского горизонта изучены по керну Тундринской-37, Западно-Котухтинской-150 и Кечймовской-153 скважин. В скважине Тундринской-37 Сорг.ср. 0,5%, максимальное - 1,63. Содержание Бхл менее 0,1% (среднее около 0,05%). Битумоид автохтонный, окисленный, остаточный. Н1 менее 120, вероятно окисление на этапе седименто- и диагенеза. В целом породы характеризуются низкими нефтегенерационными свойствами. В скважине Кечимовская-153 содержание органического углерода в породах низкое - Сорг, ср.- 0,81%, Сорг, тах -1,93%, Бхл достигает 0,052%, битумоид автохтонный. Водородный индекс (Н1) не превышает 73 мгУВ/гСорг, индекс продуктивности (Р1) 0,2. Органическое вещество преобразовано (окислено), относится к III типу и находится в главной зоне нефтеобразования. Среднее содержание Сорг в породах скв. Западно-Котухтинская-150 составляет 1,7%, максимальное 4%. Бхл 0,4%. По пиролизу органическое вещество III типа, находится в главной зоне нефтеобразования. Н1 меняется от 120 до 210 мгУВ/гСорг, индекса продуктивности - от 0,13 до 0,41, что свидетельствует о его «средних» нефтегенера-ционных свойствах.

Глинистые отложения нижнего тоара, выделенные Ф.Г.Гурари в тогурскую свиту (китербютский горизонт), обладают значительным нефтегенерационным потенциалом, что было показано еще в 60-х годах XX века А.Э,Конторовичем. В рассматриваемых скважинах керновым материалом горизонт не охарактеризован, поэтому его геохимическая характеристика приводится по результатам аналитических определений из базы данных СНИГГиМСа, а также по литературным источникам. Сорг в породах варьирует от 0,1 до 16%, для большей части образцов характерны содержания 2-5%. Наблюдается закономерность в распределении органического углерода по нефтегазоносным областям: во Фроловской НГО, в целом, содержание Сорг в породах выше, чем в Среднеобской (средние содержания 4,28 и 2,25% соответственно). Бхл во Фроловской НГО 0,184%, в Среднеобской НГО - 0,122%. Таким образом, нефтегенераци-онные свойства китербютских (тогурских) отложений достаточно высокие, кроме того, во Фроловской НГО лучше, чем в Среднеобской. Согласно данным В.И. Москвина (1999), содержание органического углерода меняется от 1,5 до 5, реже 7% Бхл - от 0,1 до 0,7%, исходный тип ОВ - от тер-рагенного до типично аквагенного. Остаточный нефтегазогенерационный потенциал в центральных районах Западно-Сибирской плиты составляет около 400 мгУВ/г.Сорг.

НадояхскиО горизонт охарактеризован керновым материалом 7 скважин, расположенных на различных тектонических структурах и в раз-

личных фациальных областях. Общее количество изученных образцов керна - 131.

Среднее содержание органического углерода меняется от 0,31 (скв. Конитлорская-5022) до 2,25% (скв. Нонг-Еганская-195). Количество Бхл в породах в основном лежит в интервале значений 0,04-0,08%, но в отдельных образцах из скважин Ключевой и Нонг-Еганской площадей достигает 0,4%. По данным пиролиза ОВ относится к III типу, а в скважинах Ключевая-172 и Нонг-Еганская-195 к смешанному III с примесью И, возможно I. Отмечается влияние минеральной матрицы или изменение (окисление) ОВ. Водородный индекс, в среднем, меняется от 71 (Кечимов-ская-153) до 203 мгУВ/гСорг (Нонг-Еганская-195), Ттах - от 443°С (Конит-лорская-5022, Кечимовская-155) до 454°С (Западно-Котухтинская-150). Значение водородного индекса Н1 в отдельных образцах аргиллитов скв. Нонг-Еганская-195 достигает 300-414 мгУВ/гСорг, что свидетельствует об их высоком нефтематеринском потенциале. В целом нефтегенерацион-ные свойства надояхских пород, за исключением некоторых образцов скв. Нонг-Еганская-195 и Ключеваю-172, «плохие».

Лайдинский горизонт охарактеризован 61 образцом из 4 скважин: Южно-Студеной-3403, Конитлорской-5022, Кечимовской-153, Тевлинско-Русскинской-50. Среднее содержание органического углерода в породах эталонных скважин меняется от 1,3 (Кечимовская-153) до 2,4% (Конитлорская-5022). Содержание Бхл в породах 0,043-0,2%, битумоидный коэффициент меньше 10%. По данным пиролиза органическое вещество относится к III типу, в скважине Южно-Студеная-3403, возможно, с незначительной примесью II, и находится в главной зоне нефтеобразования. Значение водородного индекса меняется Н1 от 82 до 141 мгУВ/гСорг. В целом ОВ характеризуется низкими нефтегенерационными свойствами.

Вымский горизонт является одним из наиболее детально исследованных в разрезе нижнесреднеюрских отложений: общее количество изученных скважин - 9, количество образцов - 316. Среднее содержание Сорг в породах этих скважин от 0,6% (Южно-Студеная-3403) до 4,2% (Тевлинско-Русскинская-50), Бхл - от 0,3 до 1,14% (Тевлинско-Русскинская-50) при битумоидном коэффициенте около 10%. В групповом составе битумоида имеются значительные вариации. По разрезу скв. Вос-точно-Мытаяхинская-565 наблюдается закономерное изменение соотношений основных фракций битумоида в зависимости от удаленности до ближайшего коллектора, по представлениям ААТрофимука и А.Э.Конторовича (1965) обусловленное различием миграционных свойств компонентов, что является подтверждением нефтепроизводящих свойств горизонта. ОВ территории Ляминского вала уже прошло главную зону нефтеобразования и находится в зонё газообразования (Ттах, ср. = 472-478°С), для других скважин катагенез соответствует ГЗН (Ттах, ср. = 442-456°С). Соответственно, водородный индекс и другие параметры также широко варьируют: Н1 = 47-91 мгУВ/гСорг для Ляминского вала, 106-194 мгУВ/гСорг - на остальной территории. Нефтегенерационные свойства ОВ характеризуются большим разбросом, тип ОВ преимущественно смешанный.

Леонтьевский горизонт - один из наименее охарактеризованных керновым материалом: из 15 рассматриваемых скважин образцы пред-

ставлены только в 2 (Тевлинско-Русскинской-50 и Урьевской-21). Для более полной характеристики использованы результаты из базы данных СНИИГГиМСа (146 образцов по 37 площадям). В среднем Сорг во Фро-ловской НГО составляет 3,3%, в Среднеобской 1,8%. Количество хлорофор-менного экстракта варьирует от 0,008 до 0,736% на породу, при этом в аргиллитах битумоидный коэффициент не превышает 10%. В песчаниках присутствуют аллохтонные битумоиды ((3 = 40-60%). Элементный состав Бхл меняется в пределах: С - 74,44-86,97%, Н - 6,84-11,16%, Б - 0,24-0,88%. Водородный индекс Н1 - от 0,97 до 149 мгУВ/гСорг, Ттах.ср - 147-155°С.

Малышевский горизонт, содержащий песчаные пласты Юг-4 с промышленной нефтеносностью, наиболее детально охарактеризован керновым материалом. В настоящей работе отражены результаты изучения 366 образцов из 7 скважин. Кроме того, изучены аргиллиты и угли по 20 скважинам Сургутского свода и обобщены результаты аналитических исследований из базы данных СНИИГГиМСа,

Среднее содержание органического углерода в породах варьирует незначительно - от 1,17 до 2,4%, хотя абсолютные значения меняются в широком диапазоне даже в пределах одной скважины. Количество Бхл, битумоидный коэффициент, групповой и элементный состав битумоида зависят от литологического состава пород. Почти во всех скважинах отмечаются следы миграции битумоидов. Пиролитические характеристики пород также различны - Н1,ср. - от 81 (Восточно-Рогожниковаская-739) до 186 (Тундринская-37), абсолютные значения водородного индекса в некоторых образцах достигают 480мгУВ/гСорг (Южно-Студеная-3403); Ттах,ср. -433 (Тундринская-37) - 462° С (Верхнеляминская-556): Для скважин Со-сновская-743, Южно-Студеная-3403, Западно-Котухтинская-150, в меньше степени Тундринская-37, Верхнеляминская-556 установлен смешанный тип ОВ, иногда с примесью I. Таким образом, некоторые типы пород ма-лышевского горизонта указанных скважин обладают достаточно высоким нефтегенерационным потенциалом.

Кроме «эталонных» скважин, рассмотренных выше, в рамках настоящей работы кратко изучены нефтегенерационные свойства отложений малышевского горизонта по 20 скважинам, расположенным на площадях: Быстринской, Восточно-Сургутской, Западно-Сургутской, Кивринской, Конитлорской, Новобыстринской, Родниковой, Русскинской, Тевлинско-Русскинской, Тончинской и Федоровской. В изученных аргиллитах содержание органического углерода меняется в узком интервале значений - от 0,82 до 4,75%, среднее 3,55%. Содержание Бхл также достаточно стабильно - от 0,0820 до 0,1245%, среднее - 0,1129%, битумоидный коэффициент 3-9%. Пиролитические характеристики пород следующие: - от 0,31 (скв. Быстринская-3525) до 0,92 (скв. Восточно-Сургутская-230), среднее - 0,57 мгУВ/г.породы; Бг - от 1,35 (скв. Восточно-Сургутская-230) до 12,8 (скв. Федоровская-4201), среднее - 4,86 мгУВ/г.породы; Н1 - от 53 (скв. Восточно-Сургутская-4456) до 269 (скв. Федоровская-4201), среднее - 138 мгУВ/г.Сорг; Р1 - от 0,05 до 0,41 (скв. Восточно-Сургутская-230), в большинстве образцов - до 0,2; Ттах - 430-439°С, повышенные значения зафиксированы в образцах из скважин 4450, 4451, 4453 Восточно-

Сургутской, 5201 Конитлорской, 2633 Родниковой площадей. OB III типа. По классификации Н.В. Лопатина нефтегенерационные качества этих отложений удовлетворительные. Температура, отвечающая началу ГФН, и низкий индекс продуктивности также указывают на незначительную реализацию породами своего потенциала.

Концентрированное органическое вещество

Распространение углей в разрезе нижней - средней юры крайне неравномерно, наиболее характерны они для тюменской свиты. Для ма-лышевского горизонта отмечается разнообразие составов углей не только по площади, но и в разрезе отдельных скважин, что, вероятно, является следствием изменения обстановок накопления ОВ. Наибольшей динамикой водной среды характеризовался район скв. Федоровская-4753, где наблюдается максимальное содержание лейптинитовых компонентов. Увеличение содержания фюзенизированных компонентов в углях малы-шевского горизонта по направлению к центральной части Сургутского свода указывает на существование здесь поднятия в малышевское время.

Глава 5. НЕФТЕГЕНЕРАЦИОНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ ОТЛОЖЕНИЙ НИЖНЕЙ - СРЕДНЕЙ ЮРЫ

Распределение органического вещества.

В распределении органического углерода по территории наблюдается следующая закономерность: в шараповском, китербютском, надо-яхском и лайдинском горизонтах (шеркалинская свита или её аналоги -горелая и котухтинская) повышенные концентрации Сорг приурочены к территории Красноленинской и Фроловской НГО, а в вымском, леонтьев-ском и малышевском (тюменская свита) к Среднеобской НГО.

Средние концентрации Сорг в породах шараповского горизонта в основном меняются в пределах 1-2%. Пониженные концентрации (менее 1%) отмечаются на территории Сургутского свода и прилегающих районов. Повышенные (более 2%) - на Красноленинском своде и части территории Средненазымской структурной ступени. Содержание органического углерода в породах китербютского горизонта составляет 2-4%. Повышенные значения (4%) установлены к западу от р. Пим (Вынглорская впадина, Ляминский вал, Балинская впадина, Средненазымская структурная ступень, Тундринская впадина), а также на Северо-Вартовской ступени. Наименьшими значениями характеризуется юго-восточная часть района (Вартовский свод), где Сорг менее 2%. В породах надояхского горизонта содержание Сорг преимущественно 1-3%. Минимальные концентарции (менее 1%) характерны для Сургутского свода и Ляминского вала, максимальные (более 3%) установлены в области перехода Тундринской и Ханты-Мансийской впадин. Лайдинский горизонт представлен преимущественно глинистыми отложениями. Изменение содержания Сорг в породах по площади незначительно - в основном 2-3%. Относительно повышенными концентрациями (3% и более) характеризуется Средне-Назымская структурная ступень, в северо-восточном направлении происходит уменьшение - до 2-1 %.

Начиная с вымского горизонта распределение органического углерода по площади имеет другие закономерности, принципиально отличающиеся от закономерностей, выявленных для нижележащих отложений. В тюменской свите повышенными концентрациями Сорг обладают породы Сургутского свода и прилегающих территорий. Также отмечается тенденция увеличения содержания органического углерода в северном направлении. Породы вымского горизонта обладают достаточно высокими средними концентрациями Сорг (2-4%), что связано с повышенной угленосностью отложений. В пеонтьевском горизонте распределение концентраций Сорг более равномерное. Средние значения для большей части территории меняются в пределах 1,5-2,5%. В целом отмечается увеличение концентраций в северовосточном направлении. Малышевский горизонт характеризуется присутствием обильного растительного детрита и прослоев углей различной мощности. Содержание органического углерода в породах достаточно высокое -1,5-4,5%, преобладают концентрации 2-3%. Повышенные средние значения Сорг (4% и выше) наблюдаются в южной части Сургутского свода в районе Федоровского куполовидного поднятия. Пониженные концентрации (<2%) приурочены к территории Красноленинского свода.

Катагенез органического вещества нижне-среднеюрских отложений.

Построения выполнены на основе существующих схем катагенеза с использованием определений, выполненных автором работы. Для каждого участка территории предварительно были определены тренды ката-генетической зональности, с помощью которых методом экстраполяции устанавливались глубинные границы распространения отложений с определенной стадией катагенеза по всему разрезу. Дальнейшее построение производилось на основе структурных карт по горизонтам «А» (подошва юрских отложений) и «Т» (кровля тюменской свиты).

Катагенетическая превращенность ОВ по подошве юрских отложений

На территории исследования породы преобразованы от уровня. МК12, или «газовой» стадии по углемарочной шкале, до МКз2 или «ото-щенно-спекающейся» стадии. Сургутский свод характеризуется наименьшей степенью преобразованное™ (<80% ЮРа). Во впадинах происходит резкое увеличение катагенеза до «жирной»-«коксовой» стадии, а на севере, в Вынглорской впадине и на Северо-Сургутской ступени, до «отощен-но-спекающейся». Аномальное повышение зрелости ОВ до «коксовой» стадии наблюдается в районе Ляминского вала. В целом большая часть территории находится в главной зоне нефтеобразования (ГЗН), что благоприятно как для генерации жидких УВ, так и для сохранности нефтяных залежей. На участках с преобразованностью МКг («жирная», ЮИа = 8491%), где ОВ находится в главной зоне газообразования, возможно нахождение газоконденсатно-нефтяных залежей. В зонах с катагенезом МКз1 (К) и МКз2 (ОС) органическое вещество исчерпало свой нефтегенерацион-ный потенциал и в значительной степени реализовало газоматеринский потенциал, в этих районах возможно нахождение газоконденсатных и газовых залежей.

Тенденция увеличения преобразованное™ с глубиной отражается на распределении зон катагенеза в целом согласно структурной поверхности фундамента. В то же время, тренды катагенеза для различных площадей несколько отличаются, и на одних и тех же глубинах оказываются отложения с разной степенью катагенетической преобразованное™. Так, несмотря на более высокое гипсометрическое положение уровня поверхности фундамента на Красноленинском своде по сравнению с Сургутским, катагенез здесь выше. Кроме того, некоторое влияние локального уровня оказывают залегающие в фундаменте гранитоидные массивы. Также наблюдается общая тенденция увеличения «зрелости» в северном направлении.

Катагенетическая превращенность ОВ по кровле малышевско-го горизонта

Распределение зон катагенеза по данному уровню подчиняется тем же закономерностям, что и для подошвы юры. Поч™ на всей изученной территории породы находятся в ГЗН, и лишь на Ляминском валу выделяется участок с повышенным уровнем катагенеза (ЮЯа от 85 до 90% и более), отвечающем завершению ГЗН и началу ГЗГ. В целом термодинамические условия, в которых находятся среднеюрские отложения, благоприятны для генерации УВ, которая продолжается и в настоящее время, а также для сохранения залежей.

Нефтегенерационный потенциал нижне-среднеюрских отложений и перспективы нефтегазоносности.

Построение схем распределения плотное™ генерации УВ в породах проводилось в программе АгсМеш на основе лито-фациапьных карт, карт распределения органического углерода в породах, карт катагенеза и исходного нефтегенерационного потенциала (Н1о), определенного по данным пиролиза. Начальный (исходный) потенциал, рассчитанный для пород определенного лито-фациального типа, принимался для всей области распространения этого типа пород.

Согласно построениям автора, шараповский горизонт характеризуется незначительным количеством генерированных углеводородов. Более половины территории занимают породы, реализованный нефтегенерационный потенциал которых не превышает 1 кгУВ/тонну породы. Лишь в северной части (Ляминский вал, Вынглорская впадина, Северо-Вартовская и Северо-Сургутская ступень) наблюдается повышение показателя до 2 и более кгУВ/тонну породы. Такое распределение плотностей генерации по площади обусловлено двумя главными факторами - литоло-го-фациальным и катагенетическим. Породы китербютского горизонта обладают самым высоким нефтегенерационным потенциалом в разрезе нижней - средней юры. Значительная часть территории занята отложениями с плотностью генерации УВ 10-20 и более кг/тонну породы. В целом по изученному району западная часть обладает более высоким потенциалом, чем восточная. Кроме того, некоторое увеличение плотностей наблюдается в северном направлении. Самая высокая генерация УВ происходила на территории Красноленинского свода, Вынглорской впадины, Ляминского вала и Северо-Вартовской ступени. Надояхский горизонт по

масштабам генерации сравним с шараповским, отличаясь от него закономерностями распределения плотностей генерации по территории и несколько более высокими ее значениями на локальных участках. На большей части территории реализованный потенциал не превышает 1 кгУВ/тонну породы. В Тундринской, Вынглорской впадинах, в северной части Ярсомовского прогиба, на Красноленинском своде, Средненазым-ской, Севереро-Сургутской, Северо-Вартовской ступенях отмечается повышение плотности до 3 и выше кгУВ/тонну породы. Таким образом, значительного вклада в генерации углеводородов, надояхские отложения не обеспечили, хотя в перечисленных районах повышенных плотностей можно ожидать наличия небольших по запасам залежей. В распределении по площади нефтегенерационного потенциала пород лайдинского горизонта имеется аналогия с китербютским. Западная часть территории генерировала значительно больше УВ, чем восточная, минимальными значениями характеризуется район Сургутского свода (кроме северо-восточной части). Однако абсолютные значения (1-4 кгУВ/тонну породы) значительно ниже, чем китербютских, хотя и превышают надояхские. На Красноленинском своде, в районе Рогожниковского к.п., выделяются локальные участки с плотностями генерации более 4 кгУВ/тонну породы, с которыми, возможно, связаны месторождения надояхского НГК. ВымскиО горизонт характеризуется закономерным и достаточно резким увеличением потенциала пород в северном направлении. Около 2/3 территории занимают отложения, значения плотностей генерации которых менее 2 кгУВ/тонну породы (юг Красноленинского, Сургутского сводов, Вартовский свод, большая часть Средненазымской структурной ступени, Тундринская, Хантымансий-ская, частично Балинская впадины, южная часть Ярсомовского прогиба). На северо-востоке Сургутского свода отмечается участок, где потенциал пород составляет 8 и более кгУВ/тонну, что указывает на перспективы обнаружения здесь залежей УВ. Наибольший потенциал наблюдается в северной части Ляминского вала, Вынглорской впадине и прилегающих территориях, в северном направлении отмечается дальнейшее увеличение плотностей генерации до 10 кгУВ/тонну породы. С учетом того, что мощность вымского горизонта здесь достигает 100м и более, данная территория является наиболее перспективной для поиска залежей в пластах Ю7-9. Значения нефтегенерационного потенциала пород леонтьевского горизонта в основном меняются в интервале 1-6 кгУВ/тонну породы. Юго-западная часть Сургутского свода, южная часть Средненазымской ступени и примыкающий к ней участок Красноленинского свода обладают незначительным потенциалом (< 1 кгУВ/тонну породы). В районе Тундринской впадины плотности генерации также незначительны и составляют 2-3 кгУВ/тонну породы. Постепенно увеличиваясь в северном и северовосточном направлении, плотности генерации УВ на некоторых участках достигают 5-6 и более кгУВ/тонну породы. Это районы Ярсомоского прогиба (преимущественно Южно-Ягунский прогиб), Северо-Сургутская ступень и север Сургутского свода, Ляминский вал, Вынглорская впадина и примыкающие к ним территории. Схема распределения плотностей генерации УВ породами малышевского горизонта аналогична леонтьевскому.

Таким образом, очагами генерации углеводородов являются вышеуказанные участки Ярсомовского прогиба, Северо-Сургутской ступени, Лямин-ского вала и Вынглорской впадины. Главное отличие от пород леонтьев-ского горизонта заключается в более высоких нефтегенерационных свойствах (до 8-10 кгУВ/тонну породы). Некоторые области повышенных плотностей генерации УВ малышевского горизонта пространственно тяготеют к выявленным крупным месторождениям - Тевлинско-Русскинскому и Федоровскому. В районе Вынглорской впадины и северо-западной части Ля-минского вала таких месторождений пока не выявлено, но этот район является перспективным.

Очаги повышенной генерации углеводородов.

Выполненная оценка нефтегенерационного потенциала свидетельствует о весьма высоком уровне развития процессов нефтегазообра-зования в породах нижней - средней юры. Это обусловлено исходным потенциалом отложений, повышенными содержаниями в породах органического вещества и оптимальными для генерации УВ термодинамическими условиями. Построения карт плотностей генерации углеводородов позволили выделить очаги повышенной генерации углеводородов. В качестве наиболее благоприятных для накопления углеводородов выделены семь зон с максимальной плотностью генерации в двух и более горизонтах.

Зона I. Расположена в Красноленинском НГР, южнее Рогожников-ского к.п. Характеризуется максимальными значениями генерированных УВ в китербютском (более 20кгУВ/тонну породы), надояхском (2-3 кгУВ/тонну породы) и лайдинском (более 4 кгУВ/тонну породы) горизонтах, и ограничивается областью распространения китербютского и надояхского горизонтов. В непосредственной близости к зоне I находятся Красноле-нинское и Рогожниковское месторождения, имеющие залежи в базальных горизонтах юры и коре выветривания фундамента.

Зона II. Расположена в зоне сочленения трех НГР - Красноленин-ского, Ляминского и Сергинского и имеет сложную конфигурацию. Как и зона I, выделена для китербютского, надояхского и лайдинского горизонтов по повышенным значениям плотностей генерации УВ. В пределах территории расположены три месторождения - Центральное, частично Назымское и Большое.

Зона III. Выделена в пределах северных частей Ляминского и Приобского НГР. Является очагом генерации УВ в китербютском, вым-ском, леонтьевском и малышевском горизонтах, нефтегенерационный потенциал пород которых здесь достигает 20, 10, 6, 10 и более кгУВ/тонну породы, соответственно. На территории зоны в пределах Приобского НГР расположены Мытаяхинское, Ай-Пимское, Чанатойское, Северо-Лабатьюганское, Восточно-Лабатьюганское, а также ряд разведываемых месторождений.

Зона IV- незначительный по площади участок в пределах Сургутского НГР, представляющий очаг генерации УВ в китербютском и вымском горизонтах. Нефтегенерационный потенциал китербютского горизонта в пределах данного участка составляет 15-20, вымского 8-10 кгУВ/тонну породы. Территорию зоны частично занимает Нижнесортымское месторождение.

Зона V. Приурочена к северо-восточной части Сургутского НГР, частично распространяясь на территорию Вартовского и Ноябрьского районов. Характеризуется повышенными значениями генерации УВ породами китербютского, надояхского, вымского, леонтьевского и малышевского горизонтов. Значения потенциала в пределах данной зоны меняются от 3 кгУВ/тонну породы (в надояхском горизонте) до 15-20 (китербютский горизонт). Тевлинско-Русскинское месторождение, которое по запасам в горизонте ЮСг относится к категории крупных, частично расположено на территории данной зоны.

Зона VI. Расположена в Сургутском и Вартовском НГР, в основном в пределах Ярсомовского мегапрогиба. Выделена по наличию благоприятных условий в лайдинском, леонтьевском и мапышевском горизонтах, где плотности генерации составляют от 3-4 до 6-8 кгУВ/тонну породы. На территорию зоны распространяются Кечимовское, Равенское, Родниковое, и в незначительной степени Федоровское месторождения.

Зона VII. Представляет собой небольшой по площади участок, расположенный в пределах Вартовского НГР. Перспективным является в китер-бютском и надояхском горизонтах, где характеризуется плотностями генерации 10-20 и более 3 кгУВ/тонну породы соответственно. На данный момент в пределах зоны разрабатываемые месторождения с залежами в нижней юре отсутствуют, но на территории этой зоны находится Северо-Покачевское (в разработке) и Мишаевское (разведываемое) месторо>едения.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертации впервые для территории центральной части Западно-Сибирской плиты нефтегенерационный потенциал рассчитан на лито-фациальной основе с использованием данных пиролиза пород. Обобщен материал по геохимии органического вещества нижней — средней юры, в том числе данные по содержанию ОВ, групповому и элементному составу битумоида, микрокомпонентному составу углистых пород, пиролизу. Уточнены закономерности распределения органического углерода в породах нижней - средней юры для каждого горизонта и глубинная катагенетиче-ская зональность. Выполненная оценка нефтегенерационного потенциала позволила выявить в разрезе нижней - средней юры толщи, являющиеся основными генераторами углеводородов. В первую очередь это китербютский горизонт, породы которого генерировали 10-20 кгУВ/тонну породы, а также вымский и малышевский, на отдельных участках обладающие потенциалом >10 кгУВ/тонну пород. Лайдинский горизонт обладает повышенным нефтегенерационным потенциалом в пределах Красноленинского свода и Средненазымской структурной ступени. В то же время необходимо отметить, что процессы образования УВ происходили во всей толще нижней - средней юры. Полученная оценка нефтегенерационного потенциала свидетельствует о высоких нефтегенерационных свойствах пород нижней - средней юры и благоприятных перспективах обнаружения в этих отложениях залежей УВ. Выделено семь участков, представляющих собой очаги повышенной генерации УВ.

Основные результаты выполненных исследований: 1. Установлены закономерности распределения органического углерода в породах нижней - средней юры по площади и в разрезе. Наиболее

высокие средние концентрации характерны для китербютского, вымского и малышевского горизонтов. Органическое вещество относится к смешанному типу - преимущественно 111, с примесью 11, иногда I.

2. Уточнена и детализирована глубинная катагенетическая зональность в нижне-среднеюрском разрезе центральной части ЗападноСибирской плиты. Уровень катагенеза на большей части территории соответствует ГЗН, термодинамические условия благоприятны для генерации жидких УВ и сохранности нефтяных залежей.

3. Впервые на основе комплексного анализа и интерпретации геолого-геохимических данных, в том числе данных пиролиза, с учетом литолого-фациальных особенностей пород, определены нефтегенерационные свойства каждого горизонта и рассчитаны плотности генерации УВ (реализованный нефтегенерационный потенциал). Согласно расчету, плотности генерации углеводородов нижне-среднеюрскими отложениями составляют от 1 до 20 кгУВ/тонну породы. Установлено, что процессы нефтега-зообразования протекали во всей толще нижней - средней юры, но основной вклад обеспечили породы китербютского, вымского и малышевского горизонтов, в меньшей степени -лайдинского.

4. Выделены основные очаги генерации углеводородов: северная часть Красноленинского свода в районе Рогожниковского к.п., северная часть Средненазымской структурной ступени, северная часть Ляминского вала, Вынглорская впадина и примыкающие к ним территории, северные участки Сургутского свода (в районе Нижнесортымского, Тевлинско-Русскинского месторождений), Северо-Вартовская ступень, Ярсомовский прогиб, Северо-западный склон Нижневартовского свода.

5. Для составления карт плотностей генерации УВ рассматриваемой территории впервые апробирована методика использования результатов пиролиза.

Основные публикации по теме диссертации

1. Видик C.B. Нефтегенерационный потенциал и перспективы нефтегазоносное™ нижне-среднеюрских отложений центральной части Западно-Сибирской плиты II Региональная геология и металлогения. - 2009. - № 38 - С. 107-117.

2. Видик C.B., Чуйкова Т.Э. Органическое вещество нижне-среднеюрских отложений Центрального Приобья: состав и преобразование II Геодинамика нефтегазоносных бассейнов: Тезисы Второй Международной конференции. - Москва, 2004. (I)-C. 117-119.

3. Видик C.B., Чуйкова Т.Э'., Сухоручко В.И. Геохимическая характеристика нижнесреднеюрских отложений Сургутского свода. II Природные битумы и тяжелые нефти: Тр. Международной научной конференции - Санкт-Петербург, 2006 - С.534-543.

4. Видик C.B., Чуйкова Т.Э., Сухоручко В.И., Меленевский В Н., Сазонен-ко Г.Н. Геохимические характеристики органического вещества малышевского горизонта на территории Центральной части Западно-

Сибирской плиты // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа: Тр. Восьмой международной конференции - Москва, 2005 - С. 100-102.

5. Видик C.B., Чуйкова Т.Э., Сухоручко В.И., Меленевский В.Н.. Геоло-ге-геохимические критерии нефтегазоносности отложений фундамента Центральной части Западно-Сибирской плиты. // Проблемы геологии и разведки месторождений полезных ископаемых: Тр. Всероссийской научной конференции - Томск, 2005 - С. 220-225.

6. Кос И.М., Ларичев А.И., Ларичкина Н.И., Фомичев A.C., Видик C.B., Чеканова В.Н. Закономерности изменения состава нефтей малы-шевского горизонта Сургутского свода II Геодинамика нефтегазоносных бассейнов: Тезисы Второй Международной конференции. -Москва, 2004. (I) - С. 123-124.

7. Ларичев А.И., Рязанова Т.А., Меленевский В.Н., Сухоручко В.И., Чуйкова Т.Э., Видик C.B., Соловьева Н.С. Органическая геохимия среднеюрско-нижнемелового разреза восточного борта Большехет-ской впадины II Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений - 2003 - № 11. - С. 4-13.

8. Ларичев АИ., Рязанова Т.А, Меленевский В.Н., Сухоручко В.И., Чуйкова Т.Э., Соловьева Н.С., Видик C.B. Геохимическая характеристика юрско-мелового разреза восточного борта Большехетской впадины. // Вестник Томского гос. университета, приложение №3 (II) - апрель 2003 - С.300-302.

9. Рязанова Т.А., Бетхер О.В., Видик C.B. Морфологические типы органического вещества в юрско-меловых породах восточного борта Большехетской впадины // Новые идеи в геолотои и геохимии нефти и газа: Материалы VII международной конференции МГУ Москва, 2004.

10. Рязанова Т.А., Чуйкова Т.Э., Соловьева Н.С., Видик C.B. Нефтеоб-разование в среднеюрско-нижнемеловых отложениях восточного борта Большехетской впадины (по материалам параметрической скв. Туколандо-Вадинская №320) И Природные битумы и тяжелые нефти: Тр. Международной научной конференции - Санкт-Петербург, 2006 - С. 544-557.

11. Фомичев A.C., Видик C.B., Чуйкова Т.Э., Сухоручко В.И., Бостриков О.И., Меленевский В.Н. Геохимические особенности органического вещества юрских отложений Усть-Тымской впадины // Проблемы геологии и разведки месторождений полезных ископаемых: Тр. Всероссийской научной конференции - Томск, 2005 - С. 177-182.

Технический редактор Т.А. Воронина

Подписано к печати 07.07.09. Формат бумаги 60x90/16.

_Уч.-изд. л. 1,25. Заказ 1672. Тираж 120 экз._

Ротапринт СНИИГГиМСа. 630091, Новосибирск, Красный проспект, 67

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Видик, Светлана Владимировна

ВВЕДЕНИЕ.

1. История изучения района.

2. Геологическое строение.

2.1. Стратиграфия нижней- средней юры.

2.2. Тектоника.

2.3. Литолого-фациальная характеристика и палеогеография ранней и средней юры центральной части Западно-Сибирской плиты.

2.4. Нефтегазоносность нижней и средней юры.

3. Методы оценки нефтегенерационных свойств осадочной толщи.

3.1. Содержание органического вещества.

3.2. Тип органического вещества.

3.3. Созревание органического вещества.

3.4. Пиролитические методы оценки нефтегенерационного потенциала.

3.5. Количественная оценка перспектив нефтегазоносности.

4. Геохимическая характеристика ОВ отложений нижней-средней юры центральной части Западно-Сибирской плиты.

4.1. Рассеянное органическое вещество.

4.2. Концентрированное органическое вещество.

5. Нефтегенерационый потенциал отложений нижней- средней юры.

5.1. Распределение органического вещества.

5.2. Катагенез органического вещества нижне-среднеюрских отложений.

5.3. Нефтегенерационный потенциал нижне- среднеюрских отложений и перспективы нефтегазоносности.

5.4. Очаги повышенной генерации углеводородов.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Нефтегенерационный потенциал и перспективы нефтегазоносности нижне-среднеюрских отложений центральной части Западно-Сибирской плиты"

Актуальность работы.

Российская Федерация является одним из ведущих мировых производителей товарной нефти. Федеральный бюджет страны на 50%, а консолидированный - на 30% связан с нефтегазовыми доходами. Для обеспечения потребностей в потреблении и экспорте нефти важно поддержание определенного уровня её добычи. Таким образом, процесс воспроизводства минерально-сырьевой базы является вопросом экономической безопасности. Западная Сибирь на протяжении многих лет остается главным нефтедобывающим районом страны. При этом основные ресурсы жидких углеводородов сконцентрированы в её центральной части.

Мезозойские отложения чехла Западно-Сибирской плиты, их состав, структурная позиция, геохимическая характеристика исключительно благоприятны для образования нефти и газа, концентрации их в крупнейших многозалежных месторождениях [19]. В результате более интенсивного освоения происходит истощение ресурсов наиболее богатых в нефтегазоносном отношении отложений неокомского НТК, а роль запасов юрских отложений в нефтедобыче постепенно возрастает. Однако вопрос о нефтематеринских свитах, послуживших источником углеводородов для залежей нижней-средней юры, до сих пор не решен окончательно, что затрудняет прогнозирование перспективных участков и горизонтов. Подавляющее большинство исследователей считает, что основными генераторами углеводородов являются юрско-нижнемеловые отложения. В связи с этим оказалось необходимо посвятить специальные исследования оценке нефтегенерационного потенциала нижне-среднеюрских отложений.

Цели и задачи исследования. Основная цель диссертации — прогноз нефтегазоносности нижне-среднеюрских отложений на территории центральной части Западно-Сибирской плиты на основе определения нефтегенерационного потенциала.

Для достижения поставленной цели решались следующие комплексные задачи:

3. Количественная оценка нефтегенерационного потенциала нижне-среднеюрских отложений;

4. Выделение основных нефтематеринских толщ и очагов генерации углеводородов в разрезе нижней-средней юры.

Фактический материал. Исходный геологический материал представлен более чем 1000 образцами кернового материала, отобранными автором и её коллегами в период с 2003 по 2007гг в геологических организациях гг. Сургута, Тюмени, Когалыма, Ханты-Мансийска. В процессе выполнения работы использованы результаты геохимических и литологических исследований керна 15 глубоких скважина, выбранных в качестве эталонных. Эталонные скважины пробурены в 2001-2003г, расположены на различных структурах I и II порядка исследуемой территории и наиболее полно представлены керном. Для характеристики малышевского горизонта привлекались дополнительные данные по 20 скважинам территории Сургутского свода. Кроме того, использовались результаты геохимических исследований из базы данных лаборатории инструментальных методов анализа ФГУП «СНИИГГиМС» (около 3000 образцов), фондовые и опубликованы материалы.

Основные защищаемые положения.

1. Основные закономерности распределения органического углерода в разрезе и по площади. На базе лито-фациальных реконструкций составлен пакет соответствующих погоризонтных карт. Среднее содержание Сор г в породах меняется в пределах 1-4%, наиболее богаты органическим веществом породы китербютского, вымского и малышевского горизонтов. В шараповском, китербютском, надояхском и лайдинском горизонтах повышенные концентрации Сорг приурочены к Фроловской и Красноле-нинской НТО, а в вымском, леонтьевском и малышевском - к Среднеоб-ской НТО.

2. По геохимическим параметрам установлены благоприятные термодинамические условия генерации УВ и сохранности нефтяных залежей. Уровень катагенеза на большей части территории соответствует ГЗН. Резкое повышение степени катагенеза зафиксировано во впадинах, а также на Северо-Сургутской ступени и в районе Ляминского вала, где возможно обнаружение газоконденсатных и газоконденсатнонефтяных залежей. Преобразованность нижнеюрских отложений выше, чем среднеюрских.

3. Дана оценка нефтегенерационного потенциала нижне-среднеюрских отложений. Процессы образования углеводородов происходили во всей толще, но основной вклад обеспечили породы китербютского, вымского и малышевского горизонтов, в меньшей степени — лайдинского (в пределах Красноленинской НТО). Плотность генерации углеводородов нижне-среднеюрскими отложениями составляет от 1 до 20 кгУВ/тонну породы.

4. Выявлены основные очаги генерации УВ, которые являются первоочередными объектами дальнейших исследований. Они приурочены к различным частям положительных (северные части Красноленинского, Сургутского сводов, Нижневартовского сводов, Ляминского вала), отрицательных (Ярсомовский прогиб, Вынглорская впадина) и промежуточных (Средненазымская структурная ступень, Северо-Вартовская ступень) структур первого и второго порядков.

Научная новизна работы и личный вклад автора. Впервые на основе комплексного анализа и интерпретации геолого-геохимических данных, в том числе данных пиролиза, с учетом литолого-фациальных особенностей пород, определены нефтегенерационные свойства каждого горизонта и рассчитаны плотности генерации УВ (реализованный нефтегенерационный потенциал).

Построены погоризонтные карты распределения органического углерода в породах и карты катагенеза для двух уровней — подошвы юрских отложений и кровли малышевского горизонта. Установлено, что органическое вещество относится к смешанному типу — преимущественно III с примесью II, иногда I, преобразовано в диапазоне MKi1 — МК32 («длиннопламенная» — «отощенно-спекающаяся» стадии по углемарочной шкале).

Практическая значимость заключается в качественной комплексной оценке перспектив нефтегазоносности нижней- средней юры центральной части Западно-Сибирской плиты по геолого-геохимическим данным. Выделены очаги генерации углеводородов - потенциальные зоны нефтегазонакопления и концентрации УВ.

Полученные данные в совокупности с другими методами могут быть использованы для выделения прогнозных перспективных участков при проведении ГРР, для более точных оценок ресурсного потенциала территории.

Материалы, положенные в основу работы, использовались при выполнении отчетов ФГУП «СНИИГГиМС»: «Оценка ресурсов УВ в приконтактной зоне осадочного чехла и доюрского основания на территории деятельности ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» в Широтном Приобье» [61], «Оценка перспектив нефтегазоносности палеозойских отложений на территории деятельности ОАО «Сургутнефтегаз» [60], «Седиментационное моделирование пластов группы ЮС2 восточной части Сургутского свода с целью выделения зон высокоемких коллекторов и ловушек, оценки локализованных ресурсов УВ и выработки рекомендаций по направлению геологоразведочных работ» [62], «Геолого-геохимическое обеспечение региональных работ на нефть и газ по западным и восточным районам Ханты-Мансийского автономного округа и Томской области» [63].

Публикации и апробация работы.

Материалы, изложенные в диссертации, докладывались на Международной научной конференции «Природные битумы и тяжелые нефти России» посвященной 100-летию В.А.Успенского (Санкт-Петербург, 2006) [11], Всероссийской научной конференции (с международным участием) «Проблемы геологии и разведки месторождений полезных ископаемых (Томск, 2005) [13, 56], рабочем геологическом совещании «Геологические модели строения, нефтега-зоносность и проблемы освоения ресурсного потенциала юры ЗападноСибирской геосинеклизы» (Тюмень, 2005), Второй международной конференции «Геодинамика нефтегазоносных бассейнов» (Москва, 2004) [10, 35]. Материалы опубликованы также в тезисах седьмой и восьмой международных конференций «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа», (Москва, 2004, 2005) [49, 12], в «Вестнике Томского Гос. Университета» (2003) [37], в журнале «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений» (№11, 2003г) [36], а также в журнале «Региональная геология и металлогения» (№38, 2009г). Результаты исследований и использовались при составлении отчетов по договорам. Всего по теме диссертации опубликовано 11 работ, в том числе 3 статьи в рецензируемых изданиях.

Структура и объем работы.

Диссертация состоит из введения, 5 глав и заключения. Работа содержит 149 страниц текста, 66 рисунков и 17 таблиц. Список использованной литературы включает 63 наименования.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Видик, Светлана Владимировна

Основные результаты выполненных исследований:

1. Установлены закономерности распределения органического углерода в породах нижней-средней юры по площади и в разрезе. Наиболее высокие средние концентрации характерны для китербютского, вымского и малы-шевского горизонтов. Органическое вещество относится к смешанному типу - преимущественно III, с примесью II, иногда I.

2. Уточнена и детализирована глубинная катагенетическая зональность в нижне-среднеюрском разрезе центральной части Западно-Сибирской плиты. Уровень катагенеза на большей части территории соответствует ГЗН, термодинамические условия благоприятны для генерации жидких УВ и сохранности нефтяных залежей.

3. Впервые на основе комплексного анализа и интерпретации геолого-геохимических данных, в том числе данных пиролиза, с учетом литолого-фациальных особенностей пород, определены нефтегенерационные свойства каждого горизонта и рассчитаны плотности генерации УВ (реализованный нефтегенерационный потенциал). Согласно расчету, плотности генерации углеводородов нижне-среднеюрскими отложениями составляют от 1 до 20 кгУВ/тонну породы. Установлено, что процессы нефтегазообра-зования протекали во всей толще нижней-средней юры, но основной вклад обеспечили породы китербютского, вымского и малышевского горизонтов, в меньшей степени — лайдинского.

4. Выделены основные очаги генерации углеводородов: северная часть Красноле-нинского свода в районе Рогожниковского к.п., северная часть Средненазымской структурной ступени, северная часть Ляминского вала, Вынглорская впадина и примыкающие к ним территории, северные участки CypiyrcKoro свода (в районе Нижнесортымского, Тевлинско-Русскинского месторождений), Северо-Вартовская ступень, Ярсомовский прогиб, Северо-западный склон Нижневартовского свода.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертации впервые для территории центральной части ЗападноСибирской плиты нефтегенерационный потенциал рассчитан на лито-фациальной основе с использованием данных пиролиза пород. Обобщен материал по геохимии органического вещества нижней- средней юры, в том числе данные по содержанию ОВ, групповому и элементному составу битумоида, микрокомпонентному составу углистых пород, пиролизу. Уточнены закономерности распределения органического углерода в породах нижней- средней юры для каждого горизонта и глубинная катагенетическая зональность.

В наиболее приподнятых частях сводов породы шараповского, китер-бютского, надояхского, в меньшей степени лайдинского горизонтов отсутствуют. На склонах Сургутского свода во всех этих горизонтах содержания органического углерода минимальные: как правило, менее 1%, в китербютском 24%. В западном направлении происходит увеличение концентраций Сорг — так, в шараповском и надояхском горизонтах средние концентрации на Красноле-нинском своде и прилегающих территориях составляют 2% и более, в лайдин-ском — более 3%. В китербютском горизонте на территории Вынглорской, Ба-линской и Тундринской впадин, Ляминского вала, Средненазымской структурной ступени и частично на Красноленинском своде концентрации достигают 4% и более. Во впадинах Сорг на 1-2% выше, чем на прилегающих возвышенных участках. Достаточно равномерным распределением органического углерода характеризуется лайдинский горизонт — 1-3%.

Другой характер распределения органического вещества выявлен в породах тюменской свиты - вымском, леонтьевском и малышевском горизонтах. Повышенные концентрации Сорг характерны для территории Сургутского свода и прилегающих районов. Средние концентрации Сорг, как правило, выше, чем в породах нижней юры, и составляют в вымском и малышевском горизонтах 1-4 и более процентов. Леонтьевский горизонт, как и лайдинский, характеризуется равномерным распределением Сорг по площади — 1,5-2,5%.

Уровень катагенеза органического вещества для пород нижней юры ус

О О тановлен в диапазоне от МК] («газовая» стадия) до МК3~ («отощенно-спекающаяся» стадия). Территория Сургутского свода характеризуется наименьшей степенью катагенеза, резкое увеличение катагенеза наблюдается в пониженных участках поверхности доюрского рельефа, особенно в Вынглорской впадине и на Северо-Сургутской ступени, где преобразованность ОВ отвечает «отощенно-спекающейся» стадии. В районе Ляминского вала установлено аномальное повышение «зрелости» ОВ до «коксовой» стадии (МК3'). В целом катагенетические условия для пород нижней юры соответствуют диапазону от ГЗН до ГЗГ, и благоприятны для обнаружения жидких и газообразных УВ. В районах с максимальным катагенезом (Ляминский вал, Вынглорская впадина, Северо-Сургутская ступень) возможно нахождение газоконденсатных и газовых залежей, на остальной территории - нефтяных и газоконденсатно-нефтяных. Органическое вещество средней юры почти на всей территории исследования находится в условиях, благоприятных для генерации УВ и для сохранения залежей (ГЗН). Поэтому в вымском, леонтьевском и малышевском горизонтах могут быть обнаружены преимущественно нефтяные месторождения. Территория Ляминского вала характеризуется несколько повышенной преобразованностью, здесь возможно нахождение газоконденсатно-нефтяных залежей. Распределение зон катагенеза в целом такое же, как для нижней юры.

Выполненная оценка нефтегенерационного потенциала позволила выявить в разрезе нижней- средней юры толщи, являющиеся основными генераторами углеводородов. В первую очередь это китербютский горизонт, породы которого генерировали 10-20 кгУВ/тонну породы, а также вымский и малы-шевский, на отдельных участках обладающие потенциалом >10 кгУВ/тонну пород. Лайдинский горизонт обладает повышенным нефтегенерационным потенциалом в пределах Красноленинского свода и Средненазымской структурной ступени. В то же время необходимо отметить, что процессы образования УВ происходили во всей толще нижней-средней юры.

Шараповский горизонт обладает низкими генерационными свойствами -в основном менее 1 кгУВ/тонну породы, повышение потенциала наблюдается на участках Ляминского вала, Вынглорской впадины, Северо-Вартовской и Се-веро-Сургутской ступеней, что обусловлено изменением типа органического вещества в совокупности с более высоким катагенезом. Китербютский горизонт почти на всей территории обладает потенциалом 10-20 кгУВ/тонну породы, лишь на склонах Сургутского свода плотность генерации УВ составляет менее 5 кгУВ/тонну породы. Потенциал надояхских отложений близок к шара-повским, но распределение плотностей генерации по площади имеет другой характер - повышенными значениями характеризуются Тундринская и Вынг-лорская впадины, северная часть Ярсомовского прогиба, Красноленинский свод, Средненазымская, Северо-Сургутская и Северо-Вартовская ступени. В этих районах возможно нахождение небольших по запасам залежей. Потенциал лайдинского горизонта составляет 1-4 кгУВ/тонну породы, минимальные значения характерны для Сургутского свода, максимальные - для Красноленин-ского (Рогожниковское к.п.). Вымские и леонтьевские отложения обладают повышенным потенциалом в северной части территории, достигая на локальных участках 6 (леонтьевский горизонт) и 8-10 и более кгУВ/тонну породы (вым-ский горизонт). На остальной части потенциал составляет около 2 кгУВ/тонну породы для вымского горизонта, 1-2 - для леонтьевского. Аналогичное распределение плотностей генерации УВ наблюдается и в малышевском горизонте. Наибольшим потенциалом (8-10 кгУВ/тонну) породы обладают в районах Ляминского вала, Вынглорской впадины, Северо-Сургутской ступени, а также Ярсомовского прогиба.

Полученная оценка нефтегенерационного потенциала свидетельствует о высоких нефтегенерационных свойствах пород нижней- средней юры и перспективах обнаружения в этих отложениях залежей УВ. Выделены семь участков, представляющих собой очаги повышенной генерации УВ.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Видик, Светлана Владимировна, Новосибирск

1.А., Мелехова К.Д., Добрякова НЕ. Кларки органического углерода и битумоидов осадочных отложений // Изв. АН СССР. Сер. геол. - 1980 - №7 -С. 120-132.

2. Богородская Л.И. и др. Кероген. Методы изучения, геохимическая интерпретация. / Богородская Л.И., Конторович А.Э., Ларичев А.И. Новосибирск: изд-во СО РАН филиал «ГЕО», 2005. - 254 с.

3. Вальц И.Э., Гинзбург А.И., Крылова Н.М. Основные принципы вещественно-петрографической классификации углей // Химия твердого топлива. 1968. — №3. — С. 9-21.

4. Вассоевич Н.Б. Основные закономерности, характеризующие органическое вещество современных и ископаемых осадков // Природа органического вещества современных и ископаемых осадков. — М.: «Наука», 1973 — С. 11-59.

5. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти (исторический обзор и современное состояние) // Изв. АН СССР. Сер. геол. 1967 -№ 11-С. 135-156.

6. Вассоевич Н.Б., Корчагина Ю.М., Лопатин Н.В., Чернышев В.В. Главная фаза нефтеобразования // Вестн. МГУ. Сер. геол. 1969 - №6 - С. 3-27.

7. Вебер В.В. Влияние фаций отложений на превращение органического вещества в процессе литогенеза // Труды Всесоюз. науч.-исслед. геол. развед. нефт. ин-та. 1974-вып. 158-с. 3-10.

8. Вебер В.В. и др. Битумообразование в четвертичных осадках и генезис нефти / Вебер В.В., Горская А.И., Глебовская Е.А. М.: Гостоптехиздат, 1960 -243с.

9. Видик C.B., Чуйкова Т.Э. Органическое вещество нижне-среднеюрских отложений Центрального Приобья: состав и преобразование // Геодинамика нефтегазоносных бассейнов: Тезисы Второй Международной конференции. — Москва, 2004. (I) С. 117-119.

10. Видик C.B., Чуйкова Т.Э., Сухоручко В.И. Геохимическая характеристика нижнесреднеюрских отложений Сургутского свода. // Природные битумы и тяжелые нефти: Тр. Международной научной конференции Санкт-Петербург, 2006

11. Высоцкий Н.К. Очерк третичных и послетретичных образований Западной Сибири // Геологические исследования и разведочные работы по линии Сибирской ж. д. вып V — 1897.

12. Вышемирский B.C. Геологические условия метаморфизма углей и нефтей. — Саратов: Изд-во Саратовск. ун-та, 1973 —377с.

13. Геологический словарь (в двух томах) 2-е изд. - М.: Недра, 1978.

14. Геологическое строение и нефтегазоносность нижней-средней юры ЗападноСибирской провинции / Ф.Г.Гурари, В.П.Девятов, В.И.Демин и др. Новосибирск: Наука, 2005. — 156с+вкл.

15. Геология и геохимия нефти и газа / Баженова O.K., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А., Хаин В.Е. Москва: Изд-во Московского университета, 2000.

16. Геология и полезные ископаемые России. Том 2. Западная Сибирь / Редакторы А.Э.Конторович, B.C. Сурков. С-Пб.: Изд-во ВСЕГЕИ, 2000 - 476 с.

17. Геохимические особенности процессов преобразования нефтей, газов и рассеянного органического вещества в юрских и меловых отложениях ЗападноСибирской равнины. // Труды ЗапСибНИГНИ. — вып.113. — Тюмень, 1976 — 134с.

18. Геохимия юрских и нижнемеловых отложений Западно-Сибирской низменности. // Труды СНИИГГиМС вып. 36. - М: Недра, 1971. - 250с.

19. Государственная геологическая карта СССР. Масштаб 1:1 000 000. Лист Р-43. -Ленинград, 1990г.

20. Гурари Ф.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности Обь-Иртышского междуречья // Тр. СНИИГГиМС вып. 3 - 1959.

21. Гурари Ф.Г. О поисках нефти и газа в мезозое Западно-Сибирской низменности // Тр.СНИИГГиМС вып. 17 - 1961.

22. Гурари Ф.Г., Микуленко К.И., Старосельцев B.C. и др. Дизъюнктивная тектоника Западно-Сибирской плиты // Тр. СНИИГГиМС 1970. - вып. 97

23. Девятое В.П. Этапы геологического развития Сибири в юре // Стратиграфия и главнейшие события в геологической истории Сибири. — Новосибирск: СНИИГГиМС, 1991.-С. 147-151.

24. Жемчужников Ю.А., Гинзбург А.И. Основы петрологии углей. — М.: Изд-во АН СССР, 1960-400с.

25. Казаков A.M., Девятов В.П. Стратиграфия нижней и средней юры Западной Сибири //Стратиграфия и палеонтология докембрия и фанерозоя Сибири. -Новосибирск, 1990.-С. 110-118.

26. Конторович А.Э. Геохимические методы количественного прогноза нефтегазоносности // Тр. СНИИГГиМС вып. 229 - М.: Недра, 1976 - С. 24-160

27. Конторович А.Э. и др. Нефтепроизводящие толщи и условия образования нефти в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности / Конторович А.Э., Бабина Н.М., Богородская Л.И. и др. — Л.: Недра, 1967. — 224с.

28. Конторович А.Э. и др. Органическая геохимия мезозойских нефтегазоносных отложений Сибири / Конторович А.Э., Полякова И. Д., Стасова О.Ф. и др. — М.: Недра, 1974- 189с.

29. Конторович А.Э. Некоторые проблемы генезиса и геохимической истории нефтей Западно-Сибирской низменности // Закономерности размещения и условия формирования нефтяных и газовых месторождений в ЗападноСибирской низменности. -М.: Недра, 1967.

30. Конторович П.Э., Парпарова Г.М., Трушков П.А. Метаморфизм органического вещества и некоторые вопросы нефтегазоносности. (На примере мезозойских отложений Западно-Сибирской низменности) // Геология и геофизика. — 1967-№2-С. 16-29. б)

31. Неручев С.Г. Нефтепроизводящие свиты и миграция нефти. — Л.: Недра, 1969

32. Нестеров И.И. Критерии прогнозов нефтегазоносности. — М.: Недра, 1969 -345с.

33. Нестеров И.И., Шпильман В.И. Теория нефтегазонакопления. М.: Недра, 1987-232с.

34. Парпарова Г.М., Неручев С.Г. Основы генетической классификации рассеянного органического вещества пород // Геология и геофизика. 1977 - № 5. - С.45-52.

35. Решение 6-го межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири. Новосибирск, 2003г.: Объяснительная записка — Новосибирск: Изд-во СНИИГГиМС 2004г.

36. Ронов А.Б. Органический углерод в осадочных породах (в связи с их нефтеносностью) // Геохимия 1958 - № 5. - С. 409-423.

37. Ронов А.Б. Осадочная оболочка Земли. М.: Наука, 1980. - 78с

38. Рязанова Т.А., Бетхер О.В., Видик С.В. Морфологические типы органического вещества в юрско-меловых породах восточного борта Болыпехетской впадины // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа: Материалы VII международной конференции МГУ Москва, 2004

39. Справочник по геохимии нефти и газа / Ред. С.Г.Неручев. С-Петербург: Недра, 1998г.

40. Сурков B.C., Жеро О.Г. Фундамент и развитие платформенного чехла Западно-Сибирской плиты. -М.: Недра, 1981 143с.

41. Сурков B.C., Смирнов JI.B., Жеро О.Г. Раннемезозойский рифтогенез и его влияние на структуру литосферы Западно-Сибирской плиты // Геология и геофизика. — 1987. -№ 9. -С. 3-11.

42. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти / Пер. с англ. — М.: Мир, 1981

43. Трофимук A.A., Конторович А.Э. Некоторые вопросы теории органического происхождения нефти и проблема диагностики нефтепроизводящих толщ. // Геология и геофизика. 1965. - №12. - С. 3-14.

44. Фомин А.Н. Катагенетические условия нефтегазообразования в палеозойских отложениях Западно-Сибирского мегабассейна. // Геология и геофизика — 2004. том 45 - №7. - С.833-842.i/гуього lAZ,-?1. S%)

45. Шляхтер Е.С. Особенности строения нижне-среднеюрских отложений (по сейсмическим данным) и перспективы их нефтегазоносности на юго-востоке Запдно-Сибирской плиты // Геология и геофизика. 1993.

46. Эспиталье Ж. Пиролитический анализ «Rock-Eval». — Тюмень, 1995

47. Яншин A.JI. Общие особенности строения и развития молодых платформ // Молодые платформы, их тектоника и перспективы нефтегазоносности. М.: Наука, 1965.-С.7-9.1. Фондовая

48. Ларичев А.И., Смирнов Л.В. (отв. исполнители). Оценка перспектив нефтегазоносности палеозойских отложений на территории деятельности ОАО «Сургутнефтегаз». -Новосибирск: ФГУП «СНИИГГиМС», 2004г.

49. Ларичев А.И., Смирнов Л.В. (отв. исполнители). Оценка ресурсов УВ в при-контактной зоне осадочного чехла и доюрского основания на территории деятельности ООО «Лукойл Западная Сибирь» в Широтном Приобье. — Новосибирск: ФГУП «СНИИГГиМС», 2003г.

50. Шиганова О.В., Фомичев A.C., Видик C.B. Геолого-геохимическое обеспечение региональных работ на нефть и газ по западным и восточным районам Ханты-Мансийского автономного округа и Томской области. Новосибирск, ФГУП «СНИИГГиМС», 2006г.

Информация о работе

Видик, Светлана Владимировна
кандидата геолого-минералогических наук
Новосибирск, 2009
ВАК 25.00.12

Диссертация

Нефтегенерационный потенциал и перспективы нефтегазоносности нижне-среднеюрских отложений центральной части Западно-Сибирской плиты - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы