Применение сейсморазведки МОГТ 3D при поисках

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Применение сейсморазведки МОГТ 3D при поисках ловушек нефти и газа
в северной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции
Алексеева О.А., Вазаева А.А.
ОАО «Нарьян-Марсейсморазведка», Санкт-Петербург, Россия, nmsrspb@sovintel.ru
В работе продемонстрированы примеры использования сейсморазведки МОГТ 3D при
поисках ловушек нефти и газа, для детализации и уточнения геологических структур и
месторождений нефти и газа в северной части Тимано-Печорской провинции.
The report has some examples of the 3D seismic for search oil and gas traps and for elaboration
and refining the geological structure and oil and gas field in the north of the Timan-Pechora
province.
В Тимано-Печорской провинции (ТПП) к настоящему времени открыто уже более
200 месторождений нефти и газа. Это примерно 9% месторождений России. Около 80-ти
месторождений находятся в северной части ТПП, которая относится к Ненецкому
автономному округу. Разведанность запасов в северной части ТПП составляет менее 50%
[1]. Разведанные к настоящему времени запасы, согласно расчетам специалистов
ВНИГРИ, не могут обеспечить требуемый уровень воспроизводства углеводородов.
Задача геологоразведочных работ – подготовка новых запасов с использованием всего
арсенала современных средств геофизики, среди которых самым эффективным методом
была и остается сейсморазведка МОГТ. В настоящее время сейсморазведкой МОВ ОГТ
покрыта практически вся территория северной части провинции. Существенный объем
составляет сейсморазведка 3D, которая позволяет получать более детальное строение
разреза и локализовывать поисковые объекты различного типа с большей точностью.
В конце 60-х годов XX века на территории ТПП поиски залежей были
сосредоточены в южной ее части (Республика Коми) в терригенных поддоманиковых
отложениях. Большая часть залежей была открыта в ловушках литологического и
стратиграфического типа (Рис.1) на небольших глубинах от поверхности (400-700м).
В настоящее время в поддоманиковых отложениях поиски залежей активно
продолжаются. Но работы сосредоточены в северной части провинции (НАО) на
значительно больших глубинах (4000-4500м). При этом, среди ловушек, содержащих УВ,
встречаются литологически, стратиграфически и тектонически экранированные, а также
комбинированного типа.
Исходя из накопленного опыта применения 3D сейсморазведки в северной части
ТПП с 1994г. по настоящее время, установлено, что 3D предоставляет существенно
большие возможности по созданию детальных моделей строения залежей различного
типа, чем 2D.
1
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Рис.1 Геологический разрез через Западно-Изкосьгоринское месторождение по [2]
В качестве примера рассмотрим одну из площадей, расположенную в пределах
Колвинского мегавала. При изучении месторождения ставились задачи: определить
контур
нефтеносности,
границу
выклинивания
нефтенасыщенных
песчаников
и
определить высоту залежи.
На Рис.2 представлены результаты структурных построений по данным 2D и 3Dсейсморазведки. Отчетливо видно отличие в представлениях о разрывной тектонике. По
данным 2D предполагалось весьма протяженное нарушение, протягивающееся через всю
площадь и отделяющее приподнятый и опущенный блоки. По данным 3D видны
кулисообразные нарушения, сформированные в результате сдвигов и приводящие к
формированию приразломных структур весьма характерных форм. Стоит отметить, что
изучаемое месторождение является, своего рода, приятным исключением из общего
правила, по которому площади нефтеносности объектов сокращаются после проведения
съемки 3D. В данном случае на фоне детализации строения и общего усложнения
структурного плана, что мы отчетливо видим на Рис.2, произошло увеличением площади
нефтеносности залежи в результате установления более широкого по площади
распространения пласта-коллектора. По данным 2D предполагалось выклинивание пласта
в западной части площади, и залежь представлялась стратиграфически экранированной.
Теперь же она представляется структурной. По результатам 3D граница выклинивания
песчаного пласта-коллектора картируется западнее и проходит ниже водонефтяного
контакта (Рис.3). Более надежное картирование линии выклинивания стало возмодным
благодаря увеличению резрешенности сейсмической записи. Также интересным фактом,
выявленным по данным 3D, и уже подтвержденным последующими работами, является
подъем структурной поверхности кровли продуктивного пласта в северном направлении,
что также приводит к увеличению площади залежи. Замыкание ее происходит уже к
северу от участка работ. При этом, структурно-литологической тип ловушки,
предполагавшийся по данным 2D, меняется на структурно-тектонический по данным 3D
без литологического экрана на западе, но с тектоническими экранами в северной и южной
частях площади.
2
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
а)
б)
Рис.2. Структурная карта кровли продуктивной пачки старооскольских отложений по данным: а)
сейсморазведки 3D; б) сейсморазведки 2D.
Таким образом, использование сейсморазведки 3D с применением современных
технологий обработки и интерпретации при изучении залежей в сложно построенных
ловушках на большой глубине позволяет решать задачи по уточнению их строения и
расширяет возможности по картированию ловушек различных типов.
3
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Рис.3. Сейсмогеологический глубинный разрез, пересекающий месторождение в широтном направлении
В последние годы наметилась положительная динамика опережающего проведения
работ 3D на площадях, еще не опоискованных бурением. Результаты опережающих
съемок
3D
позволяют
недропользователям
разрабатывать
программы
геолого-
разведочных работ, определять очередность освоения объектов. Причем, все чаще речь
идет о мельчайших объектах, предел рентабельности которых находится на уровне 50 тыс.
тонн. Выявление и подготовка к бурению таких объектов возможно только по данным 3D.
Литература:
1.Белонин М.Д.,Прищепа О.М. и др. Типано-Печорская провинция: геологическое
строение,нефтегазоносность и перспективы освоения.СПб.: Наука, 2004. - 396 с.
2. Гостинцев К.К., Гроссгейм В.А. Стратиграфические и литологические залежи
нефти и газа. - Л., Недра, 1969. - 264с.
4
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Литолого-петрофизическая характеристика и условия осадконакопления
пород-коллекторов терригенного нижнего карбона Усть-Черемшанского прогиба
(Самарское Заволжье)
Астаркин С.В., Докучаев Д.А., Федулаева А.А.
СГУ, Саратов, Россия, sv.astarkin@rambler.ru
В результате проведенных литологических, минералогических и петрофизических
исследований пород терригенного нижнего карбона Усть-Черемшанского прогиба
(Самарское Заволжье) установлено влияние структурно-текстурных особенностей
строения пород на фильтрационно-емкостные свойства. Показано, что формирование
пород в пределах исследуемой территории происходило в прибрежно-морских условиях.
Lithology, mineralogy and petrography examinations of the bobrikovskian terrigenous reservoir
rocks of the Ust-Cheremshanskij trough (Samara Trans-Volga region) have revealed the
influence of the structural-textural features of the rock on the reservoir properties. It is shown
that the formation of rocks within the study area occurred in the coastal marine environment.
Терригенные отложения нижнего карбона Усть-Черемшанского прогиба (Самарское
Заволжье) являются одним из наиболее перспективных нефтегазоносных объектов,
поэтому всестороннее их изучение имеет важное теоретическое и прикладное значение.
Усть-Черемшанский
прогиб
–
сложная
внутриформационная
структура,
морфологически выраженная по верхнедевонским и нижнекаменноугольным отложениям
в пределах Камско-Кинельской системы прогибов. В период накопления терригенного
нижнего карбона (в бобриковское время) на исследуемой территории условия
седиментации были нестабильными из-за частых кратковременных трансгрессий и
регрессий моря. Вследствие чего формировались различные генетические типы
отложений
(аллювиальные,
прибрежно-морские
и
мелководно-морские),
что
способствовало формированию различных фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС)
пород бобриковского горизонта.
В бобриковских породах-коллекторах исследуемой части Усть-Черемшанского
прогиба (Самарское Заволжье), на основании комплексного изучения керна были
выделены три литолого-петрофизических типа (ЛПТ) пород. Составление ЛПТ основано
на выделении в разрезе литотипов по комплексу литологических характеристик
(структура,
текстура,
минеральный
состав)
и
последующего
анализа
ФЕС
и
петрофизических параметров выделенных литотипов. Каждый такой тип характеризуется
общностью как литологических, так и петрофизических параметров.
Исследования показали, что минеральный состав обломочной части у всех
выделенных ЛПТ кварцевый, минеральный состав глин гидрослюдисто-каолинитовый.
Различия заключаются в следующем: в I типе пород цемент глинистый (составляет 2025%) базально-порового типа и представлен следующей ассоциацией глинистых
минералов:
гидрослюда,
каолинит
и
примесь
хлорита.
Гидрослюда
5
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
изометричнопластинчатая, деградированная, каолинит окатанный и обломочный. Данные
минералы
аллотигенного
происхождения.
Примесь
аутигенного
магнезиально-
железистого хлорита свидетельствует о некотором изменении первичного глинистого
цемента, которое было приостановлено с поступлением нефти в пласт. Текстура
субгоризонтально прерывисто тонко и линзовидно-нарушенно слоистые, участками и
прослоями биотурбированная, коэффициент пористости (Кп) 2-8%, коэффициент
проницаемости (Кпр) <500мД.
Во II типе пород вторичная цементация либо не характерна, либо проявляется не
равномерно, текстура массивная, Кп 12-23%, Кпр >500 мД. Коллекторские свойства
песчаных пород II типа характеризуются отсутствием первичного глинистого цемента и,
вследствие этого, широким развитием межзерновых пор размером от 0,08 до 0,75 мм.
Поры имеют различную форму (изометричную, щелевидную, с отростками) и являются
первичными. Часто встречаются поры-горловины (отношение длины к ширине до 1:10), за
счет чего многие поры в плоскости шлифа соединяются между собой, окаймляя зерна,
которые не имеют контактов и как бы «плавают» в пустоте. Каналы, соединяющие
пористые участки, имеют ширину 0,01-0,02 мм.
В III типе цемент глинистый (до 10%) пленочного-контактового типа и содержит
аутигенные минералы каолинит, гидрослюду, хлорит и смешаннослойное образование
типа монтмориллонит-гидрослюда с незначительной примесью аутигенного натриевого
монтмориллонита.
Цемент
измененный,
вторичный.
Спорадически
наблюдается
пятнистый ангидритовый цемент базально-порового и пойкилитового типов (1-5%),
текстура наклонно слоистая, массивная, Кп 2-6%, Кпр <100 мД. Одной из особенностей
песчаных пород-коллекторов III типа является развитие в них процесса ангидритизации.
По данным рентгено-минералогического анализа содержание ангидрита в песчаниках
варьирует
от
0,5
до
27%.
Кристаллизация
в
пустотном
пространстве
разнокристаллического ангидрита ведет к уменьшению объема и усложнению структуры.
Неравномерное развитие данного процесса приводит к формированию плотных участков
различных форм и размеров с нацело «залеченными» ангидритом порами. Очевидно, это
является одной из причин нехарактерного для терригенных пород отсутствия для
песчаных пород-коллекторов бобриковского горизонта четкой функциональной связи
между величиной Кп и Кпр (r=0,46). Другой причиной, является доминирование в разрезе
плохо отсортированных разностей, для которых характерна более сложная структура
пустотного пространства вследствие наличия широкого диапазона изменения размеров
пор и сечения соединительных каналов. Результаты гранулометрического анализа
позволяют
также
выделить
три
типа
пород-коллекторов,
каждый
из
которых
6
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
характеризуется своими значениями в распределении коэффициентов и соответствуют
выделенным ЛПТ [1].
Для
реконструкции
палеогеографических
условий
осадконакопления
в
бобриковском палеобассейне в пределах территории исследования были использованы
данные микроскопического изучения в шлифах и дробного гранулометрического анализа,
с последующим расчетом статистических коэффициентов.
В раннебобриковское время в пределах рассматриваемой территории в крайне
мелководных условиях отлагался глинистый и мелко-, тонкозернистый кластический
материал с обилием растительного детрита. Для песчано-алевритовых пород характерна
тонкая горизонтальная слоистость, нередко нарушаемая ходами илоядных, присутствие
отпечатков брахиопод. Рассчитанные гранулометрические коэффициенты указывают на
мелкозернистый
состав
отложений,
низкие
энергетические
уровни
бассейна
седиментации, близость береговой линии. Не исключено, что это были участки заливнолагунного побережья. Следует отметить, что перечисленные признаки, с учетом
согласного залегания бобриковских отложений на породах радаевского возраста, говорят
не в пользу их аллювиального генезиса. Вероятнее всего, мы имеем дело с отложениями
зоны подводных течений, существовавших в пределах Усть-Черемшанского прогиба [2].
Непродолжительный процесс накопления глинистых и мелкозернистых обломочных
разностей сменился с новым наступлением моря, активной аккумуляцией разнозернистых,
массивных, либо послойно сортированных мономинеральных осадков. Рассчитанные
статистические коэффициенты указывают на среднезернистый состав, на высокие
энергетические уровни бассейна седиментации, высокую гидродинамику среды. Наличие
градационной слоистости свидетельствует о проявлении волновой деятельности и
приливно-отливных
течений.
Присутствие
в
разрезе
массивных,
бесцементных
песчаников может указывать на развитие здесь гряд приливно-отливной зоны, мелких
баров. Дальнейшее накопление мелкозернистых и глинистых пиритизированных осадков
происходило в низкоэнергетической обстановке, в условиях низкого гидродинамического
режима в зоне мелководного шельфа. К тому времени почти закончилась компенсация
Усть-Черемшанского прогиба и произошло относительное выравнивание рельефа,
формируется обширная почти пологая равнина.
Для выяснения палеодинамических особенной накопления осадков и их генезиса
могут использоваться различные генетические диаграммы, построение которых основано
на использовании таких безразмерных параметров как медиана (Md), коэффициенты
сортированности (So) и асимметрии (Sk), характеризующие наиболее тонкие изменения
гранулометрических распределений и, следовательно, отражающие вариации условий
седиментации. Для выяснения генезиса бобриковских отложений с использованием
7
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
количественного содержания различных гранулометрических фракций были построены
генетические гранулометрические диаграммы по Л.Б. Рухину и Дж. Фридману. Анализ
зависимостей между Md – So и Md – Sk позволяет заключить, что изучаемые отложения
относятся к прибрежно-морскому фациальному спектру, что подтверждается и литологофациальными признаками.
Таким образом, на основании проведенных исследований можно сделать следующие
выводы:
1. Выделено три литолого-петрофизических типа пород и показано, что к I и III
типам относятся более глинистые разности песчаников (тип I) и песчаники, пустотное
пространство которых в значительной степени подвержено цементации вторичным
карбонатом и пойкилитовым ангидритом (тип III). Вторую группу составляют песчаники
типа II, для которых вторичная цементация пустотного пространства либо не характерна,
либо проявляется не широко и неравномерно. Значительные колебания в породах данной
группы значений Кпр для разностей с близкими значениями величины Кп обусловлено
как различием в степени цементации, так и первичных структурно-текстурных
особенностей пород. Присутствие песчаников с различной степенью сортировки
кластического материала, слоистых и массивных разностей обусловило наличие породколлекторов с разнообразной морфоструктурой пустотного пространства. В совокупности
это в большей степени и повлияло на наблюдаемые колебания в фильтрационноемкостных свойствах пород-коллекторов.
2. Почти полное отсутствие характерных косослоистых структур, и наоборот,
преобладание горизонтально-слоистых текстур, присутствие стяжений пирита, находки
остатков морской фауны в терригенных отложения бобриковского горизонта указывают
на образование их в условиях морской среды; образование вытянутых, шнурковых
песчано-алевритовых тел – потенциальных коллекторов нефти и газа, - происходило в
прибрежно-морских условиях под действием волнений и течений.
Литература:
1. Гончаренко О.П., Астаркин С.В., Мусатов В.А. Гранулометрическая
характеристика терригенных бобриковских отложений Самарского Заволжья // Геология,
география и глобальная энергия. 2009. № 4 (35). - С.133-135
2. Каграманян Н.А. О строении Усть-Черемшанского прогиба Камско-Кинельской
системы. // Труды ВолгаКамскгеология. - М.: Недра, 1983. - С. 83-97.
8
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Литологические особенности и анализ условий осадконакопления туронских
и сеноманских отложений на примере одного из месторождений
Надым-Пурской НГО
Аулова Д.Ю.
РГУ нефти и газа им. И,М, Губкина, Москва, Россия, kora_kori@rambler.ru
На примере отложений туронского и сеномантского ярусов в пределах Надым-Пурской
НГО рассматриваются условия осадконакопления и цикличность строения разреза.
Вскрытые отложения представлены двумя стратиграфическими подразделениями,
породы которых характеризуются рядом существенных отличий, поэтому
характеристика литотипов проводится раздельно. Установлены закономерности и
особенности
распределения
в
них
пород-коллекторов.
Породы-коллекторы
сформировались в сеномане в континентальных и прибрежно-морских условиях, в туроне
в глубоководно-морских условиях. На исследуемой территории для рассматриваемого
стратиграфического диапазона выделены 4 этапа формирования алевро-песчаных тел с
характерными литологическими особенностями.
This article considers the specifics of the Turonian and Senomantskogo tiers within NadymPurskoy NGO deal with the conditions of sedimentation and cyclical structure of the structure
section. Opened deposits are represented by two stratigraphic units, rocks are characterized by
a number of significant differences, so characteristic lithotypes done separately. Set regularities
and features of the distribution in these reservoir rocks. Reservoir rocks formed in the
Cenomanian in continental and coastal marine environments, in Turonian in the deep-sea
conditions. At the study area for the considered stratigraphic range identified 4 stages of the
formation of silt-sand bodies with the characteristic lithological features.
Работа посвящена одному из месторождений северной части Западной Сибири.
Проанализирован керновый материал по 12 скважинам. Были установлены общие
закономерности строения разрезов.
Разрез в целом представлен преимущественно терригенными породами алевроглинистого и песчаного состава с различным типом цементации. Помимо этого, встречаются единичные прослои известняков и сидеритов. Вскрытые отложения представлены
двумя стратиграфическими подразделениями, породы которых характеризуются рядом
существенных отличий, поэтому характеристика литотипов проводится раздельно для туронских и сеноманских отложений.
В сеноманской части разреза выделяются пачки преимущественно песчаного, алевролитового и смешанного песчано-алеврито-глинистого строения. Преимущественно песчаные части разреза представлены слоистыми пачками песчаников с прослоями алевролитов, а также однородными пачками серых и темно-серых песчаников. Алевритовые части
сложены однородными пачками алевролитов местами переслаивающихся с алевроглинистыми породами и глинами.
Минеральный состав пород: обломки жильного кварца, плагиоклазы, обломки кремнистых пород и вулканического стекла.
9
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Породы-коллекторы
сеноманских
отложений
представлены
преимущественно
однородными или слоистыми пачками песчаных или алевро-песчаных пород. Пустотное
пространство
представлено
межзерновыми
порами
при
низком
содержании
цементирующего материала. Максимальные размеры пор в них сопоставимы с размером
песчаной
фракции.
Широко
развиты
высокопористые
разности
с
высокой
проницаемостью, однако наличие тонкой горизонтальной слоистости в некоторых
разностях, затрудняет вертикальную фильтрацию флюидов.
В туронской части разреза выделяются пачки песчаного, алевролитового и смешанного алевролито-глинистого строения. Песчаные части разреза сложены, в основном, однородными пачками мелкозернистых песчаников, часто со сложной текстурой биотурбации. Алевролитовые – однородными пачками алевролитов. Части разреза смешанного
строения представлены чередованием алеврлито-глинистых пород турбидитной серии,
алевролито-глинистых биотурбированных пород, алевролитов и глин.
Минеральный состав пород представлен обломками жильного кварца, плагиоклазами, обломками кремнистых пород. Присутствуют стяжения бесструктурного глауконита и
лептохлорита.
Породы-коллекторы туронских отложений представлены, в основном, алевролитами,
размеры пор которых не превышают 0,1 мм. Во многих разностях пород практически
полностью отсутствует слоистость при наличии пятнистого распределения глинистого
материала, вызванного процессами биотурбации. Размеры чередующихся пористых и
плотных глинистых участков пород колеблются в пределах 1-2 см. Такой характер
распределения пустотного пространства определяет низкие значения как латеральной, так
и вертикальной проницаемости, даже при наличии высокой пористости.
В сеноманский период времени на рассматриваемой территории существовали
континентальные условия, обусловленные максимальной регрессией морского бассейна.
Седиментация проходила в обстановках аллювиально-дельтовой равнины. Крупные
песчаные тела формировались в дельтовых рукавах. Седиментация сопровождалась
значительными перерывами с формированием специфических глинистых конгломератов.
Затем произошла трансгрессия моря с образованием подводной части дельтовой равнины
и небольших островов. Участками прослеживается регрессивная направленность
седиментации с постепенным переходом
свойственная
дельтовым
образованиями.
от глинистых пород к обломочным,
О
прибрежно-морских
обстановках
свидетельствуют характер слоистости пород, наличие глауконита, лишь спорадическое
обнаружение остатков корневых систем высших растений, палеопочв, глинистых
конгломератов.
10
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
В туронский период времени в регионе существовал шельфовый морской бассейн.
Возможные речные дельты были расположены значительно восточнее. Формирование
песчаных тел связано с дальней транспортировкой обломочного материала в подводных
дельтовых рукавах или турбидитными потоками, но основную роль играло его перераспределения вдольбереговыми течениями. Фильтрацию сильно ухудшают наличие горизонтальной слоистости, а так же большое количество ходов илоедов [1,2].
Построены карты толщин седиментационных циклитов и толщин наиболее крупных
песчаных пластов, сделаны выводы об обстановках осадконакопления.
В тектоническом развитии территории для рассматриваемого стратиграфического
диапазона выделены 4 этапа, для каждого из которых характерны определенные особенности формирования алевро-песчаных тел.
В сеноманской части разреза выделено 7 седиментационных циклитов, в туронской
– 4. Толщины прослеженных циклитов варьируются в пределах 10 - 60 м. Все выделенные
циклиты прослеживаются по всей рассматриваемой территории, за исключением циклитов низкого ранга в кровле сеномана. Толщины циклитов весьма изменчивы по латерали,
но на сравнительно небольшой площади их вариации, как правило, невелики.
Литература:
1. Селли Р. И. Древние обстановки осадконакопления. - М., Недра 1989. - 294 с.
2. Обстановки осадконакопления и фации: В 2-х т. Т. 1. /Под. ред. Х. Рединга. М.,
Мир, 1990. - 352 с.
3. Петтиджон Ф. Дж. Осадочные породы. - М., Недра 1981. - 751 с.
4. Ермилов О.М. и др. Особенности геологического строения и разработки уникальных газовых залежей газа крайнего севера Западной Сибири. – Новосибирск: Издательство СО РАН, 2004. - 139 с.
11
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Структура осадочного чехла в северной части Западно-Сибирской геосинеклизы
и этапы его развития (на основе интерпретации широтных
региональных профилей и данных бурения)
Белякова И.И.
ИНГГ СО РАН, Новосибирск, Россия, veselaya@ngs.ru
В работе представлены результаты интерпретации региональных сейсмических
профилей №19, №25, субширотно пересекающих территорию Западной Сибири в ее
северной части. В программном пакете W-Seis была проведена корреляция основных
отражающих горизонтов, позволившая выявить современную структуру осадочного
чехла и построить палеопрофили, с помощью которых была восстановлена история
тектонического развития территории. В результате были выделены основные этапы
развития исследуемой территории, приведена их краткая характеристика.
Results of regional seismic cross-sections (19, 25) interpretation are provided in this paper.
Lines of sections sublatitudinaly cross the northern part of West-Siberian basin. The main
reflecting horisons correlation and paleo-cross-sections reconstruction were made using special
W-Seis software. It allowed decoding of sedimentary cover modern structure and evolution.
Main evolution steps and its features are presented as results.
Территория
исследования
расположена
в
южной
части
Ямало-Ненецкого
автономного округа, где сосредоточено большое количество крупных месторождений
углеводородов. Имеется большое количество материала по особенностям геологического
строения и нефтегазоносности этой территории, позволяющего сделать обобщающую и
детализирующую работу. К тому же эта территория является областью, граничащей с
недостаточно изученной, но интересной в отношении нефтегазового потенциала
территорией крайнего севера Западной Сибири и Арктического шельфа. Предпринятые
исследования являются обобщением имеющегося материала, а результаты его анализа
можно, с известной осторожностью, экстраполировать на арктические части ЗападноСибирской геосинеклизы и шельфы Арктических морей.
Для анализа взяты региональные сейсмические профили 19 и 25, пересекающие
территорию Западно-Сибирской геосинеклизы в субширотном направлении (рис. 1А).
При проведении исследований строились корреляционные профили, основанные на
результатах бурения скважин, расположенных на линиях или вблизи линий сейсмических
профилей, что помогало контролировать правильность интерпретации сейсмических
данных.
Осадочный чехол на исследуемой территории начинается с терригенных отложений
тампейской серии триасового возраста. Выше залегают нижне-среднеюрские отложения
переходные между морскими и континентальными и келовей-верхнеюрские отложения
морского генезиса. Вверх по разрезу идут меловые песчаные и глинистые отложения
12
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Р
Рис.1. А) Расположение сейсмических профилей; Б) Сейсмогеологический разрез и палеоразрезы по линии
профиля №19
13
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
переходной зоны. Завершается разрез кайнозойскими рыхлыми породами морского и
континентального генезиса.
Особенностью осадочного чехла Западной Сибири является наличие в нем
распространенных на значительной части территории и выдержанных по мощности и
составу глинистых пачек. К ним относятся баженовская свита (верхняя юра – ранний
берриас), кошайская свита и ее аналоги (нижний мел, апт), кузнецовская свита (верхний
мел, турон) и талицкая свита (ранний палеоген, дат). К этим глинистым пачкам
приурочены реперные отражающие горизонты на сейсмических профилях и реперные
уровни на каротажных диаграммах. Коррелируя и прослеживая такиеглинистые пачки на
сейсмических профилях, можно расшифровать современную структуру осадочного чехла.
Кроме того, так как глинистые пачки были сформированы в эпохи региональных
трангсрессий, завершавших крупные этапы тектонических событий, то они соответствуют
поверхностям регионального выравнивания. Используя принципы тектонического анализа
мощностей, можно восстановить историю тектонического развития территории и
выделить главные этапы формирования современной структуры осадочного чехла.
Среди структур, пересекаемых профилями, крупнейшими являются отрицательные:
Надымская гемисинеклиза, Большехетская мегасинеклиза и Среднепурский наклонный
мегажелоб;
положительные:
Северный
свод
и
Часельский
наклонный
мегавал;
промежуточные: Южно-Надымская, Зауральская и Красноселькупская мегамоноклизы [1].
В разрезе осадочного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы по линии профиля
№19 (рис.1Б) на западе выделяется область, на территории которой все реперные
горизонты полого наклонены на восток, к ней относятся Зауральская, Красноленинская и
Южно-Надымская мегамоноклизы. Восточнее расположена область с контрастными
высокоамплитудными структурами, осложненными дизъюнктивной тектоникой. К ней
примыкает Красноселькупская моноклиза, наклоненная на запад.
По линии профиля 25 также можно выделить пологую западную часть, меньшую по
протяженности по сравнению с аналогичной областью территории профиля 19.
Сочленение этой части с областью контрастных структур локализуется западнее, а
контрастные структуры больше по площади. На востоке к контрастной области
примыкает небольшая по площади Черемшанская мезоседловина, полого наклоненная на
запад.
В разрезах обоих профилей на западе в берриас-аптской части разреза
идентифицируются
полого
наклоненные
сигмоидные
отражающие
горизонты
–
клиноформы. На территории, пересекаемой 19 региональным профилем, присутствуют
клиноформы западного и восточного падения, на территории, пересекаемой 25
региональным профилем – только западного падения.
14
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Анализируя палеопрофили (рис.1), построенные на время формирования основных
отражающих горизонтов можно проследить поэтапное развитие осадочного чехла
изучаемой территории. В конце юрского периода поверхность рельефа доюрских
отложений на изучаемой территории имела региональный наклон на северо-восток. Югозападная часть территории представляла собой субгоризонтальную поверхность. Рельеф
был осложнён малоамплитудными отрицательными и положительными тектоническими
элементами.
В неокомское время в западной части был сформирован клиноформный комплекс.
Причём, на юге территории снос осуществлялся как с востока, так и с запада, севернее
снос осуществлялся только с востока. Область смены наклона клиноформ в южной части
маркирует положение депоцентра прогибания, который в берриас-раннеаптское время
представлял собой полосу субмеридионального простирания в западной части бассейна.
Берриас-аптский этап в северной и западной частях сопровождался образованием
разрывных тектонических нарушений, связанных, вероятно, с различиями в скоростях
прогибания рназных участков территории.
К концу туронского века были оформлены очертания положительных структур I-III
порядков, осложняющих структуру осадочного чехла. Коньяк-зеландийский этап
сопровождался увеличением амплитуд структур на всей территории. В кайнозойский
(неотектонический) этап развития за счет усложнения морфологии структур, увеличения
их контрастности и дизъюнктивной тектоники окончательно сформировалась современная
структура осадочного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы.
Литература:
1. Конторович В.А., Беляев С.Ю., Конторович А.Э. и др. Тектоническое строение и
история развития Западно-Сибирской геосинеклизы в мезозое и кайнозое // Геология и
геофизика. Новосибирск. 2001. т. 42. №11-12. - С.1832-1845.
15
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Совместная интерпретация каротажных данных ВИКИЗ и БКЗ
с использованием фильтрационного моделирования
1
Глущенко М.Н.1,2, Соболев А.Ю.1
ИНГГ СО РАН, Новосибирск, Россия, 2НГУ, Новосибирск, Россия, mglus@rambler.ru
Опробован подход к интерпретации каротажных диаграмм, объединяющий совместную
инверсию данных ВИКИЗ и БКЗ и фильтрационное моделирование процессов
проникновения. Для ряда коллекторов, которые по данным предварительного заключения
по промыслово-геофизическим исследованиям являются водонасыщенными, получены
геоэлектрические модели, характерные для слабо нефтенасыщенных пластов.
The new approach of logging diagrams interpretation has been tested. It combines joint
inversion of VIKIZ and BKZ data and filtration modeling of penetration process. For series of
collectors considered as water-saturated according to preliminary conclusion of petroleum
geophysical research, were received new geoelectric models typical for a weakly oil-saturated
reservoir.
При стандартной обработке и интерпретации геофизических исследований скважин
(ГИС) практически не учитываются процессы, происходящие во время бурения скважины
– циркуляция бурового раствора, гидростатическое воздействие на пласт, рост глинистой
корки, соле- и массоперенос – которые оказывают значительное влияние на
электрофизические характеристики зоны проникновения.
При традиционной раздельной инверсии данных высокочастотного индукционного
каротажного изопараметрического зондирования (ВИКИЗ) и бокового каротажного
зондирования (БКЗ) возникают наборы эквивалентных моделей, удовлетворяющих одним
и тем же экспериментальным данным, потому что каждый из методов имеет свои
преимущества и ограничения [2]. Эта неоднозначность частично преодолевается, если
строить общий функционал для комплекса зондов (ВИКИЗ, БКЗ) [4]. Совместная
инверсия данных ВИКИЗ и БКЗ позволяет уменьшить область эквивалентных моделей,
уточнить параметры среды, и, особенно, зоны проникновения.
На основе совместной одномерной инверсии ВИКИЗ и БКЗ в каждом прослое на
выбранном интервале построены профили удельного электрического сопротивления,
которые уточнялись с помощью расчетов по алгоритмам двумерного моделирования
показаний ВИКИЗ и БКЗ. Было выполнено уточнение геоэлектрической модели
продуктивных пластов с учетом влияния вмещающих пород [3].
Однако
при
построении
решения
обратной
задачи
(определении
УЭС
прискважинной зоны) на основе комплексирования инверсии данных электромагнитного
и электрического каротажа можно еще уменьшить область эквивалентных моделей,
применив
фильтрационное
геоэлектрических
моделей
моделирование.
выбираются
только
Из
те,
множества
которые
эквивалентных
не
противоречат
16
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
фильтрационным условиям формирования зоны проникновения. В результате удается
значительно сузить область неопределенности решения.
Такой путь исследования позволяет более детально изучить зону проникновения.
Стандартные подходы к интерпретации данных электрического и электромагнитного
каротажа обычно ограничиваются выделением «зоны проникновения», электрическое
сопротивление которой – константа. Согласно моделированию гидродинамических
процессов фильтрации профиль УЭС в зоне проникновения имеет сложный характер,
особенно в случае содержания в пласте двух разных флюидов – воды и нефти [1]. Это
позволяет построить более физически обоснованные модели электропроводности
прискважинной зоны и точнее определить их параметры. Что в свою очередь отражается
на точности оценок параметров пласта.
По
данным
предварительного
заключения
по
промыслово-геофизическим
исследованиям представленный прослой (рис. 1) является водонасыщенным. На рис. 2
приведен пример сопоставления геоэлектрической модели прослоя, полученной в ходе
совместной инверсии данных ВИКИЗ и БКЗ, с профилем удельного электрического
сопротивления, полученного на основе численного расчета процессов фильтрации
буровой жидкости.
Рис 1. Каротажные диаграммы ВИКИЗ и БКЗ на интервале исследуемого коллектора
Рис. 2. Сопоставление результатов совместной инверсии ВИКИЗ и БКЗ и фильтрационного
моделирования. ▬ Геоэлектрическая модель (результат совместной инверсии данных ВИКИЗ и БКЗ); ▬
профиль УЭС, построенный на основе численного моделирования формирования зоны проникновения.
17
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
В полученной геоэлектрической модели наблюдается повышение УЭС с удалением
от скважины вглубь пласта, что при подборе фильтрационной модели указывает на слабое
нефтенасыщение. Таким образом, для большинства прослоев на выбранном интервале,
которые по данным геофизического заключения являются водонасыщенными, получены
геоэлектрические модели, характерные для слабо нефтенасыщенных пластов. Такие
модели соответствуют пластам, содержащим подвижную нефть Кн = 20–30%, что
подтверждено гидродинамическими расчетами процессов фильтрации.
Литература:
1.
Ельцов И.Н., Кашеваров А.А., Эпов М.И. Обобщение формулы Арчи и типы
радиального распределения УЭС в прискважинной зоне // Геофизический вестник. – 2004.
– № 7. – С. 9-14.
2.
Игнатов В.С., Малеева Л.В. Совместная интерпретация данных БКЗ и
ВИКИЗ // Каротажник. – 2008. – Вып.168. – С. 42-50.
3.
Эпов М.И. Глинских В.Н. Быстрое двумерное моделирование
высокочастотного электромагнитного поля для задач каротажа // Геология и геофизика,
2003 г. – 9: Т. 44. – с. 942–952.
4.
Эпов М.И., Каюров К.Н., Ельцов. И.Н. и др. Новый аппаратурный комплекс
геофизического каротажа СЛК и программно–методические средства интерпретации
EMF– Pro // Бурение и нефть. – Новосибирск: ООО «Бурнефть», 2010 г. – 2. – с. 12–16.
18
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Обзор современных поисково-разведочных технологий на нефть и газ
и возможность их применения на шельфе Чукотского моря
Грохотов Е.И.
ФГУП «ВНИГРИ», Санкт-Петербург, Россия, eugenii@rambler.ru
В работе рассматривается возможность уточнения строения и перспектив
нефтегазоносности объектов на шельфе Чукотского моря путем применения ряда
дополнительных методов инновационных исследований. Сделан обзор и обобщение
проделанных работ по региону. Приводится технология инновационных исследований,
рассматривается возможность их применения для объектов шельфа Чукотского моря.
Даны рекомендации по совокупному применению традиционных и инновационных
методов для повышения эффективности поисково-разведочных работ на шельфе
Чукотского моря.
Морские месторождения стали сегодня важнейшей частью нефтегазового комплекса
мира. С акваториями восточных Арктических морей, прилегающих к таким крупным
регионам
нефтегазодобычи,
как
Тимано-Печорский
и
Север
Аляски,
связаны
долгосрочные перспективы развития добычи углеводородов в России. Традиционно
геологи-нефтяники пытались понять закономерности пространственного распределения и
формирования месторождений углеводородов на основе изучения залежей нефти и газа
континентов, однако в последнее десятилетие в поле зрения специалистов попали и
морские месторождения.
Исследования
ведущих
российских
ученых
позволяют
наметить
основные
закономерности в размещении морских залежей нефти и газа в пространстве и по разрезу:
связь залежей с рифтами; приуроченность большинства запасов углеводородов к
пассивным окраинам континентов; концентрация основных ресурсов нефти в отложениях
верхней юры и нижнего мела, а газа – в породах пермского возраста. При этом следует
отметить, что заключение об ограниченных нефтегазовых ресурсах субдукционных зон
справедливо лишь для современных зон субдукций, в силу того, что здесь процессы
нефтегазообразования еще далеки от своего завершения и в настоящее время не
сложились благоприятные условия для формирования крупных залежей углеводородов. В
современной структуре земной коры палеозоны субдукций выражены передовыми
прогибами и являются регионально нефтегазоносными. В пределах передовых прогибов и
на сопредельных склонах платформ основные запасы углеводородов концентрируются в
тех отложениях, которые существовали в момент закрытия океана. [3]
Целью данной работы является уточнение строения и перспектив нефтегазоносности
объектов на шельфе Чукотского моря путем применения ряда дополнительных методов
инновационных исследований. Задачами исследований является обзор и обобщение
проделанных работ по региону, знакомство с инновационными методами исследований, а
19
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
также возможность их применения для объектов шельфа Чукотского моря. Объектами
исследований являются Северо-Чукотский, Северо-Врангелевский и Лонгско-Чукотский
бассейны Чукотского моря.
На территории шельфа Чукотского моря проведена гравиметрическая и магнитная
съемка, а также сейсмика 3D по крайне редкой сети профилей. Гравитационное поле
носит преимущественно мозаичный характер, и лишь в центральной части выделяется
линейная зона отрицательных аномалий силы тяжести. Магнитное поле характеризуется
преимущественно невысокой интенсивностью и отсутствием протяженных аномальных
зон. Наибольшая напряженность магнитного поля зафиксирована в пределах Чукотской
платформы и вдоль границы Северо-Врангелевского бассейна, в чем проявляется сходство
с морфологией гравитационного поля (рис.1). [1]
Рис.1. Схемы аномалий гравитационного (слева) и магнитного (справа) полей шельфа Чукотского моря. (по
материалам ОАО «ДМНГ»)
В результате интерпретации сейсмических данных наметились основные типы
возможных ловушек углеводородов в каждом из объектов исследований. Так, для СевероЧукотского бассейна характерны тектонические ловушки в пределах Краевой флексуры,
антиклинальные
ловушки
нижнебрукинского
комплекса,
а
также
комплекс
проградирующих клиноформ на глубинах 2-5 км. Для Северо-Врангелевского бассейна
ловушками могут служить тектонические блоки и антиклинали верхнеэлсмирского
комплекса в пределах Передового пояса складчатости на глубинах до 6 км, что является
аналогом месторождения Прадхо-Бэй на Аляске. Для Лонгско-Чукотского бассейна
характерны так называемые «цветочные» структуры и их зона контакта с брукской
20
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
поверхностью несогласия (mBU), а также локально антиклинальные складки сжатия
Ушаковской складчато-взбросовой зоны (рис.2). [1]
Рис.2. Модель ловушки в зоне контакта «цветочных» структур и несогласия mBU. [1]
Следует
отметить,
что
по
имеющимся
данным
была
построена
хроностратиграфическая схема региона, которая оставила некоторое число спорных
вопросов. Для их разрешения наряду с традиционными методами поисков и разведки
скоплений углеводородов (сейсмика, гравиразведка, магнитная съемка) на региональном
этапе поисково-разведочных работ следует рассмотреть возможность применения новых
методов,
таких
материалах,
как
тектоно-физическое
СВАН-анализ,
моделирование
инновационный
на
дистанционный
оптически-активных
метод
космической
геофизики и др. [4]
Распределение
флюида
по
разрезу
осадочного
бассейна
определяется
проницаемостью горных пород и характером их напряженного состояния. Тектонофизическое моделирование на оптически-активных материалах позволяет оценить
распределение поля напряжений по разрезам определенной структуры. Проводится
выявление фрагментов разреза, имеющих минимальные значения напряжений, которые
могут быть потенциальными ловушками для нефти и газа. Метод опробован на одной из
структур в Печорском море. Рекомендуется провести данный вид исследования на
выделенных перспективных объектах тектонического и стратиграфического типа на
Северо-Чукотском шельфе. [2]
Одним из способов геофизической разведки для определения нефтепродуктивных
типов геологического разреза является спектрально-временной анализ (СВАН) по
сейсмическим профилям с целью определения спектрально-временных образов (СВО)
нефтепродуктивных
типов
геологического
разреза
и
построения
карты
типов
геологического разреза исследуемой территории. По данным бурения на американском
секторе шельфа Чукотского моря проводится типизация разреза; при этом основные
отличительные особенности этой типизации заключаются в том, что выделенные типы
21
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
геологического разреза существенно различаются по фильтрационным свойствам
коллекторов, а количество типов соответствует разрешающей способности данных
сейсморазведки, т.е. количеству уверенно различающихся по спектрально-временным
параметрам эталонных СВО. Данный метод предназначен для оптимизации заложения
скважин, однако имеет ряд недостатков, которые необходимо учитывать при проведении
исследований. [5]
Для составления прогнозной карты месторождений нефти и газа предлагается
инновационный дистанционный метод космической геофизики, базирующийся на стыке
геологии, геофизики, физики ионосферы и магнитосферы, радиофизики и оптики (рис.3).
]
Рис.3. Схема работ по методу «Дистанционное ионосферно-теллурическое профилирование». [6]
Основой метода является эффект связи электромагнитных параметров земной коры,
атмосферы, ионосферы и магнитосферы. Суть метода состоит в наземной съёмке
пространственной
картины
свечения
ионосферы
оптической
аппаратурой
или
22
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
сканирующим фотометром, проектировании картины свечения на земную поверхность с
последующей обработкой результатов измерений с помощью компьютерных программ и
построения карты аномалий, привязанных к структурам земной коры. Работоспособность
и эффективность метода, а также его экологичность и экономичность подтверждена
экспериментальными измерениями
в Томской области, однако существует ряд
ограничений для его применения. [6]
В конечном итоге, эффективность поисково-разведочных работ на шельфе зависит
от применения совокупности традиционных и инновационных методов, при этом роль
инновационных методов значительно возрастает в условиях Крайнего Севера и в
глубоководных зонах акваторий.
Литература:
1. Атлас нефтяной геологии Российского сектора Чукотского моря. ОАО «ДМНГ»,
2005.
2. Вовк В.С., Дзюбло А.Д., Дмитриевская Т.В., Рябухина С.Г., Зайцев А.В. Прогноз
нефтегазоносности Долгинской площади по результатам моделирования на оптическиактивных материалах // Геология нефти и газа, №3/2008.
3. Грамберг И.С., Иванов В.Л., Погребицкий Ю.Е. Геология и полезные ископаемые
России. Том 5, книга 1. Арктические моря. СПб, 2004.
4. Грохотов Е.И. Современный подход к изучению особенностей геологического
строения и выделению перспективных участков на нефть и газ на шельфе Чукотского
моря // Материалы международной научно-практической конференции «Инновационные
технологии – основа реализации Стратегии Блока разведки и добычи ОАО «Газпром
нефть», 2010.
5. Копилевич Е.А., Мушин И.А., Давыдова Е.А., Афанасьев М.Л. Комплексное
спектрально-скоростное прогнозирование типов геологического разреза и фильтрационноемкостных свойств коллекторов. М.-Ижевск, 2010.
6. Попов Л.Н., Краковецкий Ю.К., Захаренко В.Н., Парначев В.П., Одинцов Н.М. О
новом дистанционном методе ионосферно-теллурического профилирования для
прогнозирования нефтегазоносности структур // Вестник Томского государственного
университета, №4/2009.
23
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Анализ разработки IV и VI горизонтов месторождения Кала
и пути их рациональной доразработки
Гусейнов Э.Г.
Институт геологии НАНА, Баку, Азербайджан,, ehuseynov89@gmail.com
На основе анализов соответствующих карт и разрезов, а также 3D моделя исследуемого
горизонта, мне удалось обоснованно выдать мероприятия и наметить пути,
способствующие более эффективной доразработки горизонта.
Based on the analysis of relevant maps and sections, and 3D model of the horizon, I could
reasonably give the methods to facilitate more effective redevelopment horizon
Известно, что нефтегазовое стратегия Азербайджана предусматривает дальнейшее
увеличение углеводородного потенциала Республики как путем ввода в эксплуатацию
новых геологических структур, так и за счет разработки существующих газонефтяных
месторождений, в том числе и длительно разрабатываемые.
Одним
из
факторов
эффективного
извлечения
углеводородного
сырья
из
газонефтяных месторождений республики является освоение их остаточного потенциала.
Изучение геолого-промыслового материала показало, что большинство месторождений
Апшеронской нефтегазовой области, несмотря на длительные сроки эксплуатации все же
содержат значительные остаточные запасы нефти. Одним из них является месторождение
Кала, расположенная в восточной части Апшеронского полуострова в треугольнике
между с. Бина, Мардакан и Кала, в частности горизонты IV и VI Сабунчинской свиты
Продуктивной толщи являющийся объектом наших исследований.
С целью исследования геологических основ разработки анализируемого объекта
были изучены фондовые и промысловые материалы, статистически обработаны,
обобщены и систематизированы. Составлены соотетствуюшие карты и разрезы. Изучены
геологическая характеристика горизонта, нефтегазоностность, ёмкостно-фильтрационные
и термобарические свойства. По основным параметрам относящиеся к истории разработки
объекта: добыча нефти, количество добывающих скважин, процент обводнения, пластовое
давление и т.п. были составлены кривые динамики разработки. С их помощью
определены и проанализированы стадии разработки, а также выявлены общие тенденции
в изменении процесса разработки залежи. Были построены карты Шухарта для выявления
нижних и верхних границ параметров для контроля и урегулирования разработки залежей.
А также по данным двух скважин, была построена 3D структурная модель IV горизонта
(рис.1). Все это дало возможность обосновано выдать мероприятия и наметить пути,
способствующие более эффективной доразработки горизонта.
24
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Рис. 1. Структурная модель IV горизонта, месторождения Кала
25
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Структура порового пространства пород – коллекторов Турнейского яруса
Ново – Елховского нефтяного месторождения по данным исследований шлифов
с помощью метода Definiens eCognition
Евдокимов С. А., Кадыров Р.И.
КФУ, Казань, Россия, Angelll007@yandex.ru
Ново-Елховское месторождение расположено на юго-востоке Татарстана в административном отношении – на территории Альметьевского и Заинского районов, непосредственно к западу (2-3 км) от Ромашкинского месторождения.
На площадях Ново – Елховского месторождения по данным бурения осадочная толща
представлена терригенно-карбонатными породами девонской, каменноугольной и пермской систем.
Novo – Elhovskoe oilfield is situated on south-east of Tatarstan Republic, near Almetevsk not far
from Romashkinskoe oilfield. Sedimentary framework offered by Devonian, Carboniferous, Dyas
stratas.
Целью данной работы является выявление особенностей геологического строения
карбонатных
резервуаров
турнейского
возраста
Ново
–
Елховского
нефтяного
месторождения.
Ново-Елховское месторождение расположено на юго-востоке Татарстана в
административном отношении – на территории Альметьевского и Заинского районов,
непосредственно к западу (2-3 км) от Ромашкинского месторождения.
На площадях Ново – Елховского месторождения по данным бурения осадочная
толща представлена терригенно-карбонатными породами девонской, каменноугольной и
пермской систем.
Каменноугольная система представлена всеми тремя отделами в объеме семи ярусов
от Турнейского до Гжельского, включая 15 горизонтов. Отложения вскрыты на глубинах
от 460 до 1280 м., общая толщина до 820 метров.
Отложения турнейского, фаменского и франского ярусов образуют нижний
карбонатный комплекс палеозоя. На Ново – Елховском месторождении эта толщина
представлена Акташским типом разреза, который характерен для южного и северного
куполов Татарского свода и отличается, по сравнению с бортовым типом (Билярским,
Саитовским), уменьшением турнейского яруса до 120 – 200 м.
Ново – Елховское месторождение приурочено к Акташско – Ново – Елховскому
валу, структуре второго порядка, осложняющему склон Южно- Татарского свода, от
центральной части которого он отделен узким (1,5 – 3 км) и сравнительно глубоким (50 –
60) Алтунино – Шунакским прогибом меридионального простирания и протяженностью
около 100 км [1]. Нефть Ново – Елховского месторождения сернистая. Газосодержание,
53,5м3\т. Вязкость нефти 3,97 мПа*с. Содержание остаточной нефти для керна, промытой
фильтратом не зависит от проницаемости коллектора и равно 26,68.
26
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Рис. 1. Тектоническая схема палеозойского осадочного чехла (составил Е.Д. Войтович)
Для керна промытого пресной закачиваемой водой, отмечается некоторое
уменьшение содержания остаточной нефти при увеличении проницаемости. В целом
можно заключить, что в пласте остается, в среднем, 20 – 25% нефти, практически,
независимо от проницаемости коллектора.
Для исследования были отобраны 18 образцов керна из туренйских отложений скв.
232Р рассматриваемого месторождения (рис.2).
Рис. 2. Геолого-геофизический разрез скважины № 232Р, график изменения пористости, типовые
фотографии шлифов
27
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Все образцы были исследованы методом оптической микроскопии (рис.2). По ним
также имеются данные по пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, полученные
лабораторным путем. Изображения шлифов обрабатывались с помощью компьютерной
программы-анализатора Definiens eCognition [2]. Результаты компьютерной обработки позволили дифференцировать типы карбонатных пород по структуре порового пространства, получить зависимость степени кластеризации от глубины и выделить различные зоны
разреза по коллекторским свойствам.
Литература:
1. Войтович Е. Д. Тектоника Татарстана. - Казань: КГУ 2003 г. - С.59-71
2. URL: URL: http//www.defines.com (дата обращения 20.10.2010)
28
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Оценка обводненности башкирско-серпуховской (Бш-Срп) залежи
в пределах Уньвинского месторождения Cоликамской депрессии
Ендальцева И.А., Кочнева О.Е.
ПГУ, Пермь, Россия, djoselin@mail.ru
С помощью статистических и графоаналитических методов исследования произведена
оценка обводненности башкирско-серпуховских отложений Уньвинского месторождения.
На рассматриваемой территории выявлены проблемные скважины, определены основные
причины обводнения и предложены пути их решения. Особое внимание уделено
геологической неоднородности пластов и применяемой на месторождении системе
заводнения, как основным факторам, которые привели к превышению проектной
обводненности в ряде скважин.
Using statistical and graphical-analytical methods evaluated watering Bashkir-Serpukhov
sediment of the Unvinskogo deposits. The observed area identified of concern wells, identified
the main causes flooding and ways to address them. Particular attention is given to geological
heterogeneity, and applicable to the deposit system of flooding as major factors that led to a
breach of the project in a number of watering holes
Обводненность продукции большинства разрабатываемых месторождений России
является серьезной и распространенной проблемой нефтяной промышленности. В
последние годы наблюдается стремительный рост обводненности: за 3 года средний ее
уровень поднялся более чем на 5%, а в масштабах страны такой темп обводнения привел к
потерям порядка 76 млн. тонн нефти [3]. В связи с этим, все более остро встает вопрос об
уменьшении количества добываемой воды, с целью снижения эксплуатационных расходов
и увеличения добычи нефти. Проблема состоит в том, что эффективность применяемых
сегодня технологии ограничения водопритоков остается невысокой. Это связано с
недостаточным пониманием причин поступления воды в добывающие скважины и, как
следствие, с неправильным подбором материалов и технологий ремонтно-изоляционных
работ.
Главными причинами поступления воды в добывающие скважины можно назвать
негерметичность обсадного кольца; поступление воды из близлежащих водоносных
горизонтов, не являющихся объектами разработки; конусообразование (прорыв) воды в
интервал перфорации из подошвы пласта; опережающий прорыв закачиваемой в пласт
воды по высокопроницаемым каналам и пропласткам [1]. Возникновение тех или иных
причин связано в первую очередь с геологическим строением залежи, а так же
особенностями применяемой на месторождении системы разработки.
Интересными, с точки зрения обводненности, являются Бш-Срп отложения
Соликамской депрессии, представленные неоднородными по строению карбонатными
коллекторами, в которых наблюдается неравномерность потоков жидкости. Происходит
прорыв
воды
по
высокопроницаемым
пропласткам,
а
пропластки
с
малой
проницаемостью вовлекаются в разработку в меньшей степени. Последующие попытки
29
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
вовлечения их в процесс разработки приводят к нерациональному увеличению объемов
закачиваемой воды, что и приводит к обводнению продукции. Росту темпов обводнения
способствует и карбонатный тип коллектора, характеризующийся наличием зон
трещиноватости,
способствующих
перетоку
вод
из
водоносных
горизонтов
к
добывающим скважим, а так же улучшению их гидродинамической связи с
нагнетающими скважинами [2].
В пределах Уньвинского месторождения Бш-Срп пласт характеризуется высокой
степенью неоднородности выражающейся крайне высоким уровнем расчлененности (Красч
= 21,40) и низкой величиной коэффициента песчанистости (Кпесч = 0,35) ситуация
усугубляется еще и применяемой на месторождении внутриконтурной с разрезанием на
блоки системой заводнения. И хотя обводненность Бш-Срп отложении в целом не
превышает проектную, однако в некоторых скважинах добыча воды достигает
критических величин.
В настоящее время Уньвинское месторождение находится на 3 стадии разработки.
60
Количество скважин
50
40
30
20
10
0
0 ‐ 10
10 ‐ 20
20 ‐ 30
30 ‐ 40
40 ‐ 50
50 ‐ 60
60 ‐ 70
70 ‐ 80
80 ‐ 90 90 ‐ 100
Интервалы обводненности, %
Рис.1 Группировка скважин по степени обводненности
На данном этапе выявление причин обводнения продукции возможно путем анализа
промысловых данных и увязки их с фильтрационно-емкостными характеристиками
пород-коллекторов.
Для проведения анализа были рассмотрены данные по 115 добывающим скважинам
действующего фонда. С целью систематизации первичных данных и получении на этой
основе сводной характеристики всего объекта была проведена группировка скважин по
выделенным на основе статистических методов интервалам обводненности (Рис.1). На
представленной гистограмме четко видно, что подавляющее большинство скважин
характеризуются низкой степенью обводненности (менее 40%), и лишь небольшое их
количество является проблематичными.
Для нас в первую очередь будут интересны скважины, в которых фактическая
обводненность превысила проектную (таблица). Для выявления причин увеличения
добычи воды, были построены поля корреляции отражающие зависимость обводненности
30
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Таблица 1.
Cкважины в которых фактическая обводненность превышает проектную
Интервалы
Количество
Скважины
с
повышенной
обводненности
скважин
обводненностью
607, 594, 501, 626, 644, 571, 96, 523, 640,
0 - 10
54
608, 83, 92, 554, 606
10 - 20
24
553, 84, 622, 529, 536, 548, 100б, 540, 573
20 - 30
8
514,519,525, 271,479
30 - 40
11
572,577,595, 504, 569, 627,513
40 - 50
5
584, 578, 521
50 - 60
2
304,592
60 - 70
0
70 - 80
3
292, 597, 602
80 - 90
3
583, 550, 531
90 - 100
4
574,575,630,87, 600
от различных геолого-технологических показателей разработки (пластового давления,
нефтенасыщенных толщин, проницаемости, дебитов нефти, дебитов жидкости) (Рис.2). По
результатам проведенного корреляционного анализа было выялено, что обводненность
скважин на прямую зависит от темпов отбора жидкости, проницаемости породколлекторов, а так же величины пластового давления. Величина коэффициента
корреляции для этих зависимостей равна соответственно 0,387, 0,326 и 0,476 (связь между
степенью обводненности и величиной пластового давления наиболее сильная). Обратная
зависимость обнаружена между обводненностью и величиной среднесуточных дебитов
нефти, эффективными нефтенасыщенными толщинами, здесь значение коэффициента
корреляции принимает отрицательные значения -0,325 и -0,157.
100,00
100,00
40,00
Г)
60,00
20,00
0,00
0,00
0,02
0,04
0,06
0,08
0,1
Проницаемость, мкм2
0,12
r=0,387
40,00
20,00
0
А)
80,00
r = 0,326 60,00
В, %
В, %
80,00
0,00
0,14
Б)
10,00
20,00
Qж, т/сут
30,00
40,00
В)
Д)
Рис.2. Поля корреляции обводненности от : А)проницаемости; Б)дебита жидкости; В)давления; Г)дебита
нефти; Д)нефтенасыщенных толщин
31
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Выявленные
зависимости
зависимости
подтверждают
значительное
влияние
неоднородности пластов (изменчивость нефтенасыщенных толщин и проницаемости) на
обводненность скважин, а так же указывают на то, что наибольшее влияние все-таки
оказывает применяемая на месторождении система разработки.
Заводнение, наряду с повышением интенсивности нефтеотдачи, приводит к резкому
повышению обводненности скважин, а так же влияет на характер смещения ВНК за
период эксплуатации. Это влияние удобно отображать путем построения специальной
карты, характеризующей степень обводненности нефтяной залежи (Рис.3). На ней видно,
что приктически все обводнившиеся скважины приурочены в первую очередь к линиям
нагнетания. В целом контур ВНК продвигается достаточно равномерно, однако
применяемая система ППД приводит к образованию языков заводнения в областях
характеризующихся наибольшими значениями проницаемости и соответственно к
преждевременному
обводнению
находящихся
вблизи
добывающих
скважин.
Продвижению воды так же способствует и разница пластовых давлений, возникающая в
зоне нагнетания. Высокие темпы отбора жидкости и одновременная закакчка воды в
нагнетательные скважины, приводит к быстрому перетоку вод из зон повышенных
давлений (нагнетательных скважин) в зоны с пониженным давлением (добывающим
скважинам). В свою очередь в зонах повышенных значений нефтенасыщенных толщин
обводненность добывающих скважин растет более низкими темпами, это обусловлено
меньшей выработанностью запасов в этих участках залежи и соответственно большим
удалением подошвенных вод от интервалов перфорации.
Рис. 3 Карта, характеризующая состояние обводненности нефтяной залежи Бш-Срп пласта Уньвинского
месторождения
32
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Непосредственно причины обводненности можно диагностировать путем анализа
формы графика зависимости обводненности от времени (Рис.4). Постепенный рост кривой
обводненности, с самого начала эксплуатации (скв. 630, 574) говорит об образовании
конуса обводнения; резкий всплеск – свидетельствует о прорыве воды по системе трещин,
разлому или наличии заколонного канала (скв. 87, 575); прорыв законтурной воды
отображается резким скачком кривой обводненности который спустя какое-то время
сменяется линейной зависимостью (скв. 630, 574)[3].
Б)
А)
В)
Рис. 4. Графики зависимости обводненности от времени для скважин с обводненностью: А) 90 – 100%; Б) 80
– 90%; Г) 70 – 80%
Чередование максимумов и минимумов обводненности говорит о том, что за период
эксплуатации практически в каждой из рассматриваемых скважин уже принимались меры
по ограничению водопритока, однако обводненность в скважинах через некоторое время
вновь начинала расти.
Исходя из результатов проведенного анализа можем сделать вывод, что
геологические показатели и показатели разработки комплексно влияют на обводнение
скважин. Быстрому росту обводненности способствует применяемая на месторождении
система заводнения, которая в результате неоднородности пласта по проницаемости, не
обеспечивает равномерной разработки залежи. В результате чего, в районе влияния
нагнетательных скважин происходит опережающий прорыв закачиваемой в пласт воды по
высокопроницаемым каналам и пропласткам в добывающие скважины 87, 575, 630, 597,
550 и 583 – для ограничения водопритока в этом случае рекомендуется обработка
призабойной
зоны
пласта
гидрофобизатором
с
целью
уменьшения
фазовой
проницаемости по воде. Для наилучшего результата перед закачкой гидрофобизатора
поверхность коллектора следует отмыть ацетоном с добавкой ПАВ. В скважинах 574, 292,
597, 531, обводненность скорее всего связана с образованием конуса обводнения для
борьбы с этим явлением, необходимо закачать большие объемы геля, что достаточно
затратно. Альтернативным решением является бурение бокового ствола вблизи кровли
пласта, что позволит увеличить расстояние до ВНК и при работе с пониженной
депрессией приведет к уменьшению эффекта конусообразования. В скважине 600
обводненность достигает 98% здесь экономически невыгодно применение каких-либо
методик ограничения водопритока, поэтому рекомендуется вывести ее из эксплуатации
или перевести в класс нагнетательных.
33
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Литература:
1. Демахин С.А., Демахин А.Г. Селективные методы изоляции водопритока в нефтяные скважины. Саратов: Изд-во ГосУНЦ «Колледж», 2003.
2. Кочнева О.Е., Ефимов А.А. Влияние геологической неоднородности карбонатных
коллекторов башкирских отложений на нефтеотдачу (на примере Пермского
края)//Геология и нефтегазоносность северных районов Урало-Поволжья: сб. науч. Тр. К
100-летию со дня рождения проф. П.А. Софроницкого/ Перм. Гос. ун-т. – Пермь, 2010. –
213 с.
3. Elphick J and Seright R. A Classification of Water Problem Types // presented at the Petroleum Network Education Conference’s 3rd Annual International Conference on Reservoir
Conformance Profile Modification, Water and Gas Shutoff, Houston, Texas, USA, August 6-8,
1997.
34
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Самородные элементы и сплавы в углях и золах углей Азейского месторождения
Иркутского угольного бассейна
Ильенок С.С.
ТПУ, Томск, Россия, ilenokss@rambler.ru
В данной работе впервые дана оценка самородных форм нахождения элементов в углях и
золе углей Азейского месторождения при помощи сканирующего электронного
микроскопа с энерго-дисперсионным рентгеновским спектрометром (ЭДС). Рассмотрено
распределение минеральных форм элементов в разрезе пласта. Обсуждаются
возможные условия их образования.
This work gives the estimation of native modes of the elements occurrence in the coals and ashes
of the Azey deposit by means of a scanning electron microscope with an EDX analyzer for first
time. The distribution of the mineral forms of elements in a seam section is considered. The
authors consider possible conditions of their formation.
Введение
С ростом потребления металлов для нужд современной промышленности, угольные
месторождения все чаще рассматриваются не только в качестве энергетического сырья, но
и как источник ценных попутных элементов.
В ряде случаев установлено, что отходы утилизации углей содержат высокие, иногда
промышленно значимые концентрации ценных и токсичных элементов [2, 5].
Делаются успешные попытки извлекать из углей некоторых химические элементы.
Однако их невысокая эффективность объясняется не только технологическими
возможностями, но и недостаточной информацией о формах нахождения этих элементов в
углях и отходах их сжигания. Поскольку формы нахождения являются определяющим
фактором при выборе технологии получения редких, редкоземельных и радиоактивных
металлов из углей и углеотходов, их исследование имеет большое практическое значение.
Методика исследований
Опробование углей Азейского месторождения проводилось бороздовым методом, в
крест простирания угольных пластов по направлению от кровли к почве. Интервал
опробования варьировался от 0,5 до 2 м. Вес исходной геохимической пробы составлял
0,5 – 1,5 кг. Из каждой пробы был отобран угольный образец для последующего
исследования форм нахождения элементов-примесей.
Озоление проб с определением зольности проводилось в научно-исследовательской
лаборатории по комплексному использованию горючих ископаемых ТПУ (исполнитель
Маслов С.Г.) в соответствии с ГОСТ 11022-95.
Изучение минеральных форм элементов в углях и золах углей проводилось в МИНОЦ «Урановая геология» при кафедре геоэкологии и геохимии ТПУ на сканирующем
электронном микроскопе (СЭМ) HitachiS-3400N с энерго-дисперсионной приставкой
35
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
(ЭДС) BrukerXFlash 4010 для проведения рентгеноспектрального анализа. Отбор проб для
анализа осуществлялся на основании результатов нейтронно-активационного анализа.
Пробы исследовались при низком вакууме в режиме обратно-рассеянных электронов, с
определением состава отдельных минералов ЭДС.
Формы нахождения металлов в углях и золе углей
В процессе изучения образцов на сканирующем электронном микроскопе
установлены следующие самородные элементы: Au, Ag, Sn, Cu, Ni, Zn, и их сплавы.
Благородные металлы (Au и Ag).
При изучении углей и зол углей на сканирующем электронном микроскопе, Au и Ag
обнаружены в виде Au, Au(Cu), Au(Ni), Au-Cu-Ag, Ag [1]. Средний размер включений ~1
мкм в длину. Максимальные размеры частиц достигают 7х5 мкм. Зёрна вытянутые,
чешуйчатые.
В угле и золе угля основной формой нахождения золота является Au-Cu-Ag сплав,
содержание Au в котором варьирует в узких пределах (59,9 – 61,9%) и в среднем
составляет – 61,3%. Содержания Cu (25,15 – 33,15%%) и Ag (4,94 – 13,19%%) значительно
разнятся. Наблюдается чёткая обратная корреляция между содержаниями Ag и Cu.
Важной особенностью является тот факт, что в угле почти все включения золота, были
найдены в органическом веществе. Лишь одно зерно обнаружено в каолините.
В золе угля, отобранного непосредственно под прослоем аргиллита - тонштейном,
выявлено несколько частиц самородного золота (Au), Au-Cu-Ag и Ag нанометровых
размеров. В алюмосиликатном веществе угля обнаружена одна частица Au, содержащая
примесь Ni (Au – 96,26%) размером ~500 нм в длину.
Помимо самородных форм в угле и золах углей установлены сульфиды Ag (Ag – 89
%), предположительно аргентит (Ag2S), а также не диагностированный минерал Ag-Cu-S
(Ag – 77%, Cu – 6,7%, S – 16,3%).
Элементы халькофилы (Sn, Cu, Ni, Zn)
Олово. Сплавами Sn обогащены тонштейн и уголь на контакте с тонштейном.
Основной формой нахождения Sn в образце тонштейна и прилегающего к нему угля
является Cu-Sn и Cu-Sn(Co). В тонштейне выявлены зерна Cu-Sn(Co) (Cu – 84, Sn – 15, Co
– 1%), Cu-Sn-Co (Cu – 76, Sn – 12, Co – 12%) и Fe-Cu-Sn (Zn) (Fe – 61, Cu – 29, Sn – 6, Zn –
4 %). Размеры минеральных выделений не превышают 3 мкм., форма зёрен неправильная.
В золе угля под тонштейном обнаружены самородные минералы переменного состава: SnNi-Cu(Zn), Sn-Ni-Zn, Cu-Sn(Co). Зёрна имеют чешуйчатую, губчатую формы. Кроме того,
в этих же образцах обнаружен касситерит (SnO2).
Медь. Наиболее часто в углях месторождения Cu встречается в виде сплавов Cu-Zn
(рис. 1) с различным соотношением металлов (в среднем – 62% Cu и 38% Zn). Размеры
36
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
зерен в угле варьируют от сотен нанометров до первых десятков мкм. В золе находятся
частицы до 25 мкм в длину. В золе угля, подстилающего тонштейн, на частице сажи были
обнаружены несколько почковидных образований Cu-Zn состава со значительно
разнящимися содержаниями Cu – от 7,7 до 81,8 %.
Рис 1.Самородные минералы в угле и золе угля Азейского месторождения
Часто встречаются сплавы Cu-Ni-Zn. Содержание Cu в них колеблется в широких
пределах (14 – 57%). Форма их выделений разнообразна. Зёрна с высоким содержанием
Cu имеют более неровную, пористую поверхность. Размеры зёрен варьируют от сотен нм
до 8 мкм.
В органическом веществе угля найдено несколько зёрен Cu-Ni состава, содержащих
~81,8% Cu. Размеры зёрен от 5 до 8 мкм в длину.
37
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Пористые частицы самородной меди (Cu) были выявлены в золе угля. Размеры
частиц от 0,5 до нескольких мкм.
Помимо сплавов в угле обнаружены следующие минералы, содержащие медь: FeCu-O, Fe-Ni-S(Cu), Cu-S, CuFeS2, PbS(Cu).
Никель. В основном никель был найден в золе подстилающего тонштейн угля. Зёрна
достигают 1,5-2 мкм в длину, однако была найдена частица размером 7 мкм. В золе угля
выявлено новообразование Ni натечной формы по зерну Cu-Zn.
Помимо сплавов в угле были обнаружены: Ni(OH)2, Ni-Fe-Co-S.
Цинк. В основном самородная форма элемента обнаружена в золе угля под
тонштейном. Два включения найдены в пробе тонштейна, одно включение находилось в
органическом веществе, другое – в алюмосиликатной массе. Нановолокнистый агрегат Zn
~6,5 мкм в длину найден в золе угля, отобранного над тонштейном. Нередко встречается
ZnS.
Вольфрам. Самородная форма W, как и W-Co (W – 93, Co – 7 %%) соединение были
найдены только в золе угля. Размеры зёрен не превышают 1 – 1,5 мкм. В одной из частиц
W определена 0,9% примесь Co. В основном, все частицы имеют неправильную форму,
одна из них – сферической формы.
Остальные минералы W в углях месторождения представлены шеелитом (CaWO4),
гюбнеритом (MnWO4) и вольфрамитом ((Fe, Mn)WO4). Также в золе было обнаружено
соединение W-Co-O (W – 60, Co – 18, O – 22%).
Обсуждение результатов
Для
образования
восстановительные
минерализации
самородных
условия.
могут
быть
Согласно
форм
данным
следствием:
элементов
В.В.
активности
необходимы
Середина,
сильные
такие
условия
гидротермальных
систем,
обогащённых H и CH4; образования C-H газов из органического вещества в стадию
углефикации; само органическое вещество (в угле и ископаемой древесине) [3].
Все изученные включения самородных минералов имеют малые размеры и
неправильную форму зёрен. По мнению Середина В.В. отложение тонкодисперсных
минералов, согласно напластованию или в виде вкраплений неправильной формы, в
органическом веществе происходит в стадию диагенеза [3]. Однако это не исключает
возможности их сингенетического образования.
По Азейскому месторождению нет никаких данных, свидетельствующих о
гидротермальной активности. В изученных пробах отсутствуют минеральные прожилки.
Кроме того в разрезе пласта часто встречаются аргиллитовые прослои, служащие, как и
сам уголь, водоупором. Всё этого говорит в пользу того, что эпигенетическое
минералообразование могло иметь место только в прикровельной и припочвенной частях.
38
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Заключение
В угле и золе угля Азейского месторождения найдено свыше 17 самородных
элементов и их сплавов. Большая часть металлов располагаются в органическом веществе
угля, за редкими исключениями. Средний размер частиц составляет 1,5-2 мкм.
Исключением являются соединения Cu, размеры которых достигают десятков микрон.
Сделать вывод, в каких условиях и в какой период образовались самородные металлы и их
сплавы, основываясь на имеющейся информации, нельзя. Ясно лишь то, что самородные
элементы были образованы в сильных восстановительных условиях.
Литература:
1. Арбузов С.И. Ильенок С.С. Благородные металлы в бурых углях // Всероссийская
конференция «Самородное золото: типоморфизм минеральных ассоциаций, условия образования месторождений, задачи прикладных исследований». – М. ИГЕМ РАН, 2010. – Т I.
– с. 44–46.
2. Металлогения и геохимия угленосных и сланценосных толщ СССР. Закономерности концентрации элементов и методы их изучения. Клер В.Р., Ненахова В.Ф., Сапрыкин
Ф.Я. и др. – М.: Наука, 1988. – 256 с.
3. Середин В.В. Металлоносность углей: условия формирования и перспективы освоения // Угольная база России. Том VI (Сводный, заключительный). Основные закономерности углеобразования и размещения угленосности на территории России. – М.: ООО
«Геоинформ-марк», 2004 – 779 с.
4. Угольная база России. Том III. Угольные бассейны и месторождения Восточной
Сибири. – М.: ООО «Геоинформцентр», 2002. – 488 с.
5. Юдович Я.Э., Кетрис М.П. Ценные элементы-примеси в углях. - Екатеринбург:
УрО РАН, 2006. - 538 с.
39
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Тектоника и нефтегазоносность Юрюзано-Сылвенской депрессии
Предуральского прогиба (Пермский край, Россия)
Ищеева Т.Н.
ОАО «КамНИИКИГС», Пермь, Россия, sunfane@mail.ru
Район исследований – Пермский край, юго-запад Свердловской области, север Республики
Башкортостан. Результаты тематических исследований в Юрюзано-Сылвенской
депрессии Предуральского прогиба. Выделены региональные палеозойские тектонические
структуры – Кунгурская моноклиналь и моноклиналь Башкирского свода. Установлена
связь моноклинали с аллохтонным блоком дорифейского фундамента. Произведено
расчленение палеозойских отложений на систему антиклинальных зон северо-западного
простирания, в которых выявлены локальные структуры – потенциальные ловушки для
залежей углеводородов. Установлено, что Юрюзано-Сылвенская депрессия и
Предуральский прогиб в целом не являются тектоническими элементами. Западная
граница депрессии пересекается системой антиклинальных зон, ограниченных надвигами.
Area of researches – the Perm edge, the southwest of Sverdlovsk area, the Republic
Bashkortostan north. Results of thematic researches in Jurjuzano-Sylvensky depression of the
Preural deflection. Regional Paleozoic tectonic structures – Kungursky monocline and
monocline the Bashkir arch are allocated. Connection monocline with allochtonous the block
pte-Riphean the base is established. The partition of Paleozoic adjournment on system of
anticlinal zones of northwest prodeleting in which local structures – potential traps for deposits
of hydrocarbons are revealed is made. It is established, that Jurjuzano-Sylvensky depression and
the Preural deflection as a whole are not tectonic elements. The western border of depression is
crossed by system of the anticlinal zones limited thrusts.
Согласно
схеме
«ПермНИПИнефть»
тектонического
районирования
Прикамья,
принятой
ООО
и ОАО «Пермнефтегеофизика», рассматриваемая территория
включает в себя Юрюзано-Сылвинскую депрессию (ЮСД) Предуральского прогиба (ПП)
и
восточную
часть
Бымско-Кунгурской
впадины
(БКВ)
Восточно-Европейской
платформы (ВЕП) [7, 9]. В 1976 г. Ю.А. Жуков, заведующий сектором тектоники
ПермНИПИнефть, на месте БКВ и ЮСД выделил региональную структуру – Кунгурскую
моноклиналь (КМ) [1, 7, 9]. Характерной ее особенностью являлось погружение толщ
девона и карбона на восток. К сожалению, тектоническая схема Ю.А. Жукова
практического применения не нашла.
В 1989-2009 гг. сотрудниками КамНИИКИГС выполнен большой ряд тематических
исследований по проблемам строения и нефтегазоносности европейских земель
Свердловской области и юго-востока Пермского края [1, 2, 3, 7, 8, 9]. Результаты
исследований позволили произвести тектоническое районирование территории с новых
позиций.
В
разрезе
земной
коры
территории
установлено
наличие
дорифейского
кристаллического фундамента, образований рифея и венда. Фундамент вскрыт скважиной
Осинцевская 1 (рис. 1) и представлен гранито-гнейсами. Распространение его
подтверждено геофизическими методами [4, 6]. Отложения рифея, представленные
40
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
карбонатами калтасинской свиты, вскрыты скважиной Манчажская 5 (рис. 1). Наличие
рифейских толщ фрагментарно установлено сейсморазведкой [4]. Терригенные отложения
венда вскрыты рядом скважин. Отложения палеозоя вскрыты многочисленными
скважинами. Девон и карбон представлены преимущественно карбонатными породами.
Низы девона и визейского яруса нижнего карбона сложены терригенными толщами (рис.
2, 3). Ассельско-артинские отложения на западе территории представлены карбонатами,
на востоке – терригенными толщами. Кунгурский ярус сложен карбонатно-сульфатными и
сульфатно-терригенными толщами.
Структурный анализ территории подтвердил правомерность выделения Кунгурской
моноклинали. КМ представляет собой крупный тектонический элемент востока Русской
41
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
плиты (РП) в области перекратонного погружения ВЭП (рис. 1). На востоке КМ по
системе надвигов граничит с Западно-Уральской складчато-надвиговой зоной (ЗУСНЗ),
западным тектоническим элементом Урала. Северо-западной границей КМ является
система Веслянской (ВАЗ) и Мазунинской (МАЗ) антиклинальных зон. Здесь по системе
надвигов КМ граничит с выделенной нами Бымской впадиной (БВ).
КМ
характеризуется
каменноугольных
Палеозойские
и
пологим
ассельско-артинских
отложения КМ
устойчивым
отложений
погружением
нижней
перми
девонских,
на
восток.
осложнены антиклинальными складками, которые
прослеживаются в виде структурно-тектонических зон северо-западного простирания. Эти
зоны ограничены надвигами крутопадающими в приповерхностных частях разреза и
выполаживающимися с глубиной. Падение восточное. Нарушения расчленяют толщу
палеозойских
Тектонические
и,
частично,
блоки
рифейско-вендских
осложнены
пород
антиклинальными
на
тектонические
складками
–
блоки.
локальными
структурами. С подобными структурами в КМ связаны все залежи углеводородов (УВ).
Для КМ характерны малоамплитудные складки и слабо выраженные разрывные
нарушения. В северной части КМ МАЗ и ВАЗ имеют северо-восточное простирание,
восточная часть моноклинали расчленена на структурные зоны северо-западного
простирания. Южнее широты пос. Суксун ВАЗ приобретает юго-юго-восточное
простирание. Такое же простирание имеют и структурные зоны восточной части
моноклинали. ВАЗ и МАЗ образованы цепочками антиклинальных складок. Амплитуды
их 20-30 м. С запада обе зоны ограничены системами надвигов. Западнее антиклинальных
зон прослеживаются синклинальные понижения, которые принадлежат находящейся
западнее Бымской впадине (БВ). Западные крылья складок, слагающих антиклинальные
зоны, имеют более крутое падение, нежели восточные. Сложные структуры ВАЗ И МАЗ
на фоне соседней с запада БВ отличаются крутым падением западных склонов и
амплитудой до 100 м и более.
Наряду с восточным погружением палеозойских толщ, восточное моноклинальное
погружение испытали отложения рифея и поверхность фундамента, который представлен
здесь аллохтонным Осинцевским блоком (ОБ). На аллохтонный характер блоков
фундамента в пределах Волго-Уральской провинции указывают исследователи в работах
[4, 5, 6]. В южной части КМ Ю.В. Казанцевым [4] на основании сейсмических материалов
установлено расчленение дорифейского фундамента системой надвигов, падающих на
восток под углами 6-10°.
Таким образом, можно считать доказанным, что дорифейский фундамент ВолгоУрала образует систему аллохтонных, погружающихся на восток блоков. ОБ,
ограниченный системой нарушений, в целом определяет форму и размеры КМ. Восточнее
42
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
ОБ Г.Г. Кассиным [6] выделяется система элементов фундамента, названная ЗападноУральским погружением (ЗУП). К юго-западу от ОБ выявляется самостоятельный
Башкирский блок (ББ), в пределах которого по палеозойским отложениям нами
выделяется моноклиналь Башкирского свода (МБС) (рис. 1). КМ и МБС совместно с
аллохтонными блоками фундамента в основании образуют единые тектонические
элементы.
В пределах КМ и ЗУСНЗ выделяется область распространения отложений орогенной
формации ЮСД. В западной части депрессии формация представлена карбонатнофлишевыми фациями артинского яруса, к востоку она постепенно сменяется молассой.
Подошва
депрессионных
отложений
погружается
на
восток.
Западная
граница
распространения нижнепермских терригенных отложений, которая трактуется как
тектоническая граница ЮСД и ПП в целом, пересекается структурно-тектоническими
зонами. Фактически эта граница является не тектонической, а формационной. Отсюда и
ЮСД, и ПП в целом тектоническими элементами Предуралья именоваться не могут.
В антиклинальных складках ВАЗ, МАЗ и юго-западной приграничной части КМ
сосредоточено наибольшее количество залежей углеводородов [7, 9]. Диапазон
продуктивных отложений здесь от нижне-среднего карбона до нижней перми. В
остальной части КМ на сегодняшний день выявлено весьма незначительное число
месторождений углеводородов. В северо-восточной части КМ выявлены залежи нефти и
газа в отложениях нижней перми; на юге рассматриваемой территории, в Башкирии,
продуктивными отложениями являются средний и верхний карбон и нижняя пермь.
В подготовке материалов для данной работы автору оказали помощь сотрудники
ОАО «КамНИИКИГС» Тихов Б.А. – ведущий научный сотрудник, Кузнецова М.В. –
научный сотрудник, Дулесова Ю.Н. – инженер.
Литература:
1. Ищеева Т.Н., Дулесова Ю. Н. Особенности строения северной части ЮрюзаноСылвинской депрессии на широте пос. Берёзовка // Современные проблемы геологии.
Мат-лы конф. Пермь: КамНИИКИГС, 2008. С. 78-81.
2. Ищеева Т.Н, Дулесова Ю.Н. Перспективы нефтегазоносности палеозойских
литолого-стратиграфических комплексов северной части Юрюзано-Сылвинской
депрессии (Пермский край) // Молодые в геологии нефти и газа. Мат-лы конф. Москва:
ВНИГНИ, 2009. С. 55-57.
3. Ищеева Т.Н, Дулесова Ю.Н. Анализ геологического строения и предпосылок
нефтегазоносности для обоснования проведения геолого-поисковых работ на Артинском
лицензионном участке (юго-западная часть Свердловской области) // Геология в
развивающемся мире. Мат-лы конф. Пермь: ПГУ, 2010. Т.1. С. 214-217.
4. Казанцев Ю.В., Романов В.А., Мустафин Ш.А. Строение Нефтекамско-Артинской
зоны восточной окраины Восточно-Европейской платформы. Уфа: АН РБ, 2002. 31с.
5. Камалетдинов М.А., Казанцев Ю.В., Казанцева Т.Т., Постников Д.В. Шарьяжные
и надвиговые структуры фундамента платформ // М.: Наука, 1987. 184 с.
43
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
6. Кассин Г.Г., Филатов В.В. Строение поверхности фундамента Приуралья по
геофизическим данным // Геология и разведка. Изв. Вузов. – 1987. - №5. – с. 102-106.
7. Тихов Б.А., Ищеева Т.Н., Кузнецова М.В., Дулесова Ю.Н. Основные черты
тектоники и нефтегазоносности северной части Кунгурской моноклинали (ЮрюзаноСылвинская депрессия). Геология и полезные ископаемые Западного Урала. Мат-лы конф.
Пермь: ПГУ, 2009. С. 127-137.
8. Тихов Б.А., Кузнецова М.В., Ищеева Т.Н., Дулесова Ю.Н. К возобновлению
нефтегазопоисковых работ в европейской части Свердловской области // Геология,
геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 11.2009. С.
29-33.
9. Тихов Б.А., Ищеева Т.Н., Кузнецова М.В., Дулесова Ю.Н. Тектоника и
нефтегазоносность Кунгурской моноклинали в пределах Пермского края, Свердловской
области и северных районов Республики Башкортостан // Актуальные вопросы литологии.
Мат-лы совещания Екатеринбург: ИГГ УрО РАН, 2010. С. 309-311.
44
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Сейсмогеологическая модель и оценка перспектив нефтегазоносности
келловей-волжских отложений зоны сочленения Нюрольской мегавпадины
и Лавровского наклонного мезовала
Калинин А.Ю.
ИНГГ СО РАН, Новосибирск, Россия, KalininAY@ipgg.nsc.ru
Настоящая работа, выполненная на базе комплексной интерпретации материалов
сейсморазведки, ГИС и глубокого бурения, посвящена истории формирования и прогнозу
нефтегазоносности келловей-волжских отложений зоны сочленения Лавровского
наклонного мезовала и Нюрольской мегавпадины.
Анализ истории тектонического развития показал, что важнейшими этапами развития
являются юрский, неокомский и посттуронский этапы. В юрский и неокомский этапы
были сформированы локальные структуры, в посттуронский, точнее кайнозойский,
происходило региональное погружение центральных частей Западной Сибири
относительно юго-восточной части обрамления плиты, предопределившее региональный
наклон юрских структурных поверхностей и формирование крупных тектонических
элементов.
Анализ коллекторских свойств песчаных пластов горизонта Ю1 позволил построить
прогнозные карты распределения залежей углеводородов и нефтегазоперспективных
объектов для надугольной и подугольной пачек.
The present work executed on the basis of complex interpretation of materials of seismic survey
and deep drilling data, is devoted the analysis of influencing of tectonic processes on forming of
the Nurolka megadepression and Lavrovsky swell joint zone and to the oil-and-gas-bearing
capacity forecast.
Restoration of tectonic development's history. We will notice, that the greatest influencing on
modern constitutions of the Lavrovsky swell in the structural plan of Bazhenov formation have
rendered Jurassic, Neocomian and post-turonian stages. On the first two phases dominated
vertical moves which have predetermined positive structures, on the third there was the regional
tectonic movements (uplift of south-eastern parts of West Siberia platform).
Reservoir properties’ analysis of sand horizon Ю1 has led to construct maps of expected oil and
gas reservoires for Supracoal and Subcoal members of Vasjugan formation.
В юго-восточных районах Западной Сибири большая часть месторождений нефти и
газа сконцентрирована в верхнеюрских антиклинальных ловушках. При проведении
поисковых работ на нефть и газ одной из основных задач, стоящих перед
сейсморазведкой, является выделение перспективных структур.
Настоящая работа выполнена на базе комплексной интерпретации материалов
сейсморазведки, протяженностью 6500 км, и данных глубокого бурения по 125
скважинам.
Район исследований расположен в Парабельском районе Томской области и входит в
состав Межовского нефтегазоносного района Васюганской нефтегазоносной области. В
тектоническом отношении территория исследования расположена, главным образом, в
пределах зоны сочленения Лавровского наклонного мезовала и Нюрольской мегавпадины
и частично захватывает Чузикско-Чижапскую мезоседловину, Северо-Межовскую
мегамоноклиналь и Пудинское куполовидное мезоподнятие.
45
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
На юго-востоке Западной Сибири средне-верхнеюрские отложения входят в состав
келловей-волжского комплекса пород, представленного васюганской, георгиевской и
баженовской свитами.
Васюганская свита (верхний бат – оксфорд) разделена на нижнюю и верхнюю
подсвиты. Нижняя подсвита, толщина которой, как правило, составляет 30-40 м,
представлена
преимущественно
аргиллитами
с
немногочисленными
прослоями
песчаников и алевролитов, верхняя - толщей переслаивающихся песчаников, аргиллитов и
алевролитов с прослоями углей и углистых аргиллитов. Верхневасюганская подсвита
представлена песчаными пластами Ю11-2 и Ю13-4, разделенными региональным угольным
пластом У1 на надугольную и подугольную пачки. Полный разрез верхневасюганской
подсвиты содержит 4-5 песчаных пласта, совокупность которых формирует регионально
нефтегазоносный на юго-востоке Западной Сибири горизонт Ю1.
Георгиевская свита представлена аргиллитами, иногда слабобитуминозными,
содержащими различное количество алевритового материала и редкие зерна глауконита.
Толщина свиты колеблется в диапазоне 0-20 метров. В исследуемом районе георгиевская
свита получила развитие, главным образом, в Нюрольской мегавпадине.
Баженовская свита с несогласием залегает на отложениях верхневасюганской
подсвиты
или
согласно
перекрывает
представленная
черными
и
аргиллиты
буровато-черными
георгиевской
свиты.
Свита,
глинисто-кремнисто-карбонатными
породами с высоким содержанием органического вещества, является основной
нефтепроизводящей толщей в осадочном чехле Западно-Сибирского осадочного бассейна.
История тектонического развития. В рамках проведенных исследований было
осуществлено построение следующих структурных карт: Ф2 - подошва осадочного
чехла,·IIа – кровля юрского комплекса (подошва баженовской свиты), III - кошайская
пачка алымской свиты (нижний мел, апт), IV - кузнецовская свита (верхний мел, турон).
Анализ структурных карт по подошве баженовской свиты и кровле доюрского основания показывает, что в пределах рассматриваемой территории эти структурные поверхности регионально погружаются в западном и северо-западном направлениях. Максимальные перепады глубин залегания подошвы и кровли юры на рассматриваемой территории составляют, соответственно, 1200 и 800 м.
В зоне сочленения Лавровского наклонного мезовала и Пудинского куполовидного
мезоподнятия расположена промежуточная структура - Чузикско-Чижапская мезоседловина, на которой выделены относительно крупные по размерам структуры - Нижнетабаганская, Арчинская, Урманская, Южно-Тамбаевская и др. Достаточно крупные локальные
поднятия, такие как Верхневасюганское, Еллей-Игайское, Еллейское, Майское осложняют
положительную структуру II порядка Лавровский наклонный мезовал.
46
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Юго-западный склон Пудинского куполовидного мезоподнятия осложнен террасой,
в пределах которой выделена серия небольших по размеру локальных поднятий: Квензерское, Западно-Квензерское, Тамратское и др. К западу от террасы получила развитие вытянутая в северном направлении депрессия – Тамратская впадина, отделенная от КуланИгайской впадины Фестивальным валом и Южно-Фестивальным локальным поднятием.
В осевой части Нюрольской депрессии площади и амплитуды локальных структур
по отношению к поднятиям, осложняющим положительные структурные элементы,
уменьшаются.
Структурные планы вышележащих горизонтов в целом аналогичны друг другу, что
позволяет сделать предположение об унаследованности развития территории на
протяжении мезозоя и кайнозоя. Реально это не совсем так.
Восстановление
истории
тектонического
развития
исследуемой
территории
основано на анализе изменения толщин мегакомплексов по площади. Следует отметить,
что выделенные в разрезе мезозойско-кайнозойского осадочного чехла сейсмические
реперы приурочены к трансгрессивным глинистым пачкам, формировавшимся в эпохи
тектонического покоя. Все эти пачки характеризуются выдержанными толщинами,
получили распространение на огромных территориях Западно-Сибирского бассейна и
могут быть приняты за поверхности выравнивания [1].
В этом случае, зоны увеличенных толщин будут отвечать участкам, испытывающим
тенденцию к относительному
погружению во
время формирования
отложений
комплексов, и наоборот. Таким образом, характер изменения толщин мегакомплексов по
площади позволит оценить области относительного прогибания и воздымания на каждом
из этапов развития территории.
В работе рассмотрены карты изопахит основных мегакомплексов: юрского, волжскоаптского, апт-туронского и посттуронского, характеризующих изменение толщин
сейсмогеологических комплексов по площади и палеоразрезы структурного плана
подошвы баженовской свиты.
Характер распределения толщин юрских отложений позволяет сделать вывод о том,
что на юрском этапе активный рост испытывала положительная замкнутая структура
Лавровский мезовал. Активно развивались и все локальные структуры, осложняющие
Лавровский наклонный мезовал. Эпицентр прогибания территории в это время
располагался на севере и северо-западе, в зонах отвечающих современным прогнутым
частям Нюрольской мегавпадине.
Этап тектонического покоя, который пришелся на волжский век, в берриасе вновь
сменился
тектонической
активизацией.
На
волжско-аптском
этапе
развития
47
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
существовавшие в юрское время Лавровский мезовал и осложняющие его локальные
поднятия вновь начинают унаследовано развиваться и испытывать тенденцию к росту.
В альб-туронское время тектонические процессы, в рассматриваемом районе, как и
на юго-востоке Западной Сибири в целом, носили, с одной стороны, унаследованный, с
другой, вялый характер и не оказали существенного влияния на современное строение
рассматриваемой территории. Тектонический элемент Лавровский вал продолжал
оставаться замкнутой структурой.
В посттуронское время направленность тектонических движений сменилась. На этом
этапе происходило региональное воздымание юго-восточного обрамления ЗападноСибирского бассейна относительно осевой части мегасинеклизы, которое привело к тому,
что на исследуемой территории замкнутая положительная структура Лавровский мезовал
разомкнулась и превратилась в полузамкнутый тектонический элемент наклонный
мезовал, в следствие воздымания юго-восточной части относительно северо-западной.
Подводя итог выполненного анализа отметим, что на современное строение кровли
юрского структурного яруса рассматриваемой территории доминирующее влияние
оказали два этапа: неокомский, на котором были сформированы локальные структуры, и
посттуронский, точнее кайнозойский, в течение которого происходило региональное
погружение северо-западной части рассматриваемой территории, предопределившее
региональный наклон юрских структурных поверхностей и формирование крупных
тектонических элементов.
Прогноз нефтегазоносности. На юге Западной Сибири келловей-волжские
отложения
характеризуются
литологической
неоднородностью,
фациальной
изменчивостью, а связанные с ними залежи углеводородов, как правило, являются
структурно-литологическими и контролируются как структурным планом, так и
различного рода литологическими экранами.
На основании интерпретации материалов ГИС по 125 скважинам были построены
корреляционные схемы келловей-волжских отложений; проанализированы зависимости
«керн-керн», «керн-ГИС; составлен банк данных по эффективным толщинам песчаных
пластов подугольной и надугольной пачек горизонта Ю1.
Анализ корреляционных схем позволил сделать следующие выводы: в пределах
исследуемой территории подугольная и надугольная пачка развиты повсеместно.
Георгиевская свита на территории изучаемого района развита неравномерно. Она
выделяется на площадях, расположенных в относительно погруженных зонах в
направлении осевой части Нюрольской мегавпадины на севере, а также на юге
исследуемой территории по мере приближения к обрамлению плиты.
48
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
В
юго-восточных
районах
Западной
Сибири
большинство
верхнеюрских
месторождений нефти и газа сконцентрированы именно в песчаных пластах Ю11-2
надугольной пачки. Так как кремнисто-глинисто-карбонатные породы баженовской
свиты, выполняющей одновременно роль регионального флюидоупора и основного
генератора углеводородов для залежей в отложениях горизонта Ю1
В большинстве случаев углеводороды, мигрируя из баженовской свиты в
нижележащие песчаные резервуары, должны заполнить сначала надугольные и лишь
затем подугольные песчаные пласты (залежь нефти в песчаных пластах подугольной
пачки на Майском месторождении является исключением). На самом деле можно
предположить, что количества порожденной нефти недостаточно для заполнения
резервуаров в подугольной пачке. Плюс к этому можно учитывать то обстоятельство, что
подугольные и надугольные песчаные пласты часто разделены достаточно мощной
межугольной пачкой, которая может служить препятствием на пути миграции
углеводородов.
В относительно погруженных участках района исследований, где мощность
отложений георгиевской свиты, которая обладает низким генерационным потенциалом,
достигает 10 м и более, создавая экран под баженовской свитой, а перекрывают ее
преимущественно глинистые отложения куломзинского горизонта, может создаваться
эффект так называемой “консервной банки” [2]. В этом случае углеводороды не могут
мигрировать из нефтепроизводящих пород ни в меловые, ни в верхнеюрские резервуары.
В этих зонах могут формироваться коллектора собственно в баженовской свите. В
исследуемом районе такие примеры есть, например, получены приличные притоки нефти
при испытаниях баженовской свиты на Южно-Фестивальной, Глуховской и ЗападноКвензерской площадях.
Проведенный анализ петрофизических исследований кернового материала и данных
ГИС и найденные зависимости “керн-керн” и ”керн-ГИС”, позволил построить карты
эффективных толщин надугольной и подугольной пачек, что в свою очередь позволило
выполнить количественную оценку коллекторских свойств песчаных резервуаров
горизонта Ю1.
Анализ коллекторских свойств песчаных пластов горизонта Ю1 позволил построить
прогнозные карты распределения залежей углеводородов и нефтегазоперспективных
объектов для надугольной и подугольной пачек. В песчаных пластах подугольной пачки
была выявлена одна нефтяная залежь в пределах Майской структуры. В резервуарах
надугольной пачки выделяется четыре нефтяные залежи: в пределах Еллейской,
Чагвинской, Арчинской структур, а также в пределах западного купола Глуховской
49
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
структуры. В подугольной и надугольной пачках выявлен ряд нефтегазоперспективных
объектов.
Литература:
1. Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских
отложений юго-восточных районов Западной Сибири. - Новосибирск: Издательство СО
РАН, филиал “ГЕО”, 2002. 253 с.
2. Конторович В.А., Калинина Л.М. Модель строения и генерационный потенциал
волжских отложений в зоне сочленения Каймысовского свода и Нюрольской мегавпадины
// Геология нефти и газа, №1, 2009. С. 34-45.
50
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Органическая геохимия нижне-среднеюрских отложений северо-востока
Западно-Сибирского осадочного бассейна
Ким Н.С.
ИНГГ СО РАН, Новосибирск, Россия, KimNS@ipgg.nsc.ru
Методами
газожидкостной
хроматографии
и
хромато-масс-спектрометрии
исследованы насыщенные алифатические (нормальные алканы, изопренаны) и
циклоалифатические (стераны, терпаны) углеводороды-биомаркеры в 80 битумоидах из
нижне-среднеюрских отложений Енисей-Хатангского прогиба, расположенного на
северо-востоке Западно-Сибирского бассейна. Битумоиды разделились на две группы.
Наиболее четко это разделение отмечается по распределению гомологов стерановых
углеводородов. В первой группе, в которую вошло подавляющее число образцов, среди
гомологов стеранов резко преобладают этилхолестаны, что говорит о террагенной
природе липидов исходного ОВ (тип IV). Во второй группе с аквагенным типом ОВ, к
которой относятся битумоиды из малышевского горизонта, содержание стеранов С27,
С28, С29 приблизительно равное (тип II). Битумоиды малышевского горизонта,
занимающие промежуточное положение, имеют смешанный генезис (тип III).
Using the methods of gas-liquid chromatography and gas chromatography-mass spectrometry,
saturated aliphatic (normal alkanes, isoprenanes) and cycloaliphatic (steranes, terpanes)
biomarker hydrocarbons have been examined in 80 bitumen extracts from Lower-Middle Jurassic
deposits of the Yenisey-Khatanga trough located in the northeast of the West Siberian basin.
Bitumen extracts are divided into two groups. This subdivision is the most evident from the
distribution of homologs of sterane hydrocarbons. In the first group which included the majority
of samples, sterane homologs are sharply dominated by ethylcholestanes, suggesting that the
lipids of initial organic matter (OM) are of terragene nature (type IV). In the second group with
aquagene type of OM, which includes bitumen extracts from the Malyshevka Formation, the
content of С27, С28, С29 steranes is nearly equal (type II). Bitumen extracts from the Malyshevka
Formation, which occupy an intermediate position, are of mixed genesis (type III).
Органическую
геохимию
мезозойских
отложений
северо-востока
Западно-
Сибирского осадочного бассейна ранее изучали многие исследователи, среди которых
Л.Н. Болдушевская, А.И. Данюшевская, А.Э. Конторович, И.Д. Полякова, Е.И. Соболева,
Д.С. Сороков, Г.Ф. Степаненко, Ю.А. Филипцов, А.С. Фомичев и др. В настоящей работе
методами газожидкостной хроматографии и хромато-масс-спектрометрии исследованы
насыщенные алифатические (нормальные алканы, изопренаны) и циклоалифатические
(стераны, терпаны) углеводороды-биомаркеры в битумоидах из нижне-среднеюрских
отложений западной части Енисей-Хатангского регионального прогиба. Хлороформенные
битумоиды получены методом холодной экстракции с применением центрифуги из
дробленого кернового материала, отобранного из скв. Дерябинская-9, Пайяхская-1,
Южно-Носковская-318, Паютская-1, Нанадянская-310, Пеляткинская-15, Ушаковская-1,
Турковская-2, Сузунская-4, Горчинская-1, Туколандо-Вадинская-320, Хальмерпаютинская2099 и Медвежья-316. Наиболее полно охарактеризованы отложения средней юры (76
образцов из лайдинского, вымского, леонтьевского и малышевского горизонтов), тогда
как нижнеюрские отложения представлены в изученной коллекции 4 образцами.
51
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Среднее содержание органического углерода (Сорг) в среднеюрских отложениях составляет 2,3 % на породу. Частота встречаемости проб со значениями Сорг ниже кларковых
не превышает 17 %. Для большей части образцов выборки органический углерод содержится на уровне 1-3 % на породу. Повышенные концентрации органического углерода в
образцах связаны с присутствием детритовых компонентов в составе породы. В слабо
охарактеризованных керном нижнеюрских отложениях Сорг составляет 1-2 % на породу.
В изученных нижне-среднеюрских битумоидах распределение н-алканов зачастую (в
76 % образцов) имеет максимум на низкомолекулярных углеводородах состава С17-С19. В
ряде проб отмечаются следующие вариации. Максимум распределения сдвигается в среднемолекулярную область н-С21-С23 в битумоидах из скв. Горчинская-1 (гл. 3476 и 3494 м)
и Ушаковская-1 (гл. 3708 и 3812 м). В некоторых образцах (скв. Сузунская-4, гл. 3652 м,
Турковская-2, гл. 3325 и 3399 м, Дерябнская-9, гл. 3346 и 3394 м, Ушаковская-1, гл. 3285 и
3306 м) повышаются концентрации высокомолекулярных углеводородов вплоть до С25,
что приводит к широковершинному максимуму кривой распределения н-алканов в области С19-С25. В битумоидах из скв. Медвежья-316 (гл. 2292 и 2323 м) преобладают высокомолекулярные н-алканы С23-С25. Двумодальное распределение нормальных алканов фиксируется в образцах из скв. Медвежья-316, гл. 2176, 2220 и 2327 м, Сузунская-4, гл. 34053432 м. Преобладание высокомолекулярных н-алканов указывает на привнос в исходное
ОВ значительной примеси высшей наземной растительности [3, 7]. Индекс нечетности
CPI, рассчитываемый для С24-С34 [7], в нижне-среднеюрских битумоидах колеблется от
0,85 до 2,15. Высокие значения индекса нечетности CPI и ярко выраженный «пилообразный» характер кривой распределения н-алканов, свойственные незрелому органическому
веществу (ОВ), характерны для битумоидов из скв. Медвежья-316 (CPI=1,51-2,15), Дерябинская-9 (CPI=1,24-2,02) и Сузунская-4 (выше глубин 3677 м, CPI=1,24-1,45). Среди
ациклических изопренанов преобладает пристан, значение отношения пристана к фитану
варьирует от 1,02 до 5,97, в среднем – 3,11, что свидетельствует о субокислительных обстановках во время захоронения органического вещества [3, 7]. Концентрация нормальных алканов выше, чем изопренанов, отношение n-Ci/ izo-Ci изменяется от 4,11 до
18,08.
Исследование углеводородов-биомаркеров позволило разделить битумоиды на две
группы – террагенного (тип IV) и аквагенного (тип II) генезиса. Наиболее четко это разделение отмечается по распределению гомологов стерановых углеводородов. Для битумоидов первой группы, ОВ которых образовалось из липидов живого вещества высшей наземной растительности, характерно резкое преобладание этилхолестанов (С29) в ряду стеранов С27-С30, среди трицикланов доминируют углеводороды состава С19-С20. Кроме этого в
них фиксируются высокие концентрации тетрациклана С24 и диагопана C30. Диагопан про52
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
дуцируется бактериями в осадках, содержащих глины и отлагающихся в окислительных и
субокислительных условиях [7]. Помимо диагопана с 30 атомами углерода в молекуле в
некоторых образцах в повышенных концентрациях обнаружен и его гомолог состава С29
(17(Н), 21(Н)30-нордиагопан) [4].
В битумоидах Медвежьей площади выше глубин 2292м зафиксирован биогопан С27
(17(Н), 21(H) 22,29,30-трисноргопан), для которого основными характерными ионами
являются 191, 149, 370. Присутствие биогопана свидетельствует о незрелости ОВ отложений, поскольку в мезокатагенезе гопаны с биологической структурой трансформируются в
геогопаны 17(Н)(H) и моретаны 17 (Н), 21(H) [7, 2].
Во второй группе, содержащей 3 образца из малышевского горизонта (скв. Пайяхская-1, гл. 4199 м и Южно-Носковская-318, гл. 4145-4188 м), распределение углеводородов-биомаркеров указывает на генетическую связь с липидами планктоно- и бактериогенного (аквагенного) органического вещества. В аквагенных битумоидах содержание стеранов С27, С28, С29 приблизительно равное, с незначительным преобладанием этилхолестанов С29. Отмечаются относительно высокие концентрации трицикланов с преобладанием
углеводородов состава С23-С26. Три битумоида малышевской свиты с Хальмерпаютинской
площади (гл. 4390-4483 м) по распределению углеводородов-биомаркеров занимают промежуточное положение, указывающее на смешанный характер исходного органического вещества (тип III).
Пространственная локализация битумоидов по типу исходного органического вещества показывает, что области с ОВ аквагенного генезиса в малышевском горизонте приурочены к наиболее глубокой приосевой зоне Енисей-Хатангского бассейна – Центрально-Таймырскому желобу. Относительно глубоководные обстановки в байос-батское время
существовали и в пределах Хальмерпаютинской площади на территории Большехетской
мегасинеклизы, где накапливалось ОВ смешанной природы.
На кривой распределения гопановых углеводородов обычно отмечается провал в
концентрациях на С28 бисноргопане (17(Н), 21(H) 28,30-бисноргопан), для которого характерна высокая интенсивность иона m/z 355 [6]. Однако в битумоидах вымского (скв.
Горчинская-1, гл. 3476 и 3492 м, Ушаковская-1, гл. 3708-3812 м, Медвежья-316, гл. 2220 и
2292 м и Пеляткинская-15, гл. 3781 м), а также леонтьевского (скв. Паютская-1, гл. 37343766 м) и малышевского (скв. Медвежья-316, гл. 2176 м, Туковландо-Вадинская-320, гл.
4424 м и Южно-Носковская-318, гл. 4145-4188 м) горизонтов, бисноргопан С28 присутствует в количестве 0,75-2,97 %. Появление этого биомаркера обычно связывают с существованием специфичных бактерий на ранних стадиях преобразования органического вещества [7, 1].
53
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Как в битумоидах с аквагенным, так и в битумоидах с террагенным типом ОВ идентифицированы (m/z 191, 412) гопаны состава С30 hZ (С(14а)-гомо-26-нор-17-гопан) [5] и
hY с неизвестной структурой [8].
Значения отношения гомогопанов С35/С34 меньшие единицы, также как и преобладание пристана над фитаном, и высокие содержания диагопана С30 в битумоидах террагенного и смешанного генезиса, свидетельствуют о захоронении ОВ битумоидов при достаточно интенсивных окислительных преобразованиях в диагенезе.
Биомаркерные параметры, характеризующие зрелость ОВ (отношение нечетных
нормальных алканов к четным, соотношения между био- и геоизомерами стеранов и терпанов) показывают, что нижне-среднеюрские отложения (за исключением Медвежьей
площади) находятся в главной зоне нефтеобразования.
Проведенное исследование позволяет сделать вывод о том, что на северо-востоке
Западно-Сибирского осадочного бассейна кроме стратиграфических аналогов баженовской свиты, которая считается главным генератором нефти (яновстанской и гольчихинской свит) нефтематеринскими являются и отложения среднеюрского малышевского горизонта, в отложениях которого выявлено ОВ аквагенного генезиса.
Работа выполнена при поддержке РФФИ (проект № 10-05-00705).
Литература:
1. Каширцев В.А. Органическая геохимия нафтидов востока Сибирской платформы.
Якутск: СО РАН, ЯФ, 2003. 160 с.
2. Конторович А. Э., Каширцев В.А., Филп Р.П. Биогопаны в отложениях докембрия
северо-востока Сибирской платформы // Докл. РАН. 1995. Т.345. №6. С.106-110.
3. Петров А.А. Углеводороды нефти. М.:Наука, 1984. 263 с.
4. Moldowan J.M., Fago F.J., Carlson R.M. et al. Rearranged hopanes in sediments and
petroleum // Geochim. et Cosmochim. Acta. – 1991. – V. 55– P. 3333-3353.
5. Nytoft H.P., Bojesen-Koefoed J.A. 17 , 21 (H)-hopanes: natural and synthetic // Organic Geochemistry. 2001. V.32. P.841-856.
6. Nytoft H.P., Bojesen-Koefoed J.A., Christiansen F.G. C26 and C28-34 28-norhopanes in
sediments and petroleum // Organic Geochemistry. 2000. V.31. P.25-39.
7. Peters K.E., Walters С.C., Moldowan J.M. The biomarker guide. 2nd ed. Cambridge
University Press, New York , 2005. V.2. 1155 p.
8. Zhu Y., Hao F., Zou H. et al. Jurassic oils in the central Sichuan basin, southwest China:
Unusual biomarker distribution and possible origin // Organic Geochemistry. 2007. V.38.
P.1884-1896.
54
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Проблемы нефтеносности глубоких горизонтов Верхнепечорской впадины
Кузнецова Е.А.
ПГУ, Пермь, Россия, lena_kuznetsova@list.ru
Рассмотрена геохимическая характеристика глубоких горизонтов Верхнепечорской
депрессии по материалам исследования образцов керна ряда параметрических скважин,
пробуренных на территории Республики Коми и Пермского края. Несмотря на
благоприятные условия генерации углеводородов, перспективы нефтегазоносности
глубокозалегающих комплексов оцениваются неоднозначно в связи с глубоким залеганием.
We consider the geochemical characteristics of deep levels Verhnepechorskaya depression
according to studies of core samples a series of parametric wells drilled in the Komi Republic
and Perm region. Despite the favorable conditions for hydrocarbon generation, oil and gas
potential of deep-seated complexes are estimated ambiguously in connection with deep.
Верхнепечорская впадина – одна из северных впадин Предуральского краевого
прогиба. Большая часть этой территории слабо изучена, что связано с большими
глубинами залегания нефтегазоносных комплексов. И это несмотря на то, что газовые и
газоконденсатные месторождения в пределах впадины были открыты еще в 60-х годах
прошлого века.
Ниже рассмотрены результаты определения органического углерода и пиролиза по
методу «ROCK-EVAL» глубокозалегающих комплексов (нижне-среднеордовикского,
среднеордовикско-нижнедевонского
карбонатного,
среднедевонско-франского
терригенного и доманиково-турнейского карбонатного), вскрытых параметрическими и
глубокими скважинами: Тимано-Печорской глубокой, 58-Вуктыльской; 1,2,3-Белой; 1Западно-Вуктыльской; 1-Восточно-Вуктыльской; 1,2-Мишпарминской; 2-Лебяжской и 1Волимской параметрическими, пробуренных на территории Республики Коми и
Пермского края.
Среднеордовикско-нижнедевонский
нефтегазоносный
комплекс.
Имеются
результаты исследования образцов керна средне- и верхнеордовикского возраста по трем
скважинам Вуктыльской тектонической пластины. Концентрации органического вещества
среднего ордовика в породах изменяются в пределах 0,046–0,104%, в верхнеордовикском
отделе колеблются от 0,027 до 0,456%. Состав органического вещества сапропелевый.
Породы ордовикской системы относятся к среднему классу нефтематеринских пород.
По тем же скважинам известны результаты исследования силурийских пород. Максимальные концентрации органического вещества отмечены в разрезе скважин площади
Белая – от 0,007 до 1,195 %.
Нижнедевонские отложения охарактеризованы исследованиями керна скважин 58Вуктыл, 1-Западный Вуктыл и 1-Волимская. Концентрации органического вещества возрастают от от 0,034–0,311 % в центральной части Верхнепечорской впадины до 0,95 % на
юге (скв. 1-Волимская). Кроме этого, отмечается, что при большой преобразованности ор55
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
ганического вещества (HI изменяется в пределах 10–15%) в восточной зоне прогиба сохраняются максимальные концентрации, что позволяет классифицировать эту зону как
зону среднепродуктивных пород. Нижнедевонские толщи являются газонефтематеринскими.
Генерационный потенциал толщи в целом не велик, для большинства образцов он не
превышает 2 мг УВ/г, что говорит о том, что горная порода данного комплекса не является нефтематеринской. Большинство значений индекса продуктивности изменяются в интервале 0,1–0,3, и это указывает на термобарические нагрузки, характерные для зоны нефтегенерации.
Рассеянное органическое вещество представлено в основном керогеном смешанного
(II и III) типа.
Среднедевонско-франский
отложения
охарактеризованы
нефтегазоносный
анализами
керна
комплекс.
восьми
Среднедевонские
скважин.
Концентрации
органического вещества невысокие и изменяются от 0,069 до 0,916 %.
В пределах Верхнепечорской впадины среднедевонские отложения развиты не повсеместно, имеют незначительные толщины. Органическое вещество пород гумусовое и
характеризует отложения как бедные и средние нефтегазоматеринские породы.
Результаты исследования нижнефранских отложений пяти скважин на всем протяжении Верхнепечорской впадины: концентрации органического вещества низкие (0,007–
0,6084 %), тип органического вещества – гумусовый.
Значения генерационного потенциала для изученных образцов керна данной толщи
пород изменяются от 0,03 до 1,05 мг УВ/г, в среднем не превышает 0,5 мг УВ/г. Крайне
низкие значения указывают на отсутствие следов миграционных перетоков углеводородов
в пределах исследованного региона.
Индекс продуктивности колеблется в пределах от 0,01 до 0,54, что доказывает что
породы достигли термобарических условий для генерации нефти и газа (преобладают значения Тмах приходится на значения от 500 до 550ºС, что соответствует зоне жирного газа)
при этом их нефтегазовый потенциал был полностью реализован.
Органическое вещество пород указанной толщи представлено керогеном III типа.
Доманиково-турнейский нефтегазоносный комплекс. Концентрация органического вещества в породах этого комплекса колеблется от 0,01 до 5,7 %.
Генерационный потенциал этой толщи пород, достигшей главной фазы нефтегазогенерации (большинство значений Тмах приходится на интервал от 400 до 500°С), в целом не велик. Значения в большинстве случаев не превышают 2 мг УВ/г.
56
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Значения индекса продуктивности образцов керна толщи пород достигают значений
0,6–0,8, что говорит о зрелости органического вещества. Тем не менее, масштабы генерации углеводородов для пород верхнефранско-турнейского комплекса вероятно не высоки.
Рассеянное органическое вещество пород этого комплекса представлено, в основном, керогеном смешанного (II и III) типа [1,2].
В глубокозалегающих горизонтах этих комплексов прогнозируются значительные
запасы
углеводородов,
что
обусловлено
нефтегазопроявлениями
различной
интенсивности, благоприятными условиями генерации углеводородов, наличием толщколлекторов разной емкости, пород-покрышек, в том числе региональных, и ловушек. Тем
не менее, масштабы генерации углеводородов были не высоки, и вероятность сохранности
залежей снижается из-за сложного тектонического строения территории. И перспективы
нефтегазоносности
оцениваются
неоднозначно
в
связи
с
глубоким
залеганием
комплексов.
Литература:
1. Словарь по геологии нефти и газа. Л., 1988. 679 с.
2. Сташкова Э.К., Фрик М.Г., Титова Г.И., Потапов В.П., Вилесов А.П., Быкова
Н.В., Бытова И.С., Арасланова Р.М., Беляева Н.В., Матяшов С.В., Паняев А.В. Перспективы нефтегазоносности южной части Верхнепечорской депрессии (по результатам бурения
Волимской параметрической скважины 1) // Геология, методы поисков, разведки и оценки
месторождений топливно-энергетического сырья. М., 2004. 69 с.
57
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Строение и состав среднеюрских песчаных резервуаров
Тазовского месторождения (Западная Сибирь)
Курасов И.А.
МГУ, Москва, Россия, kurasov88@mail.ru
Тазовское месторождение является многопластовым и относится к уникальным по
запасам углеводородного сырья. Среднеюрские отложения распространены повсеместно
и представлены породами тюменской свиты, включающей в себя пласты Ю2-Ю5.
Продуктивные горизонты сложены песчаниками, песчанистыми алевролитами,
сцементированными глинисто-карбонатной цементной массой.
Анализ кернового материала свидетельствует о широком литологическом разнообразии
пород-коллекторов юрских продуктивных горизонтов:
Коллектора тюменской свиты сложены полимиктовыми песчаниками с поровым, либо
трещинно-поровым
типом
пустотного
пространства.
Обломочная
часть
сцементирована в основном карбонатным или глинисто-карбонатным цементом.
Tazovskoye is multi-bedded field and belongs to the unique one in terms of the hydrocarbon
reserves. Upper and Middle Jurassic strata are widespread and are represented by
Tyumenskaya formation, which includes U2-U5 beds.
Pay horizons are built by sandstones, sandy siltstones, cemented by clayish-carbonaceous
cement.
Examination of the core material shows wide lithological diversity of the reservoir rocks from
the Jurassic producing horizons.
So, collectors of Tyumenskaya formation are built by polymictic sandstones with porous or
fractured-porous types of the void space. The clastic part is cemented mainly by carbonaceous
or clayish-carbonaceous cement.
Перспективы освоения юрских отложений данного месторождения связаны с
литолого-минералогической спецификой коллекторов, являющихся основным резервом
данного региона, учитывая высокую степень выработки сеноманских залежей газа. Одним
из
актуальных
месторождения
коллекторов
вопросов
является
и
освоения
изучение
тонкодисперсной
глубоких
(юрских)
особенностей
горизонтов
пустотно-порового
составляющей,
Тазовского
пространства
обуславливающих
различную
потенциальную продуктивность.
Тазовское месторождение является многопластовым и относится к уникальным по
запасам углеводородного сырья. Среднеюрские отложения распространены повсеместно и
представлены породами тюменской свиты, включающей в себя пласты Ю2-Ю5.
Продуктивные горизонты сложены песчаниками, песчанистыми алевролитами,
сцементированными глинисто-карбонатной цементной массой. По данным лабораторных
исследований юрские коллектора характеризуются широким диапазоном пористости (до
22,5 %) и в основном низкой проницаемостью (до 2мД), за исключением нескольких
образцов пласта Ю3 с проницаемостью до 100 – 150 мД.
С целью изучения детального строения пустотно-порового пространства юрских
резервуаров
нами
были
проанализированы
шлифы,
проведены
электронно-
микроскопические исследования и рентгено-структурный анализ тонкодисперсной
58
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
составляющей. Глинистая составляющая наряду с обломочной фазой структуры
коллектора определяет его фильтрационно-емкостные свойства и может влиять на
продуктивность скважин.
Анализ
кернового
материала
свидетельствует
о
широком
литологическом
разнообразии пород-коллекторов юрских продуктивных горизонтов:
Пласт Ю2 в верхней части представлен однородными массивными глинистыми
мелкозернистыми алевролитами и алевритовыми глинами темно-серого цвета. В средней
части наблюдается пачка тонкоритмичного переслаивания мелкозернистых алевролитов и
мелкозернистых песчаников. Нижняя часть сложена алевролитами темно-серыми
глинистыми, аргиллитами темно-серыми до черных, углистыми с редкими прослоями
крупнозернистых алевролитов. Наблюдается прослой (0.3 м) угля каменного сильно
трещиноватого.
Ниже
сортированные
светло-серого
крупнозернистыми
залегают
алевролитами
песчаники,
цвета,
и
мелко-среднезернистые
переслаивающиеся
глинистыми
с
темно-серыми
хорошо
песчанистыми,
мелкозернистыми
алевролитами. Песчаники представлены кварцем и плагиоклазом с довольно большим
содержанием слюд (биотит и мусковит). В образцах довольно широко распространены
фрамбоиды пирита, образовавшиеся в результате жизнедеятельности анаэробных
сульфатредуцирующих бактерий в пласте. Наличие таких минеральных форм в пласте с
одной стороны ухудшает фильтрационно-емкостные свойства пласта, а с другой
способствует уменьшению количества сернистых соединений нефти, что повышает ее
качество.
Цемент
в
основном
карбонатный,
местами
кварц-халцедоновидный.
Электронная микроскопия показала, что почти все песчаники довольно плотные, пор
относительно мало и они в свою очередь часто инкрустированы глинистыми минералами.
Но, несмотря на это широко развита трещиноватость. По данным РФА было установлено
преобладание гидрослюдистых компонентов глинистых минералов, что было заметно и на
электронных фотографиях, вторым по преобладанию в пласте глинистым минералом
является каолинит и совсем незначительно содержание хлорита.
Пласт Ю3 сложен песчаниками, постепенно переходящими через крупнозернистые
алевролиты к глинисто-углистым алевролитам. Завершается пласт Ю3 углем или черным
сильно углистым аргиллитом. Песчаники состоят из обломочных зерен кварца, ортоклаза,
слегка серитизированного полевого шпата.В отдельных случаях появляются кластеры.
Это продукты срастания нескольких обломочных зерен за счет регенерационных
процессов,
что
ведет
к
изменению
пустотного
пространства
и
ухудшению
фильтрационных свойств пласта. По составу цемент крайне разнообразный. Участки
гидрослюдистого цемента сменяются участками кварц-халцедонового и тонкодисперсного
известково-глинистого цемента. В образцах пор значительно больше чем в пласте Ю2. В
59
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
глинистой составляющей преобладающим минералом является каолинит, но в тоже время
в пласте появляются и смешаннослойные минералы, причем в значительных количествах.
Этот факт способен существенно повлиять на поведение глинистых минералов, таких как
монтмориллонит, при закачке в пласт пресной воды, так как монтмориллонит, являясь
сильноразбухающим минералом, может сильно затруднить фильтрацию флюидов в
пласте, закупорив трещины, каналы и поры.
Пласт Ю4 представлен переслаиванием песчаников от мелко- до крупнозернистых,
алевролитов крупнозернистых и углистых аргиллитов. Песчаники полимиктовые,
переслаивающийся с алевролитами. Состав обломочных зерен – кварц - 60%, плагиоклаз 10%, КПШ – 10%, биотит 5-10%, измененные обломки пород основного состава – 10-15%.
Цемент карбонатный, с примесью глинисто-слюдистого материала, базальный, местами
поровый, составляет 30-40% породы, развита слабая кластеризация. В участках развития
базального цемента обломочные зерна кварца кородируются. В глинистой составляющей
преобладает каолинит, в меньшей степени представлены гидрослюда и хлорит.
Пласт Ю5 представляет собой ритмичное переслаивание мелко-, среднезернистых
песчаников
серых
и
буровато-серых
и
темно-серых
мелкозернистых
горизонтальнослоистых алевролитов. Песчаник полимиктовый с широко развитой
кластеризацией и цементом базального типа. Встречающиеся алевролиты полосчатые,
послойно декорированные битуминозно-глинистым веществом. Зерна плохоокатанные,
цемент карбонатный, местами карбонатно-глинистый. Данные растровой электронной
микроскопии также показали сильно развитую кластеризацию, а также выявили
ухудшение емкостно-фильтрационных свойств пласта Ю5 за счет зарастания крупных пор
кристаллами кварца и чешуйками глинистых минералов - гидрослюдой, хлоритом и
каолинитом. Также растровая электронная микроскопия помогла выявить наличие
кристаллов цеолитов.
Для юрского комплекса месторождений УВ сырья, важную роль играют особенности
состава и структуры коллектора, что объясняется спецификой седиментации терригенных
отложений в юрско-меловом бассейне. Эта особенность заключается в повышенной
глинистости коллекторов. Глинистая составляющая этих коллекторов слагает базальный
цемент песчаных пород, при этом при визуальных и микроскопических исследованиях
пористость этих пород не регистрируется. Хотя по данным лабораторных исследований
она меняется до 20 и более процентов. Проведенные исследования показали, что
структуру этой глинистой массы обуславливают нано-размерные величины пор, которые
можно различить при больших увеличениях под электронным микроскопом, при этом
пористость самой цементной массы по данным микроскопических исследований
составляет до 50%. Таким образом, коллектора этих месторождений могут быть отнесены
60
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
к нано-пористому типу. Глинистая составляющая наряду с обломочной фазой структуры
коллектора определяет его фильтрационно-емкостные свойства и может влиять на
продуктивность скважин.
Коллектора тюменской свиты сложены полимиктовыми песчаниками с поровым,
либо
трещинно-поровым
типом
пустотного
пространства.
Обломочная
часть
сцементирована в основном карбонатным или глинисто-карбонатным цементом.
Глинистая составляющая коллекторов представлена в основном неразбухающими, либо
слаборазбухающими минералами (иллит, хлорит, каолинит), за исключением пласта Ю3,
где в ее составе выявлены смешаннослойные минералы. Однако реакция глинистых
минералов на различные методы воздействия на пласт является существенно различной.
Необходимо проводить литолого-технологическое картирование, которое позволит
оптимально выбирать методы воздействия в ходе эксплуатации месторождения. Таким
образом, отличительной особенностью юрских коллекторов Тазовского месторождения
является относительно высокая глинистость, которая кроме ухудшения фильтрационноемкостных свойств, несет в себе и положительный момент, так как глинистые минералы
сорбируют тяжелые высокомолекулярные компоненты нефти, такие как асфальтены и
смолы. В результате в залежах концентрируются скопления легких нефтей.
Литература:
1.Конторович А.Э., Нестеров И.И., Геология нефти и газа Западной Сибири, Недра,
1975г.
2.Конторович А.Э., Сурков В.С., Геология и полезные ископаемые России, Западная
Сибирь, том 2, Издательство ВСЕГЕИ, 2000г.
3.Наумов А.Л., К методике реконструкции рельефа Западно-Сибирского раннемелового бассейна // Геология и геофизика, 1977 г.- №10. - с.38-47.
4.Скоробогатов В.А., Строганов Л.В. Копеев В.Д., Геологическое строение и газонефтеносность Ямала, Недра, 2003г., 352 с.
5.Сурков В.С., Смирнов Л.В., Жеро О.Г., Раннемезозойский рифтогенез и его влияние
на структуру литосферы Западно-Сибирской плиты // Геология и геофизика, 1987 г., № 9.
с. 3 - 11.
61
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Применение сейсмических атрибутов Гильберт-преобразования
Лекомцев А.В.
ФГУП «ВСЕГЕИ», Санкт-Петербург, Россия
Подход продемонстрированный в данном сообщении позволяет снизить уровень
неопределенности, возникающий в процессе интерпретации сейсмических данных. В
основе подхода, лежит использование сейсмических атрибутов.
Demonstrated approach allows to reduce uncertainty in seismic interpretation. The basis of the
approach is Hilbert attributes using.
В начале 80 – ых годов в сейсмической интерпретации стали активно использоваться
мгновенные
амплитуды,
фазы,
частоты,
являющиеся
атрибутами
Гильберт
–
преобразования сейсмической записи. Как и всякое новое начинание, тогда это казалось
революционным. Первые цветные высокоразрешенные разрезы действительно внушали
оптимизм и болшие надежды. По прошествии времени, анализ мгновенных параметров
стал вспомогательным инструментом в сейсмической интерпретации преимущественно на
качественном уровне. Атрибуты Гильберт – преобразования можно рассматривать как
некие достаточно формальные параметры сейсмозаписи являющиеся трансформантами
волнового поля. С их помощью возможен более детальный визуальный анализ волновой
картины, который иногда помогает отметить те особенности, которые были не видны при
изучении обычного временного разреза. Как уже было сказано, это качественный анализ,
поскольку вряд ли возможны ситуации, когда какому либо из параметров соответствует
конкретное свойство среды. В то же время, эти атрибуты могут быть использованы
наравне с другими при прогнозе фильтрационно-емкостных свойств с использованием
математического аппарата многомерного анализа параметров. Атрибуты Гильберт
преобразования могут быть применены и в случае неопределенности в сейсмической
интерпретации. То есть, таком случае, когда геофизик-интерпретатор не знает, как именно
ему промаркировать горизонт на обрабатываемом сейсмическом разрезе. Такая
неопределенность может быть вызвана разными причинами, но основные из них – это
низкое качество сейсмической записи, наличие газа во вмещающей породе, геологическое
строение, осложненное структурами разломов. В данном докладе, мы ставим основной
целью показать, как может изменяться сейсмическая картина при использовании того, или
иного сейсмического атрибута. Для получения атрибутов Гильберт преобразования, было
использовано ПО «Kingdom Suite» версия 8.5
62
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Обратимся к примерам.
На рисунке 1, мы видим фрагмент сейсмического разреза. На данном участке работ
мы имеем два поисковых горизонта. Первый из них – это Б, второй - нижележащий,
отмечен зеленой линией он же, в нашем случае является целевым. Мы видим, что в
данном случае, интерпретатор сталкивается с неопределенностью в маркировании
горизонта, которая по нашему мнению может быть разрешена применением атрибутов
Гильберт – преобразования(данная неопределенность вызвана наличием газа в породе).
63
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
На рисунке 2 мы видим результат применения атрибута Envelope, который не дает
желаемого результата, то есть не упрощает интерпретацию.
64
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Рисунок 3 – атрибут ParaPhase(мгновенная фаза), позволяет вывести материал таким
образом, что мы получаем возможность отмаркировать наш целевой горизонт. Кроме
того, в некоторых случаях, этот атрибут позволяет отслеживать геологические границы.
65
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Рисунок 4 – атрибут AverageEnergy(средняя энергия) так же несколько облегчает
нашу ситуацию.
Таким образом, можно говорить о том, что применение сейсмических атрибутов, в
данном конкретном случае, позволяет уменьшить неопределенность в интерпретации,
помогая выделять интересующие нас пласты.
Следует еще раз отметить, что атрибуты позволяют лишь качественно анализировать
среду, мы не можем присвоить какому либо атрибуту определенные литологические
свойства, повторяющиеся на всех без исключения участках работ.
Литература:
1. Backus, M.M. and Chen, R.L. [1975] Flat-spot exploration. Geophysical Prospecting,23.
533-577.
2 Frits Blom and Mike Bacon [2009] Application of direct hydrocarbon indicators for
exploration in a Permian – Triassic play, offshore the Netherlands. First Break, volume 27.
66
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Полициклические ароматические углеводороды (ПАУ)
в донных осадках Арктических эстуарных зон
Литвиненко И.В., Петрова В.И., Батова Г.И., Куршева А.В.
ФГУП «ВНИИОкеангеология», Санкт-Петербург, Россия, ivanlitvinenko@mail.ru
Образцы донных осадков арктического шельфа были проанализированы с целью определения источников и путей поступления полициклических ароматических углеводородов
(ПАУ) в окружающую среду. Образцы донных осадков (93 станции) были отобраны в эстуарных зонах рек Печера, Обь, Енисей, Хатанга, Лена, Индигирка и Колыма в период с
1993 по 2005 год. На основании изучения распределения и состава органического вещества донных осадков, наблюдается ясная тенденция снижения содержания терригенных и
увеличения содержания морских компонентов при движении от речной зоны в мористую
часть и от шельфа в глубоководную зону. Исследования демонстрируют, что поставка
терригенного осадочного материала реками вносит значительный вклад в фоновое содержание ПАУ в донных осадах западно-арктического шельфа.
Samples of bottom sediments of the Arctic shelf have been analyzed to determine the sources
and pathways of polycyclic aromatic hydrocarbons (PAHs) in the environment. Bottom sediments (93 stations) were sampled in estuarine areas and rivers Pechora, Ob, Yenisei, Khatanga,
Lena, and Kolyma Indigirka from 1993 to 2005. Based on the study of the distribution and composition of organic matter in sediments, there is a clear trend of reducing of terrigenous and increasing of marine components from the river zone in the seaward part of the shelf and in deep
zone. Studies show that the delivery of terrigenous sedimentary material by rivers contribute significantly to the background content of PAHs in the bottom sediments of the Western Arctic
Shelf.
Образцы донных осадков арктического шельфа были проанализированы с целью определения источников и путей поступления полициклических ароматических углеводородов (ПАУ) в окружающую среду. Образцы донных осадков (93 станции) были отобраны в
эстуарных зонах рек Печера, Обь, Енисей, Хатанга, Лена, Индигирка и Колыма в период с
1993 по 2005 год.
Аналитическая процедура изучения органической составляющей осадков (РОВ)
включала: экстракцию битумоидов, определение их группового состава, хроматографическое фракционирование с выделением суммы метано-нафтеновой и ароматической фракций УВ, ГХ-МС анализ н-алканов, циклических и полиароматических (ПАУ) углеводородов.
ГХ-МС анализ углеводородных фракций проводили на комплексе Hewlett Packard
6850/5973 с квадрупольным масс-детектором и программным комплексом обработки аналитической информации. Анализ насыщенных УВ проводили на капиллярной колонке HP
DB 30 м x 0.25 мм с неподвижной фазой 5%фенил/95%метилсиликон; газ-носитель – гелий, скорость потока 1.2 мл/мин; температура инжектора 320°С; температурный режим
анализа: от 50°С до 320°С по 3°С /мин и 7 мин при 320°С; детектирование - по полному
ионному току (SCAN от 50 до 500 m/z, 70 eV). Алкановые УВ идентифицировали по селективному иону (SIM) 71 m/z, циклановые УВ – по 191 и 217 m/z. Анализ ПАУ проводи67
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
ли на той же колонке; газ-носитель – гелий, скорость потока 1.2 мл/мин; температура инжектора 290°С; температурный режим анализа: от 60°С до 200°С по 20°С/мин, до 300°С
по 10°С и 5 мин при 300°С; детектирование - по полному ионному току (SCAN от 50 до
500 m/z, 70 eV). Голоядерные ПАУ идентифицировали по селективным ионам (SIM) 128,
152, 154, 178, 184, 202, 228, 252, 276, 278 m/z; алкилированные - по селективным ионам
(SIM) – 142, 156, 192, 206, 220, 216, 234, 242 m/z.
На основании изучения распределения и состава органического вещества донных
осадков, наблюдается ясная тенденция снижения содержания терригенных и увеличения
содержания морских компонентов при движении от речной зоны в мористую часть и от
шельфа в глубоководную зону. В частности, существует резкое снижения содержания
компонентов связанных с наземной биотой (алкил-фенантрены, хризены, перилен) при
движении от реки в шельфовую зону.
В целом, исследованные районы характеризуются нормальным фоновым содержанием ПАУ. В среднем суммарная концентрация ПАУ (фенантрен, алкил-фенантрен, антрацен, флуорантен, пирен, бенз(а)антрацен, хризен, бенз(е)пирен, бенз(а)пирен,
бенз(к)флуорантен, перилен, дибенз(a,h)антрацен, бензперилен) не превышает 200 нг/г
сухого веса.
Низкие уровни содержания пирогенных ПАУ формируются за счет атмосферного
переноса. В составе пирогенных ПАУ доминируют продукты сжигания древесины и угля
(Фл/202>0,5). Хризен и его алкилированные гомологи преобладают в осадках обогащенных терригенным детритом. Антропогенный вклад в состав ПАУ наблюдается в донных
осадках порта Тикси где общее их содержание на два порядка превышает фоновые значения.
Исследования демонстрируют, что поставка терригенного осадочного материала реками вносит значительный вклад в фоновое содержание ПАУ в донных осадах западноарктического шельфа.
Формирование и трансформация органического вещества вдоль разреза река-море
рассматривалось для донных отложений Обской Губы и Карского моря. Большое количество осадочного материала, преимущественно пелитовой фракции, богатого терригенным
органическим веществом осаждается в северной части эстуариев и прилегающей зоне
шельфа.
Тем не менее, потоки осадочного материала и органического углерода в открытой
части Карского моря в соответствуют предполагаемому ультраолиготрофному характеру
этого бассейна, то есть терригенная составляющая закономерно уменьшается к пелагиали.
Одновременно, наблюдается отчетливое уменьшения содержания ПАУ, особенно это характерно для перилена.
68
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Рис.1. Распределение молекулярных групп ПАУ в осадках Обской губы.
м.м. 178 – фенантрен, антрацен
м.м. 202 – флуорантен, пирен
м.м. 228 – бенз(а)антрацен, хризен
м.м. 252 – бенз(b,k)флуорантены, бенз(е)пирен, бенз(а)пирен
м.м. 276- бензо(ghi)перилен, индено(1,2,3cd)пирен,
м.м. 278 –дибенз(ah)антрацен
ПЕР- перилен
Рис. 2. Вариации распределения молекулярных групп ПАУ в осадках Обской губы во времени
(1993 и 2005гг).
м.м. 178 – фенантрен, антрацен
м.м. 202 – флуорантен, пирен
м.м. 228 – бенз(а)антрацен, хризен
м.м. 252 – бенз(b,k)флуорантены, бенз(е)пирен, бенз(а)пирен
м.м. 276- бензо(ghi)перилен, индено(1,2,3cd)пирен,
м.м. 278 –дибенз(ah)антрацен
ПЕР- перилен
69
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Кроме того, в отложениях, приуроченных к внутренней границе маргинального
фильтра, наблюдается резкое увеличение содержания ПАУ, схожее с общим изменениям
параметров ОВ.
Наиболее значительный рост характерен для молекулярной группы 178 и ее составляющих, алкилированных фенантренов, которые являются конечным продуктом многоступенчатых диагенетических преобразований абиетиновой кислоты.
Среди ПАУ в осадках преобладают перилен и фенантрены, которые, похоже, имеют
диагенетическое происхождения, но также сильно и присутствие пирогенных ПАУ (Фл /
Фл + Пир> 0,50).
Уровни содержания перилена высоки во всех образцах, а наиболее высокие содержания наблюдаются в зоне сильного терригенного влияния. Атмосферного переноса выступает как основной путь для переноса антропогенных ПАУ, полученных в основном в
результате пиролитической эмиссии.
Общая концентрация ПАУ и распределения в донных отложениях реки Обь сопоставима с данными предыдущих исследований [1,2,3], что свидетельствует о стабильности
окружающей среды.
Литература:
1. Fernandes M.B., Sicre M.-A. Polycyclic aromatic hydrocarbons in the Arctic: Ob and
Yenisei estuaries and Kara sea shelf // Estuarine, Coastal and Shelf Science. 1999. V. 48. P. 725737.
2. Петрова В.И. Геохимия полициклических аренов на разрезе река-море // Геохимия. 2001. № 10. С. 1108-1115.
3. Dahle S., Savinov V., Matishov G., Evensen A., Naes K. Polycyclic aromatic hydrocarbons (PAHs) in bottom sediments of the Kara sea shelf, Gulf of Ob and Yenisei Bay //The Science of Total Environment. 2003. V. 306. P. 57-71.
70
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Являются ли покмарки Чукотского моря результатом разгрузки
углеводородных флюидов?
Логвина Е.А.1, Матвеева Т.В.1, Петрова В.И.1, Гладыш В.А.1, Крылов А.А.1,
КоршуновД.А.1, Крейн К.2
1
ФГУП «ВНИИОкеангеология», Санкт-Петербург, Россия, Liza_Logvina@mail.ru
2
Национальное Управление по Океанам и атмосфере, США
В докладе представлены первые результаты комплексных геофизических, геологогеохимических и изотопных исследований отложений покмарков. Материалы получены в
ходе рейса на НИС «Профессор Хромов» в рамках российско-американской долгосрочной
программы РУСАЛКА (The Joint RUSsian-American Long-term Census of the Arctic RUSALCA) в акватории Чукотского моря в 2009 г. Особенности состава, распределение
УВ биомаркеров, ОВ и δ13СОВ в отложениях, наличие брекчиевидных прослоев (содержащих зрелое, гумусовое ОВ), и аномалии в химическом и изотопном составе поровых вод
позволяют заключить, что формирование исследованных покмарко-подобных структур,
по всей вероятности, происходило в результате разгрузки флюида смешанного состава.
In the framework of RUSALCA (RUSsian-American Long term Census of the Arctic) Project in
2009 in the shallow region of the Chukchi Cap pockmark-like structures were investigated with a
variety of methods, including side scan sonar and subbottom profiler surveys, sedimentological
and geochemical analyses of cores and sediment pore waters studies. Pore water chemistry and
δ18OH2O composition has shown that some of the studied pockmarks characterize by indications
of the upward water infiltration most probably occurring in the past. Study of dispersed organic
matter in the sediments evidence for a mixed origin and post-diagenetic stage of the DOM transformation. The highly matured OM may have been supplied to the studied sediments by (1) ice
rafting, (2) suspended organic material transported by river run-off or (3) mud flows from deeply
buried sediments (result of a mud volcano activity).
Покмарко-подобные структуры на склоне Чукотского плато были впервые закартированы американскими учеными в 2003 году в ходе геофизических исследований на ледоколе ХИЛИ (HEALY) [1]. Морфологически (данные съемки многолучевого эхолота и
придонного профилографа), обнаруженные структуры были определены как покмарки
(pockmark - pock (англ.) – оспина, mark (англ.) – отметина [2]). Происхождение таких
структур связано с восходящей фокусированной разгрузки углеводородных флюидов (газа, нефти и/или газонасыщенной воды), но аномалий, характерных для современной разгрузки флюидов, на записях придонного профилографа отмечено не было. Геологическое
опробование отложений в районе исследований не проводилось.
В докладе представлены первые результаты комплексных геофизических, геологогеохимических и изотопных исследований отложений покмарков. Материалы получены в
ходе рейса на НИС «Профессор Хромов» в рамках российско-американской долгосрочной
программы РУСАЛКА (The Joint RUSsian-American Long-term Census of the Arctic RUSALCA), в акватории Чукотского моря в 2009 г. Целью исследований являлось изучение отложений покмарко-подобных структур и выявление их связи с разгрузкой углеводородных флюидов.
По результатам гидроакустической съемки было выделено более 80 округлых и вы71
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
тянутых в плане структур на дне от 150 до 850 м в диаметре. Данные придонного профилографа позволили выделить верхнюю границу газонасыщенных отложений, расположенную на поддонных глубинах 4 метра и более. Выделенная граница практически повсеместно повторяет рельеф дна, в том числе и в пределах покмарко-подобных структур. Вмещающие отложения представлены вязкими полосчатыми алеврито-пелитовыми илами однородной текстуры различных цветов, отражающих периоды оледенения и межледниковья [3]. Особенностью вскрытых отложений стало наличие слоев, напоминающих сопочную брекчию, представленную матриксом (алевро-пелитовый ил) с уплотненными глинистыми включениями и обломками пород размером до 1 см. Изученные отложения не обнаружили ожидаемых и характерных для активных очагов разгрузки углеводородных
флюидов (газонасыщенность отложений, наличие поверхностного восстановленного слоя,
вызванных процессами восстановления сульфатов, H2S и др.).
Полученные результаты гидрохимического (компонентного) и изотопного (δ18О)
анализов поровых и придонных вод выявили различие в их составе. Величина общей солености варьирует в пределах 33,37 - 36,44 г/л (в среднем 34,32 г/л) превышая значения,
измеренные в придонных водах и, увеличивается с глубиной за счет умеренного роста
концентраций Cl- (на 75%), Na+ (на 45%) и значительного увеличения концентраций Mg2+
(на 105%). Содержание SO42-, напротив, снижается (на 80%), начиная с поддонной глубины 70 см. Изотопный состав кислорода поровых вод утяжеляется по разрезу относительно
значений, измеренных в придонных водах, до 1,5‰. Значения отношений Cl-/Mg2+, Cl/Ca2+, Cl-/K+, Cl-/Na+ в поровых водах отличаются от придонных и средних по Мировому
океану. Перечисленные аномалии свидетельствуют о разгрузке воды в пределах исследованных структур.
Общая карбонатность изученных отложений варьирует в пределах 0-45%, не обнаруживая направленных изменений. Максимальное содержание карбонатов (до 45%) маркировалось в светлых бежевых алеврито-пелитовых илах. Повышенная карбонатность отмечена также и на нижней границе брекчиевидных отложений. Четкой связи содержания
карбоната с особенностями литологического состава отложений не выявлено. По результатам рентгено-фазового анализа, карбонатная составляющая осадков представлена рассеянным мелкокристаллическим доломитом и кальцитом. Присутствие аутигенных карбонатов в осадке, формирующихся за счет окисления метана, является одним из косвенных
признаков современной разгрузки углеводородных флюидов. Рассчитанные по [4] коэффициенты насыщения поровых вод относительно карбонатов (арагонита, кальцита и доломита) при температуре придонных вод -1,5°C [5] показали, что формирование основных
карбонатных минералов в отложениях покмарков в современных условиях невозможно.
Изучение отложений покмарков в мазковых шлифах подтвердили аллотигенность карбо72
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
натных минералов.
Увеличение содержания Cорг при облегчении его изотопного состава, отмеченное в
слоях сопочных брекчий, указывает на больший вклад Сорг терригенного (гумусового)
ОВ в период осадконакопления, относительно выше- и нижележащих отложений, где доминирующую роль играл фитопланктон (δC13–Сорг = -22…-22,4‰). Однотипность специфики состава, распределение углеводородных биомаркеров (тритерпанов, стеранов,
аренов) и невысокие значения отношения пристан/фитан (Pr/Ph = 0,8-1,1) свидетельствуют о различном генезисе рассеянного ОВ (РОВ) в исследованных отложениях. Отсутствие
в составе терпанов биогопанов (ββ-изомеров), низкое содержание моретанов (βάизомеров), значения гопановых коэффициентов зрелости РОВ (Ts/Ts+Tm, 22S/22S+22R
C31), и стерановый индекс зрелости > 0,5 (коэффициент созревания K1 - 20S/20S+20R
C29) указывают на постдиагенетическую стадию преобразования РОВ.
Таким образом, особенности состава, распределение углеводородных биомаркеров и
ОВ в отложениях, указывает на присутствие в изученных отложениях РОВ смешанного
сапропелево-гумусового генезиса с преобладанием первого в восстановительных обстановках седиментации, пограничных между мелководно-морскими и лагунными. Можно
предположить, что зрелое ОВ, идентифицированное в верхней поддонной части разреза
могло поступать не только из традиционных для арктических морей источников (речной
сток, эоловые поступления и ледовый разнос), но и являться результатом грязевулканической деятельности. В пользу данного предположения свидетельствуют не только наличие
брекчиевидных прослоев (содержащих зрелое, гумусовое ОВ), но и аномалии в химическом и изотопном составе поровых вод. Полученные результаты комплексных геофизических, литологических, геохимических и изотопных исследований позволяют заключить,
что формирование исследованных покмарко-подобных структур, по всей вероятности,
происходило в результате разгрузки флюида смешанного состава.
Литература:
1. MacDonald, I. R.; Bluhm, B.; Iken, K.; Gagaev, S.; Robinson, S. Benthic Community
Composition and Seabed Characteristics of a Chukchi Sea Pockmark // American Geophysical
Union, Fall Meeting 2005, abstract #OS51B-0564
2. Hovland, M., Judd, A.G., 1988. Seabed Pockmarks and Seepages. Graham and Trotman,
London, 293 pp.
3. Белов Н.А., Лапина Н.Н. Донные отложения Арктического бассейна Л.: Морской
транспорт, 1961. 152 с.
4. Parkhurst D.L., Appelo C.A.J. User’s guide to PHREEQC (version 2) – a computer program for speciation, batch-reaction, one-dimensional transport and inverse geochemical calculation. Water-Resources Investigations Report 99-4259. Denver, Colorado, 1999. 312 p.
5. H. Miyake, K. Masuda, G. Anma, S. Sasaki, H. Yamaguchi and T. Meguro. Hydrographic Conditions in the Chukchi Sea and St. Lawrence Island polynya region in midsummers
of 1990, 1991 and 1992 // Proc. NIPR Symp. Polar Biol. 1994. 7. P. 1-9.
73
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
К вопросу о влиянии геологических факторов, определяющих процесс
взаимодействия кислотных растворов с карбонатной породой
Мисолина Н.А., Насибулин И.М.
ОАО «НИИнефтепромхим», Казань, Россия, natasha_misolina@mail.ru
В данной работе нами была поставлена задача изучить влияние кислотной композиции на структуру
«червоточин», прослежены различия в новообразованных структурах в зависимости от структурногенетического типа известняка на естественных кернах башкирского возраста двух месторождений
республики Татарстан (Аканское и Зюзеевское) с использованием ряда современных технических
средств - рентгеновского томографа и электронного микроскопа.
This paper shows the influence of the acid composition on the structure of the wormhole, traced
the differences in the newly formed structures depending on the structural-genetic types of
limestone on natural cores Bashkirian age of two fields in the Republic of Tatarstan (Akanskoye
and Zyuzeevskoye) with the use of modern technology - the X-ray tomography and SEM.
Стимуляция карбонатных коллекторов с целью интенсификации притока нефти производится
преимущественно с применением кислот. Наиболее часто в нефтедобывающей промышленности
используется соляная кислота. При инжекции в пласт кислотный состав растворяет карбонатную
породу, образуя проводящие каналы, способствующие повышению фильтрационно-емкостной
способности коллекторов. Промысловый опыт и лабораторные испытания свидетельствуют, что
эффективным результатом применения кислотных растворов является образование каналов
фильтрации (т.н. «червоточин»), которые обеспечивают повышенный приток флюидов к забою
скважины.
Отечественные специалисты в области нефтяного дела до настоящего момента мало занимались
изучением вопроса образований «червоточин», в то время как зарубежные ученые уделяли большое
внимание данной проблеме [3, 6, 7]. Но сказать однозначно, что американские ученые являются
пионерами в этом вопросе нельзя. Еще в 1946 г в работе Б.Г. Логинова «Кислотная обработка нефтяных
скважин на промыслах треста Ишимбайнефть» были высказаны предпосылки о существовании в
пласте после обработки соляной кислотой «каналов растворения» и «каналов разъедания», и лишь 10
лет спустя эти термины появились в американской специализированной литературе.
В настоящее время большинство исследований в этой области касаются определений
зависимости формы червоточин от скорости, времени закачки кислоты, ее объема. То есть изучается
влияние кислотного агента [1, 5 и др.]. В данной работе нами была поставлена задача не ограничиваться
изучением влияния кислотной композиции на структуру червоточин, но также проследить различия в
новообразованных структурах в зависимости от структурно-генетического типа известняка. Для более
обширного изучения влияния геологических особенностей пород-коллекторов на КО (кислотные
обработки) и способности кислотных составов воздействовать на конкретные литотипы известняков
были проведены лабораторные эксперименты на естественных кернах башкирского возраста двух
месторождений республики Татарстан (Аканское и Зюзеевское) с использованием ряда современных
технических средств - рентгеновского томографа и электронного микроскопа. Их применение
74
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
способствовало визуальной оценке влияния различных кислотных составов на структуру порового
пространства карбонатных коллекторов, а также выявления отличий в изменении пустотного
пространства различных структурно-генетических типов известняков при воздействии на них
кислотными композициями. Понимание механизма распространения каналов растворения будет
способствовать оптимизации и дальнейшему результативному проектированию процесса кислотной
обработки скважин (с учетом минералогического состава, типа кислотного реагента, его объёма,
скорости подачи и т.д.).
Комплекс проведенных испытаний технологий для кислотной стимуляции скважин в
карбонатных коллекторах состоял из четырех последовательных этапов: 1 - фильтрационные
исследования, 2 - микроскопический метод (шлифы), 3 - оптический сканирующий микроскоп, 4 рентгеновский томограф. Тестовыми образцами являлись керны с указанных ранее месторождений РТ
восточного борта Мелекесской впадины (МВ), представленные пятью структурно-генетическими
типами известняков [2]: биокластово-зоогенными первого типа (ИБЗ-1), биокластово-зоогенными
второго типа (ИБЗ-2), строматолитовыми (ИС), литокластовыми (ИП), пелитоморфными (ИП). В
продуктивном разрезе преобладают известняки биокластово-зоогенные. Поэтому, в первую очередь,
воздействие на них кислотными композициями представляет наибольший интерес. Строматолитовые
известняки в качестве самостоятельных слоев встречаются редко, литокластовые и пелитоморфные
известняки на рассматриваемых месторождениях также имеют крайне ограниченное распространение.
Критерием лабораторной оценки успешности технологий ОПЗ на первом этапе являлось
изменение значений проницаемости керна до и после обработки кислотными составами. Тесты
осуществлялись на естественных кернах длиной 5 см и диаметром 3 см. Поперечное сечение образцов 7 см2, объем керна 35 см3. В качестве кислотных агентов были приняты: соляная кислота, соляная
кислота + многофункциональная добавка СНПХ-8903А и уксусная кислота. Причем перед
фильтрационными исследованиями из каждого кернового образца было сделано по одному шлифу для
последующих исследований. Фильтрационные тесты проводились на установке УИПК-1М. Итогом
теста был замер конечной проницаемости и подсчет отношения конечной проницаемости к начальной
(К/К0). В результате повышение проницаемости наблюдалось лишь в шести случаях из пятнадцати.
Причем, существенно проницаемость изменилась только в биокластово-зоогенных известняках,
наибольшую успешность продемонстрировал состав HCl+СНПХ-8903А (К/К0=2,810,7, для уксусной
кислоты этот показатель несколько ниже: К/К0=1,264, самые низкие показатели для соляной кислоты
0,31,3). В случае практически непроницаемых литокластовых, строматолитовых и пелитоморфных
известняков керны вообще не принимали соляную кислоту даже при повышении давления закачки до
130 атм, при применении HCl+СНПХ-8903А и уксусной кислоты наблюдалось повышение
проницаемости до 0,4 раза.
Следующим этапом исследований вещественного состава и структурно-текстурных
особенностей пород, морфогенетического строения порового пространства до и после кислотной
75
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
обработки, было изучение свойств пород в тонких шлифах. Как уже было сказано, часть цилиндра до
фильтрационных исследований шла на изготовление шлифа - шлиф до обработки. Из другой части
цилиндра после обработки изготавливался шлиф - шлиф после обработки (рис.1). Анализ показывает,
что различные соотношения пор, каверн и трещин в различных литологических типах известняков
предопределяют способность породы по-разному изменять емкостные свойства под действием
различных кислотных композиций. По итогам данного этапа было выявлено, что после воздействия
HCl+СНПХ-8903А обнаруживается довольно эффективное увеличение пористости (~ на 2-3%), в
основном, за счет растворения цемента, реже части форменных элементов (остатков организмов, их
обломков, например раковин, оолитов, сгустков и др.). Таким образом, следует отметить, что помимо
влияния на неформенные элементы (цементирующие массы, или кристаллическую составную часть микрит и спарит) сказалось воздействие и на форменные. Значит, данная кислотная композиция
позволяет прорабатывать матрицу породы. При воздействии уксусной и соляной кислотой воздействие
оказывается именно на цементе, а не на форменных структурных элементах.
Следующей стадией было применение электронного сканирующего микроскопа для более
наглядного установления особенностей пустотно-порового пространства пяти различных структурногенетических типов известняков. Эти различия, несомненно, оказались гораздо более наглядными,
нежели анализ шлифов. Было четко прослежено, каким образом цемент заполняет поровое
пространство, различие в его морфологии для биокластово-зоогенных известняков (микрит - спарит),
строении самих форменных элементов (рис.2). В изученных ИБЗ-1 кальцит (микрит), цементирующий
органические остатки, частично выполняет пространство между ними (рис.2). Эти известняки
обладают наилучшими коллекторскими свойствами среди всех изученных карбонатных пород
башкирского яруса. Органические остатки соприкасаются друг с другом. В ИБЗ-2 органические
остатки практически не соприкасаются друг с другом, цемент (спарит) полностью заполняет поровое
пространство (рис.2).
На четвертом, заключительном этапе, было показано, что реагенты на основе соляной кислоты,
растворяя карбонаты, производят значительные изменения в породах призабойной зоны пласта. На
рис.3 приведены фотографии химического воздействия с образованием каналов растворения,
количество и структура которых на торцевой поверхности различны для образцов различных
структурно-генетических типов известняков, что обусловлено разной литологической характеристикой
и коллекторскими свойствами. Также они варьируются в зависимости от состава кислотной
композиции. Изначально наиболее проницаемыми породами являются известняки биокластовозоогенные, поэтому фактически только у них наблюдалось действие кислотных композиций.
76
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Рис. 1. Образец ИБЗ-1 до и после обработки Рис. 2. Микрофотографии (слева) и
HCl+СНПХ-8903А (Ca - кальцит, Р - пустоты) фотографии шлифов (справа, один николь) известняков
Плотные, практически непроницаемые, литокластовые, строматолитовые и пелитоморфные
известняки реагируют не достаточно с составами для повышения значений проницаемости или не
вступают в реакцию вовсе (рис.3. HCl – ИС, уксусная кислота - ИП). В основном же наблюдается
ограниченное поверхностное растворение, которое естественно не может привести к повышению
успешности обработки. Но следует отметить, что даже в случае практически непроницаемых
карбонатов кислотные композиции привели к образованию различных структур растворения. При
использовании соляной кислоты очень незначительные области растворения заметны только на
торцевой поверхности образцов. Вглубь керна состав, как показывает томография, не проник вообще.
СНПХ-8903А и уксусная кислота, благодаря своей низкой реакционной способности, позволяют
добиться пусть и незначительного, но продвижения композиции по керну в радиальном направлении.
При проведении данных испытаний в нашей лаборатории были получены аналогичные,
описанным зарубежными исследователями, [4] структуры растворения. Показано, что при высоких
скоростях нейтрализации, кислота быстро продвигается по поверхности керна. Червоточины не
образуются, или образуются только короткие каналы. Это - режим поверхностного растворения (рис.4а;
рис.3. HCl - ИБЗ-2). При более низких скоростях нейтрализации кислотный раствор может проникать
глубже, что приводит к образованию червоточин. Наиболее оптимальным является режим, при
котором скорость нейтрализации достаточна для образования одной доминантной червоточины (рис.3.
ИБЗ-1 - СНПХ-8903А; рис.4в), без чрезмерного бокового ответвления (рис.4г).
77
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Рис. 3. Рентгеновская томография Рис.4. Формы и каналы растворения: а – поверхностное, керна б–
коническое, в – доминантное, г – равномерное [4]
Проведенные исследования в очередной раз подтвердили, что наибольшую сложность с точки
зрения подбора оптимального состава и технологии процесса представляет обработка пород с высокой
геологической неоднородностью, к числу которых относятся и карбонатные пласты башкирских
отложений большинства мелких месторождений восточного борта МВ. Использование современных
методов рентгеновской томографии, обеспечившее визуализацию неоднородностей образца керна, и
оптического сканирующего микроскопа позволило ответить на вопросы, связанные с изменением
внутренней структуры, строения поровогo пространства карбонатных пород-коллекторов после
воздействия рабочих кислотных агентов. Было показано, что успешность кислотного воздействия
зависит преимущественно от фильтрационных параметров пласта, которые контролируются
геометрией порового пространства. Определяющую роль при выборе метода интенсификации прежде
всего играет вещественный состав отложений и тип коллектора.
Литература:
1. Булгакова Г.Т., Камалтинова А.В.. Математическое моделирование процессов стимуляции
карбонатных коллекторов // Моделирование и оптимизация динамических систем и систем с распределенными параметрами. Тез. докл. Самара: СамГТУ, 2008. Ч.2. С.23-24.
2. Морозов В.П., Королев Э.А., Кольчугин А.Н.. Карбонатные породы визейского,
серпуховского и башкирского ярусов нижнего и среднего карбона. Казань: ПФ Гарт, 2008.
182с.
3. Buijise M., Glasbergen G. A. Semiempirical Model to Calculate Wormhole growth in carbonate acidising//SPE 95892, 2005, 9-12 October.
4. Christopher N. Fredd, H.Scott Fogler. Influence of transport and reaction on wormhole formation in
porous media // AIChE Journal, 1998, September. - p. 1933-1949.
5. Competition among flow, dissolution, and precipitation in porous media. Sunil D. Rege, H. Scott Fogler
// AIChE Journal. 1989. September. P. 1177-1185.
78
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
6. Economides M.J., Hill A.D., Economides C.E. Petroleum production systems // 1994 by Prentice Hall,
PTR, Prentice Hall, Inc. Upper Saddle River, NJ 07458. 1993. 611 p.
7. Mohan K.R. Panga, Murtaza Ziauddin, Ramakrishna Gandikota and Vemuri Balakotaiah. A New
Model for Predicting Wormhole Structure and Formation in Acid Stimulation of Carbonates // SPE 86517. 2004.
February. P. 18-20.
79
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Литолого-петрофизическая характеристика и оценка коллекторских свойств пород
продуктивного пласта ЮС1 (на примере разрезов скважин Южно-Ягунского
месторождения Западной Сибири)
Михайлов С.А.
ФГУП ВСЕГЕИ, Санкт-Петербург, Россия, mixser82@yandex.ru
На территории Южно-Ягунского месторождения Западной Сибири в скв. 300р. и 296п.
отмечается увеличение количества песчаной фракции в породе от подошвы к кровле
пласта. Пористость и проницаемость, от подошвы к кровле пласта, тоже
увеличивается. Суммарная карбонатность уменьшается от подошвы к кровле пласта.
По данным гранулометрического (ситового) анализа породы пласта от подошвы к кровле
изменяются от плохо сортированных до хорошо сортированных. Поровый цемент
карбонатно-глинистого состава с преобладанием каолинита. Коллекторские свойства
пласта улучшаются от подошвы к кровле. Если в нижней части пласта породы в
основном являются неколлекторами, то в центральной части они уже коллекторы 6
класса, а в верхней части коллекторы 4 и 5 класса. Неколлекторы, отдельными слоями,
встречаются во всей толщи пласта и относятся в основном к породам повышенной
суммарной карбонатностью, а именно к плотным, карбонатным песчаникам и
алевролитам.
In the area of Ujno Ygunskoe oilfield of Western Siberia there are some increase of sand fraction
in the wells 300p and 296p, there is some increase in porosity and permeability as well.
Carbonates value decrease from the bottom to the top of the play. Seize test shows that rocks of
layer change their property from badly sorted to the well sorted. Pore cement is carbonates with
kaoline included. Reservoir properties improve their value from bottom to top of the play. In the
bottom of the play rocks are unable to contain the oil but in the middle same rocks are the
collectors of sixth grade and in the top of grade 4 and 5. Rock which are not able to contain the
oil located uniformly in the vicinity of the play and mostly are highly carbonated.
В настоящее время основными объектами промышленной нефтеносности в
Сургутском нефтегазоносном районе Западной Сибири являются меловые отложения. Их
изученность настолько высока, что практически не остается шансов на открытие крупных
и средних месторождений нефти и газа. В настоящее время идет поиск аналогичных
объектов в нижележащих отложениях верхней юры. Поиск таких объектов требует
целенаправленного
изучения
келловей-оксфордских
отложений
верхней
юры
в
переходной и континентальной областях седиментации, разработки методических
приемов, позволяющих восстанавливать особенности их геологического строения и
условий формирования, прогнозировать зоны развития песчаных пластов горизонта ЮС1
и выполнять оценку их коллекторских свойств.
В исследованных скважинах (300р. и 296п.) в результате работы проведена
корреляция глинистых и алевролито-песчаных отложений пласта ЮС1 (рис. 1).
Корреляция
осуществлялась
по
комплексу
литологических,
минералого-
петрографических и промыслово-геофизических исследований.
80
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Рис. 1. Корреляционная схема по линии скважин 300р-296п
Основными
реперами,
используемыми
при
корреляции,
являются
слой
глауконитовых песчаников, являющихся подошвой георгиевской свиты и кровля
нижневасюганской подсвиты, а также глинистые слои в толще пласта [3].
По совокупности данных, полученных по керну, и литологической интерпретации
данных промыслово-геофизических исследований породы пласта выделялись как глины,
песчаники, алевролиты и плотные, карбонатные песчаники и алевролиты.
Глинистые слои, в связи с нехваткой кернового материала, выделялись с помощью
литологической интерпретации данных промыслово-геофизических исследований, и
характеризуются положительные аномалии потенциала ПС [1]. Суммарная мощность
глинистых слоёв пласта варьируется от 4,0м. (скв. 296п.) до 5,6м.(скв. 300р.).
Песчаные слой характеризуются преобладанием песчаной фракции в породе, 48,677,3 %, по классификационной диаграмме Теодоровича выделяются как песчаники и
алевролитовые песчаники. Суммарная мощность песчаных слоёв пласта варьируется от
7,1м.(скв.
296п.)
до
8,54м.(скв.
300р.).
Песчаники
мелкозернистые
и
средне-
мелкозернистые.
Песчаные слои характеризуются повышенной пористостью и проницаемостью.
Пористость в песчаных слоях до 18,4 %, проницаемость до 26,18*10 3 мкм 2 . По Ханину
являются коллекторами 4, 5 и 6 класса.
81
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Алевролитовые слои характеризуются преобладанием алевролитовой фракции в
породе, 48,4-86,7 %, по классификационной диаграмме Теодоровича выделяются как
алевролиты и песчаные алевролиты. Суммарная мощность алевролитовых слоёв пласта
варьируется от 2,2м.(скв. 296п.) до 1,95м.(скв. 300р.). По структуре алевролиты
преимущественно мелко-крупнозернистые.
Пористость и проницаемость низкая. Пористость в алевролитовых слоях до 0,8-14,6
%, проницаемость 0,01-0,61*10 3 мкм 2 . По Ханину являются коллекторами 6 класса и
неколлекторами.
Плотные,
карбонатные,
слои
состоят
из
песчаников
и
алевролитов,
но
характеризуются большим содержанием карбонатной составляющей породы, до 52 %. В
связи с чем коллекторские свойства породы ухудшаются. По Ханину являются
неколлекторами. Суммарная мощность плотных, карбонатных, слоёв песчаников и
алевролитов варьируется от 6,81м.(скв. 296п.) до 14,4м.(скв. 300р.).
Рассматривая разрез можно заметить увеличение количества песчаной фракции в
породе от подошвы к кровле пласта. Процентное соотношение песчаной фракции в
породе, снизу вверх, изменяется от 5.3% до 77.3%. По классификационной диаграмме
Теодоровича
порода
изменяется
от
алевролитов
и
песчаных
алевролитов
до
алевролитовых песчаников и песчаников [2]. Пористость и проницаемость, от подошвы к
кровле пласта, тоже увеличивается. Пористость изменяется от 0.8 до 18,4%, а
проницаемость от 0,01 до 26,18*10 3 мкм 2 . Максимум суммарной карбонатности
находится в нижней части пласта - 52% и в верхней части пласта уменьшается до 1.6%.
Коллекторские свойства пласта улучшаются от подошвы к кровле. Если в нижней части
пласта породы в основном являются неколлекторами, то в центральной части они уже
коллекторы 6 класса, а в верхней части коллекторы 4 и 5 класса. Неколлекторы,
отдельными слоями, встречаются во всей толщи пласта и относятся в основном к породам
повышенной суммарной карбонатностью, а именно к плотным, карбонатным песчаникам
и алевролитам. В целом, по пласту, можно выделить интервал, который характеризуется
наиболее
хорошими
коллекторскими
свойствами,
его
мощность
варьирует
от
8,6м.(скв.300р.) до 7,0м.(скв.296п.). Породы в этом интервале являются коллекторами 4 и
5 класса и представлены песчаниками.
Как видно из приведённого выше, мощность пласта уменьшается, по направлению,
от скв. 300р. (2838,5-2868,4м.) на северо-восток к скв.296п.(2858,35-2880м.). Уменьшается
мощность и количество слоёв глин, алевролитов и плотных, карбонатных слоёв
песчаников и алевролитов. Мощность песчаного слоя, который характеризуется наиболее
хорошими коллекторскими свойствами, уменьшается с 8,6м. до 7,0м. Коллекторские же
свойства, в целом, остаются прежними и относятся 4, 5 и 6 классу коллекторов.
82
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Литература:
1. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и
нефтегазонасыщения горных пород. - М.: Недра, 1985.
2. Логвиненко Н.В. Петрография осадочных пород. –М.: Высшая школа, 1984.
3. Шурыгина Б.Н. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Юрская
система. Под ред., Б.Л.Никитенко, В.П.Девятова и др. - Новосибирск: Изд-во СО РАН,
2000.
83
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Определение зон возможного вторичного газо-и водопроявления
методом переходных процессов становлением поля в ближней зоне
на подземных хранилищах газа Северо-Западного региона
Познякова Н.А.
СПГГИ (ТУ), Санкт-Петербург, Россия, natopel@mail.ru
Методом, способным зафиксировать участки вторичного газонакопления как прямого
свидетельства нарушения герметичности ПХГ в условиях наличия многочисленных
искусственных проводников (оборудование скважин, трубы, кабели и др.), является
геофизический метод наземной импульсной индуктивной электроразведки зондированием
становлением электромагнитного поля в ближней зоне (ЗСБ. Высокая
производительность и относительная малозатратность ЗСБ делает возможным
применение этого метода в мониторинговом режиме. Комплексирование ЗСБ с другими
методами
(межскважинной
сейсмотомографией,
электропрофилированием,
микромасштабным вертикальным электрическим зондированием) позволяет уточнять
геологический разрез надпродуктивной толщи, что важно для прогнозирования
возможности формирования зон вторичного газонакопления (ЗВГ), детализировать
полученные результаты и, при благоприятных обстоятельствах, оконтуривать ЗВГ в
пространстве.
The method, capable to fix sites secondary accumulation of gas as direct certificate of
infringement of tightness UDG in the conditions of presence of numerous artificial conductors
(the equipment of chinks, pipes, cables, etc.), is a geophysical method of land pulse inductive
electroinvestigation sounding by formation of an electromagnetic field in a near zone. High
efficiency and relative cheap of method does possible application of this method in a monitoring
mode. Combine it with other methods (bore-well a seismotomography, electroprofiling,
microscale vertical electric sounding) allows to specify a geological cut under productive
thicknesses that is important for forecasting of possibility of formation of zones secondary zones
gas and water accumulation to detail the received results and, under favorable circumstances,
isolate secondary zones gas and water accumulation in space.
МПП ЗСБ может эффективно использоваться для мониторинга за ПХГ с целью
ликвидации газопроявлений и технологическими процессами. При проведении полевых
работ используются установка совмещенных генераторной и приемной петель QQ ,
основной размер которой для обеспечения необходимых детальности и глубинности
составляет 50х50 м.
Для установки QQ на поверхности однородного проводящего немагнитного
полупространства функция отклика имеет вид:
(t )  C ГП 3 / 2 0
5 / 2 5 / 2
t
  0 R02 
 (1),
exp
 4t 
где (t ) - наводимая в измерительной линии ЭДС, C ГП , R0
- параметры,
определяемые геометрией установки, силой и реальными длительностью и формой
зондирующего тока,  - удельная электрическая проводимость (УП) полупространства,
 0 - магнитная постоянная.
Критерием зондирования в ближней зоне является малость аргумента экспоненты:
84
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
0 R02
4t
  0 R02 
  1
 1 , так что exp
t
4


Т.о., для случая ЗСБ полупространства (t )  C ГП  3 / 2  0
5 / 2 5 / 2
t
( 2)
Пионером в применении ЗСБ для контроля герметичности ПХГ является В. А.
Сидоров. И дело отнюдь не только в том, что под его руководством были проведены
первые работы на территории ПХГ – гораздо более существенно, что именно благодаря
его работам была раскрыта высокая разрешающая способность метода. Непосредственно
апробированный В. А. Сидоровым подход, заключающийся в аппроксимации реального
геоэлектрического разреза набором проводящих плоскостей конечных продольных
проводимостей в среде бесконечно высокого электрического сопротивления, как это
отмечено и им самим, ограничивается случаем, когда в разрезе достаточно четко
выделяются слои высоких и низких УС, причем суммарная толщина последних много
меньше характерной толщины первых; для геоэлектрических разрезов ПХГ, которые, как
правило, создаются на базе истощенных газовых месторождений, характерна обратная
картина. Однако по существу его подход основан на следующей модели.
Пусть  (z ) - аппроксимация УС по разрезу. Для условий ЗСБ напряженность H Z
индуцированного магнитного поля будет удовлетворять уравнению [2]
 2 H Z  H Z
H Z
 ( z) 2 

(3)
z
z z
t
При параметризации t  f ( z ), z   (t ),   f 1 (1) перепишется в виде
 ( z)
d 2 H Z d dH Z
dH Z
d


 ( f ( z )) , (4), где  
.
2
dz
dz dz
dz
dt
Поскольку   K
H Z
, где K - коэффициент установки, (2) представляет собой
t
основу для возможности оценки по данным ЗСБ УС  и глубины функции отклика z в
рамках нелинейной регрессионной модели на данные КС с использованием выделяемых
на треках  многослойных разрезов характерных точек, установленных по результатам
модельных расчетов[1,3].
Выделение зон возможного вторичного газонакопления и обводнения. ПХГ, как
правило, создаются на базе истощенных газовых месторождений или водоносных
горизонтов, само образование которых и существование в течение геологического
времени предполагает наличие надежной покрышки, исключающей утечку флюида в
вышележащие горизонты. Каналами поступления газа из рабочего пласта-коллектора в
вышележащие горизонты являются скважины, цементный камень которых (часто
изначально невысокого качества) подвергается циклическим репрессивно-депрессивным
воздействиям, что обусловливает возможность заколонного перетока газа с последующим
85
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
его распространением по пластам-коллекторам надпродуктивной толщи и формированием
зон вторичного скопления газа (ЗВСГ), появление тектонических нарушений в покрышке
пласта-коллектора в виде трещин ввиду циклической работы хранилища; при этом,
вследствие вытеснения газом пластовой воды, могут формироваться также зоны
вторичного обводнения (ЗВО).
Физической основой для выделения ЗВСГ по данным ЗСБ является увеличение УС,
для выделения ЗВО – уменьшение УС по сравнению с «фоновыми».
Для зависимости УС пласта от коэффициента газонасыщения
применяется формула. 1  k Г  n
где
 ВП ,  П
kГ
обычно
 ВП
, (5)
П
- соответственно УС полностью водонасыщенного пласта и
газонасыщенного с коэффициентом k Г пласта, n - коэффициент, определяющийся
свойствами пласта.
Как следует из вышеописанных результатов, на основе мониторинговых измерений
по методу ЗСБ возможно объективное выделение ЗВСГ и ЗВО. При их отсутствии
выделение вероятных зон вторичного скопления газа (ВЗВСГ) и обводнения (ВЗВО)
требует
статистического
анализа
двойных
разностных
параметров
УС
( ДУС ),
рассчитываемых по формуле
ДУС 
где
   min
, (6)
 max   min
 ,  min ,  max - соответственно текущее значение УС, минимальное и
максимальное для соответствующего горизонта[2,3].
На рисунке 1 показано распределение удельного сопротивления по профилям,
выполненным
по
ПХГ.
На
рисунке
показаны
зоны
возможного
вторичного
газонакопления и водонасыщенности. На основе этих данных строится карта
распределения газонасыщенности и водонасыщенности по площади. На рисунке 2 показан
пример карты, построенной по данным, полученным при исследовании Невского
хранилища газа.
86
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Рис.1. Распределение аномалий метода МПП ЗСБ вдоль профилей Невского ПХГ.
1 – интервалы возможного обводнения, 2 – интервалы возможного газопроявления,
3 – отношение УС контрольных измерений к основным
Рис.2. Зоны возможного газонакопления и обводнения на глубине 200 м
Литература:
1. Инструкция по электроразведке. Л.: Недра, 1984. 352 с.
2. Электроразведка: Справочник геофизика. М.: Недра, 1979. 518 с.
3. Сидоров В. А. Импульсная индуктивная электроразведка. М.: Недра, 1985. 192 с.
87
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Седиментационная модель ачимовских отложений
на примере северо-востока полуострова Ямал
Попова Н.В.
МГУ имени М.В. Ломоносова, Москва, Natt.Popova@gmail.com
Эта работа о применении основ секвентной стратиграфии для определения условий
осадконакопления на северо-востоке полуострова Ямал, а так же о происхождении
ачимовских песчаных тел посредством отложения главным образом из зернистых
потоков.
The work describes definition of forming conditions using sequence stratigraphy method, NorthEast Jamal peninsula, and also about that sandy bodies have mostly debris flows origin.
В современное время в Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейне большинство
залежей,
приуроченных
разрабатываются.
к
антиклинальным
Соответственно,
актуальным
ловушкам,
стал
разведаны
вопрос
и
поиска
активно
сложных,
литологически экранированных ловушек. Примером ловушек такого типа являются
песчаные линзы, развитые в составе ачимовской толщи. С ними на сегодняшний день
связано свыше трети начальных суммарных ресурсов УВ сырья в рассматриваемом
регионе.
Данная работа базировалась на результатах комплексной интерпретации скважинной
информации (керн, данные геофизических исследований скважин) и материалов
сейсморазведочных
работ
с
использованием
теоретических
основ
стратиграфии
секвенций.
Четыре основных процесса отвечают за транспортировку обломочного материала от
прибрежных зон в область глубоководья: оползание блоков, оползни, зернистые потоки и
турбидитовые течения [3]. Литолого-петрографическое изучение каменного материала
позволило с достаточной уверенностью утверждать, что ачимовские песчаные тела
представляют собой образования, главным образом, зернистых потоков.
Текстурный и структурный анализы кернового материала позволили выделить в
неокомской части разреза несколько литогенетических типов отложений: 1 - массивные и
«бесструктурные» мелкозернистые песчаники с «плавающими» глинистыми обломками; 2
- конволютные в различной степени глинистые мелкозернистые песчаники, иногда с
песчаными и глинистыми инъекциями; 3 – тонкогоризонтально- и волнистослоистые
алевро-пелитовые мелкозернистые песчаники; 4 – алевролиты и аргиллиты с нормальной
градационной слоистостью; 5 – тонкослойчатые темноокрашенные тонкоотмученные
битуминозные аргиллиты. Два первых из них отвечают различным частям обломочного
потока; третий - зернистому потоку, переработанному придонными течениями; четвертый
– глинистому турбидитовому потоку; а пятый – глинам глубоководных обстановок
осадконакопления, условно названным гемипелагическими.
88
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
В результате комплексной интерпретации геолого-геофизической информации в
разрезе неокомских отложений северо-востока полуострова Ямал было выделено
несколько секвенций IV-V порядка, продолжительностью около 3-4 млн. лет, состоящих
из системных трактов, каждый из которых отвечает определенному положению или фазе
движения относительного уровня моря (ОУМ), отвечающих: тракт падения ОУМ (FSST),
низкого стояния ОУМ (LST), трансгрессивного системного тракта (TST) и тракта
высокого стояния уровня моря (HST) [4].
Накопление песков в глубоководной впадине происходило в моменты падений ОУМ
(FSST и LST) , когда на большей части шельфа осадконакопление не осуществлялось, или
осуществлялось
в
незначительном
объеме
в
условиях
крайне
мелководных
супралиторальных и/или лагунных зон. Низкое положение базиса эрозии способствовало
образованию каналов и проток, по которым обломочный материал транзитом проносится
в глубоководную впадину, формируя различные по размерам и конфигурации конусы
выноса. Во время TST и HST происходило накопление глинистых осадков поверх
песчаных
линз.
Эта
последовательность,
неоднократно
повторяясь,
привела
к
формированию природных резервуаров ачимовской толщи, состоящих из песчаных
коллекторов и глинистых экранов [1,2].
В зависимости от количества подводящих каналов и от размера зернистости
приносимого материала выделяется 9 различных систем, ответственных за образование
конусов выноса [5]. На основании результатов литолого-петрографического изучения
керна скважин и особенностей пространственного распространения песчаных и алевропелитовых осадков было высказано предположение о том, что система, отвечающая за
образования песчаных тел на изучаемой территории является переходным типом от
преимущественно-глинистой до преимущественно-песчанистой и количество подводящих
каналов в большинстве случаев составляли от одного до 5.
Процесс формирования изучаемого осадочного комплекса был смоделирован в
программном комплексе Dionisos, что подтвердило пространственное распределение
песчаных тел (рис. 1).
89
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Рис. 1. Особенности строения конусов выноса одного из участков северо-востока п-ва Ямал.
Литература:
1. Прогнозирование структуры и свойств природных резервуаров на основе
комплексной интерпретации сейсмических и скважинных геолого-геофизических данных
/А.А.Жуков, В.А.Жемчугова, К.А.Эпов // «Технологии сейсморазведки».-2006.-№1. С.6978.
2. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи /Нежданов A.A. , Пономарев
В.A., Туренков Н.A., Горбунов С.A.// Издательство Академии горных наук, 2000
3. Deep-water processes and facies models: Implications for sandstone petroleum
reservoirs / Shanmugam G // Elsevier, 2006
4. Principles of Sequence Stratigraphy / Catuneanu O. // Elsevier, 2006,
5. Turbidity systems in Deep-Water Basin Margins classified by grain size and feeder
system / Reading H.G., Richards M.// AAPG Bulletin, V.78, No 5 (May 1994), p. 792-822
90
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Литология и петрофизика продуктивных отложений тасеевской серии
Иркинеево-Чадобецкого палеорифта юга Сибирской платформы
Пошибаев В.В.
РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, Россия, poshibaev@mail.ru
В работе представлены результаты литологических и петрофизических исследований
керна верхнерифейских продуктивных отложений тасеевской серии из новых скважин,
пробуренных в различных структурных зонах Иркинеево-Чадобецкого палеорифта
(южная часть Сибирской платформы). Установлено влияние седиментационных и
постседиментационных факторов на их коллекторские свойства, выявлены условия
образования отложений. Установлена роль многочисленных субвертикальных трещин в
строении природного резервуара.
The results of lithology and petrophisycal studies of the core data from the new wells of the
Irkineevo-Chadobetskiy paleorift (south of the Siberian craton) are given. The paper highlights
taseevskaya layer productive deposits. Dependence of reservoir properties from sedimentary and
postsedimentary factors was revealed. Consequently the assumption about fluvial, lakes and
perhaps fluvioglacial genesis was proved. Petrophisycal and lithology analysis presents
influence of numerous sloping fractures on the reservoir properties.
Основные месторождения нефти и газа, открытые на территории юга Сибирской
платформы, приурочены к различным стратиграфическим уровням рифея, венда и
кембрия. Увеличение ресурсной базы углеводородов возможно за счет освоения
слабоизученных, но обладающих уже доказанными высокими перспективами отложений
позднего рифея [5, 7]. Эти отложения относительно хорошо изучены лишь в пределах
локальных участков Юрубчено-Тохомской зоны Байкитской антеклизы. На остальной
территории юга Сибирской платформы они остаются крайне слабо и неравномерно
изученными. В настоящее время в пределах Иркинеево-Чадобецкого палеорифта (зоны
Ангарских складок) юга Сибирской платформы выявлены промышленные притоки УВ в
терригенных
отложениях
тасеевской
серии
верхнего
рифея
и
открыты
такие
месторождения как Абаканское, Берямбинское, Агалеевское и другие. Исследуемые
отложения были в свое время детально изучены по обнажениям рек Ангары и Тасеевой
А.А. Предтеченским, М.А. Семихатовым, В.В. Хоментовским, Ю.К. Советовым, А.И.
Анатольевой и др. [6, 8] .
В работе проведены литологические исследования кернового материала из пяти
новых скважин, пробуренных в различных структурных зонах Иркинеево-Чадобецкого
палеорифта.
Петрофизические
исследования
пород-коллекторов
тасеевской
серии
проводились по материалам керна скважины, пробуренной в пределах южного борта
Иркинеево-Чадобецкого палеорифта. Целью исследований явилось выявление условий
образования, характеристики пустотного пространства и закономерностей распределения
продуктивных отложений тасеевской серии в разрезе осадочного чехла.
91
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Исследуемые
отложения
были
образованы
после
проявления
байкальской
тектонической активизации, в результате которой платформенные блоки и прилегающие к
ним
территории
испытали
резкий
подъем.
При
этом
осадконакопление
сконцентрировалось в зонах надрифтовых депрессий, в узких заливообразных бассейнах,
где накапливались мощные молассовые толщи байкальского комплекса. Тасеевские
молассы были распространены в зонах сопряжения складчатой области и древнего края
Сибирской платформы, где они заполняли широкие вытянутые окраинные депрессии.
Основными источниками сноса обломочного материала служили Касская, Канская и
Байкитская система островов.
В пределах бассейна, сформированного Иркинеево-Чадобецкой рифтовой системой,
мощности отложений тасеевской серии меняются от 50-100 м до 700-800 м в ее
центральной части. Отложения тасеевской серии трассируют границы рифтогенного
осадочного бассейна, который существовал здесь в раннерифейское время.
В исследуемых скважинах отложения тасеевской серии несогласно залегают на
подстилающих карбонатных и глинисто-карбонатных отложениях верхнего рифея [2], а
перекрываются отложениями песчаников ванаварской свиты нижнего венда.
Разрез тасеевской серии представлен чередованием красноцветных и пестроцветных
гравелитистых, песчанистых и глинистых терригенных разностей [3,4]. Мелкообломочные
гравелиты и песчаники по составу полимиктовые. Преобладают зерна кварца,
значительную долю составляют обломки калиевых полевых шпатов. Кроме того,
отмечаются обломки глинистых сланцев, кварцитов, магматических пород, чешуйки
мусковита. По минеральному составу и типу цемент - пленочный железистый, поровый
глинистый, реже сульфатно-карбонатный. Кроме того часто отмечается регенерационный
цемент.
Красноцветные
и
пестроцветные
отложения
тасеевской
серии
отличаются
разнообразными текстурными особенностями. В них более или мене выражена
слоистость, как горизонтальная тонкослоистая, так и грубая косослоистая. В более
тонкозернистых разностях отмечаются текстуры оползания, взмучивания, взлома слойков.
По поверхности напластования часто отмечаются следы струй донного течения [1].
Текстурные особенности и структурные характеристики свидетельствуют о том, что
эти отложения, вероятно, образовались в условиях временных потоков, озер, и, возможно,
озерно-ледниковых условиях [4].
Разрез отложений имеет характерное циклическое строение. Циклиты имеют
трансгрессивное строение, с уменьшением зернистости вверх по разрезу. В основании
циклитов
отмечаются
наиболее
грубозернистые
разности,
косослоистые
и
линзовиднослоистые гравелиты с многочисленными интракластами аргиллитов (рис. 1). В
92
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
средней части циклита – косослоистые и горизонтально-слоистые песчаники, в верней
части – тонкогоризонтально-слоистые аргиллиты.
Рис. 1. Принципиальная схема строения цикла отложений тасеевской серии (алешинская свита)
Породы-коллекторы
приурочены
к
основаниям
циклитов
и
связаны
с
мелкообломочными гравелитами и крупнозернистыми песчаниками. Мощность песчаных
прослоев колеблется от 0,1-0,3 м до 8-10 м. Мощность разделяющих их глинистых
прослоев изменяется от 0,2-0,3 м до 20-25 м. В песчаниках пустотное пространство
93
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
связано с межзерновой пористостью. Увеличение пористости в незначительной степени
обусловлено вторичными процессами, особенно выщелачиванием обломков калиевых
полевых
шпатов.
Уменьшение
пустотного
пространства
также
связано
с
постседиментационными преобразованиями: регенерацией зерен кварца и калиевых
полевых шпатов, инкорпорацией, образованием конформных контактов, сульфатизацией,
образованием вторичного карбонатного цемента.
Кроме того, в отложениях тасеевской серии интенсивно развита трещиноватость. В
исследуемом керновом материале были отмечены многочисленные зоны дробления и
взаимопересекающиеся трещины, часто субвертикальные. Трещины, как правило,
раскрытые, либо частично минерализованные. Отмечаются многочисленные зеркала
скольжения. Системы трещин в отложениях тасеевской серии соединяют между собой
тонкие прослои поровых коллекторов, создавая тем самым сложную фильтрационную
систему. На наличие трещинных коллекторов в разрезах исследуемых скважин указывает
также поглощение промывочной жидкости в процессе бурения.
Граничное значение пористости для гранулярных газонасыщенных коллекторов
тасеевской серии было определено по сопоставлениям коэффициентов остаточной
водонасыщенности (Кво) по данным капилляриметрии с коэффициентами проницаемости
(Кпр) и пористости (Кп). Принимая для коллекторов тасеевской серии Квогр =86%, по
сопоставлениям Кво =f (Кпр) и Кво =f (Кп) были определены граничные значения
проницаемости Кпргр=0.03710-3мкм2 и пористости Кпгр =6%, которые в дальнейшем были
использованы для выделения поровых или межзерновых коллекторов (рис. 2).
Характерно, что на указанных сопоставлениях были выделены две ветви: одна с низкой
водонасыщенностью,
вторая
–
с
высокой
водонасыщенностью,
свойственной
тонкопоровым коллекторам.
Величины
коэффициентов
газонасыщения
(Кг)
определялись
по
удельным
электрическим сопротивлениям пласта с использованием зависимостей Рп=f(Кп) и Рн=
f(Кв). Величины Кг для поровых коллекторов изменяются от 0.44 до 0.834 при средней
величине 0.618.
Таким образом, можно сделать следующие основные выводы:
1) Терригенные отложения тасеевской серии, сформировавшиеся в пределах
Иркинеево-Чадобецкого
палеорифта,
являются
перспективным
объектом
в
нефтегазоносном отношении.
2) Исследуемые отложения сформировались в условиях временных потоков,
озерных условиях, возможно, озерно-ледниковых.
94
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
3) Отложения тасеевской серии имеют характерное трансгрессивное циклическое
строение. Породы-коллекторы приурочены к основаниям седиментационных циклов и
связаны с мелкообломочными гравелитами и песчаниками.
Рис. 2. Сопоставление коэффициентов проницаемости с коэффициентами пористости для пород тасеевской
серии (алешинская свита) с учетом разделения по литологии
В среднем значения коэффициэнта пористости составляют 8-10%, достигая 18-22%
(рис. 3); проницаемости в среднем - 0,08-0,09 мДа, достигая 1,2 мД.
Рис. 3. Распределение среднего значения коэффициэнта пористости по литотипам: 1) Гравелит
мелкообломочный железистый; 2) Песчаник среднезернистый гравелитистый железистый; 3) Песчаник
разнозернистый железистый; 4) Песчаник среднезернистый железистый; 5) Песчаник
мелкосреднезернистый железистый; 6) Песчаник мелкозернистый железистый; 7) Песчаник мелкозернистый
алевритистый железистый; 8) Алевролит железистый
95
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
4) Система многочисленных вертикальных трещин соединяет между собой тонкие
прослои поровых коллекторов, создавая тем самым сложную фильтрационно-емкостную
систему.
Литература:
1. Анатольева А.И. Домезозойские красноцветные формации. – Новосибирск: Издательство
«Наука», 1972. – 348 с.
2. Гутина О.В. Комплексное обоснование стратиграфической схемы рифейских отложений
юго-западной части Сибирской платформы (Байкитская, Катангская НГО, Енисейский кряж, Чадобецкое поднятие) / ОАО «Енисейгеофизика». – Новосибирск: Издательство СО РАН, 2007. –
180 с.
3. Мельников Н.В., Якшин М.С., Шишкин Б.Б. и др. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Рифей и венд Сибирской платформы и ее складчатого обрамления. – Новосибирск:
Академическое издательство «Гео», 2005. – 428 с.
4. Осадочные бассейны: методика изучения, строение и эволюция (Под ред. Леонова Ю.Г.,
Воложа Ю.А)//Тр.ГИН РАН.вып.543. М.:Научный мир.- 2004г.-с.164-212.
5. Постникова О.В. Литолого-формационная модель рифей- вендских отложений Иркинеево-Чадобецкой рифтовой зоны//Разведка и охрана недр.- 2005.-№12.-С.71-73.
6. Советов Ю.К. Верхнедокембрийские песчаники юго-запада Сибирской платформы // Тр.
ИГиГ СО АН СССР, в.298.- 1977.-295 с.
7. Тихомирова Г.И., Соловьева Л.В. Литологические ловушки в молассах тасеевской серии –
дополнительный объект поиска углеводородного сырья на западе Сибирской платформы. Тезисы
докл. конф.: «Современные проблемы нефтегазоносности Восточной Сибири», Москва, 2006,
с.50-51.
8. Хоментовский В.В., Шенфиль В.Ю., Якшин М.С., Бутаков Е.П. Опорные разрезы отложений верхнего докембрия и кембрия Сибирской платформы. // М.: Наука.- 1972. - 356 с.
96
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Опыт применения пиролиза по методу Rock-Eval
Прядихина А.С.
ПГУ, Пермь, Россия, annpryadik@mail.ru
В данной статье была рассмотрена возможность применения пиролиза по методу RockEval для моделирования генерации и миграции углеводородов. Данный метод позволяет
получить информацию о нефтенасыщенности пород, нефтяном потенциале пород, типе
органического вещества, его количестве и стадии катагенеза.
This article has considered the possibility of pyrolysis of Rock-Eval method to simulate the
generation and migration of hydrocarbons. This method allows us to obtain information about
the saturation of
rocks, the
oil potential
of
the species, type
of organic
matter,
quantity and stage catagenesis.
Пиролитический способ исследования органических компонентов породы методом
Rock-Eval представляет собой экспрессный метод получения необходимой при поисках
нефти информации о нефтенасыщенности пород, нефтяном потенциале пород, типе
органического вещества, его количестве и стадии катагенеза.
Особые перспективы метода связаны с массовым применением его в пределах
осадочных бассейнов. При этом удается выявить не только отдельные нефтематеринские
отложения, но и продуктивные горизонты [1].
Основной проблемой для разработки некоторых коллекторов является наличие
вертикальных барьеров проницаемости, создаваемых отложениями битумов. Эти битумы
состоят из компонентов тяжелых нефтей (асфальтенов), отложившихся под воздействием
физико-химических факторов, которые все еще остаются неясными (изменение давления,
эффект уровня воды, глинистые минералы и др.).
Эти отложения могут быть причиной содержания воды в продуктивных горизонтах.
Вертикальное местоположение уровней таких битумов и их латеральное простирание по
коллектору – очень важно при извлечении захваченных в ловушки УВ. Данные битумы
обычно растворяются в органических растворителях (хлороформ). Полученный экстракт
затем разделяют на крупные группы УВ компонентов (УВ, смолы, асфальтены), которые
помогают определить количество битума, имеющегося в породе коллектора.
Стандартные методы извлечения обычно трудоемки и дороги. Гораздо быстрее
обнаружить компоненты УВ, извлеченные методом "Ятроскен" (извлечение вещества
посредством отложения его растворителем на алюминиевых электродах и обнаружение
методом пламенной ионизации). Однако для этого требуется несколько операций.
Поэтому было сделана попытка создания более быстрого метода (ситового), основанного
на использовании пиролиза Rock-Eval.
Пиролизный анализ на Rock-Eval в умеренных условиях температур (пологая часть
изотермы 180°С в течение 15 мин с последующим медленным поднятием температуры
97
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
при скорости 10°С/мин или менее до 600°С) обеспечивает проведение количественного
анализа по всем компонентам УВ (нефть и битум), содержащимся в породе-коллекторе. В
таких условиях нагрева насыщенная порода-коллектор, содержащая битум, в момент
пиролиза дает S1 пик (обозначенный как S1r) и сдвоенный S2 пик (первый обозначен S2a,
второй – S2b), показанный ниже (рис. 1). Пики S1r и S2a соответствуют термическому
испарению УВ ниже, чем С40 данного образца коллектора, в то время как S2b пик в
основном соответствует крекингу смол и асфальтенов (компоненты битумов) пиролизом.
Разумеется, что порода-коллектор, не содержащая битума, будет характеризоваться
низкими пиками S1r и S2a.
Рис. 1 Принцип метода (пиролиз насыщенной породы-коллектора)
Из рисунка 1 видно, что пиролиз тяжелых компонентов (в основном асфальтенов)
всегда сопровождается образованием кокса. Его сжигают во 2-й печи окисления RockEval, а производные СO2 (S4) используют для определения процента остаточного
органического углерода в образце, остающегося после пиролиза.
Оценка материнской породы, моделирование временных рамок, генерации и
эмиграции нефти и газа, локализация и количественное обоснование отложений битумов в
коллекторе – все это важно при проведении разведки на нефть. Оценка нефтеносности в
осадочном бассейне обычно улучшается при использовании комплексного прибора
рабочей станции, обеспечивающей применение стандартной техники (Rock-Eval),
интерпретацию их результатов, а также моделирование генерации и эмиграции УВ.
Определение кинетических параметров ОВ и количества битумов в коллекторах возможно
посредством пиролиза Rock-Eval на модифицированном инструменте [2].
98
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Литература:
1. Сайт ОАО "КамНИИКИГС". Лаборатория научного сопровождения сверхглубокого и параметрического бурения. URL:http://kamniikigs.ru/content_view_1.html (дата обращения 8.12.2010).
2. Сайт Библиотеки Дамирджана - Геология нефти и газа №1_1994. Оценка нефтеносности с помощью прибора Rock-Eval с компьютером. URL: http://www.geolib.ru/OilGasGeo/1994/01/Stat/stat07.html (дата обращения 10.12.2010).
99
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Сейсмогеологическая характеристика, история формирования
и геологическая модель Ванкорского газонефтяного месторождения
Скузоватова Д.В.
ИНГГ СО РАН, Новосибирск, Россия, clay@ngs.ru
Настоящая работа посвящена сейсмогеологической характеристике, анализу истории
тектонического развития и построению геологической модели Ванкорского
газонефтяного месторождения на базе комплексной интерпретации данных 3-D
сейсморазведки, ГИС и глубокого бурения.
В результате проведенных исследований выявлены особенности структурнотектонического строения района и осуществлен анализ истории формирования
Ванкорской структуры, проинтерпретирован каротаж и построены корреляционные
схемы продуктивных пластов неокомских и аптских отложений, проанализированы
геолого-геофизические материалы и разработаны критерии оценки качества
коллекторов
основных
продуктивных
пластов
Ванкорского
газонефтяного
месторождения, определены эффективные толщины песчаных пластов Нх-I, Нх-III-IV,
Як-I, Як-II, Як-III и Як-IV-VII и построены модели залежей этих продуктивных.
Based on the integrated seismic, well logging and deep drilling data, the present work deals with
seismogeological characteristics, analysis of tectonic history and constructing of subsurface
geological model of Vankorskoye gas-and-oil field.
As a result of investigations the analysis of Vankorskaya structure forming history was realized,
well-logging was interpreted and correlation charts for productive beds of neocomian and
aptian sections were created, the criteria for evaluating the collector’s quality for the main
productive beds of Vankorskoye gas-and-oil field were elaborated, the effective thicknesses of
Nh-I, Nh-III-IV, Yak-I, Yak-II, Yak-III and Yak-III-IV sands were determined and geological
models of gas and oil pools of these sands were constructed.
Настоящая работа посвящена построению сейсмогеологической модели Ванкорского
газонефтяного месторождения на базе данных 3-D сейсморазведки, ГИС и глубокого
бурения. В качестве фактического материала в работе были использованы данные по 13
скважинам, объем поискового и разведочного бурения составляет 16350 м, объем 3-D
сейсмики- 170 км2.
Цель исследований: осуществление анализа истории тектонического развития
исследуемой территории, оценка качества коллекторов основных продуктивных пластов
Ванкорского газонефтяного месторождения и построение моделей залежей этих пластов.
В административном плане район исследований расположен на территории
Таймырского АО и Туруханского района Красноярского края Российской Федерации, в
тектоническом отношении - охватывает восточную часть Большехетской мегасинеклизы,
а также южную часть Долгонской мезомоноклинали и северную часть Тогульского
мезомыса. С точки зрения нефтегазогеологического районирования, район исследований
находится в северо-восточной части Пур-Тазовской НГО, в пределах Сузунского НГР.
В пределах исследуемой территории верхнеюрский и келловейский комплекс пород
представлен отложениями точинской, сиговской и яновстанской свит [5], меловой
100
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
комплекс – отложениями нижнехетской, суходудинской, малохетской, яковлевской,
долганской, дорожковской, насоновской, салпадаяхинской и танамской свит [4].
Ванкорское уникальное (по запасам), многозалежное газонефтяное месторождение
открыто в 1988 г.
В мезозойском разрезе Ванкорского месторождения открыто семь залежей нефти и
газа.
В пласте Дл-I-III долганской свиты (сеномана) выявлена пластово-сводовая, газовая
залежь.
Ниже, в пласте Як-I яковлевской свиты (альб) в пределах северного купола открыта
пластово-сводовая, газовая залежь с элементами литологического экранирования.
В следующем пласте Як-II той же свиты, выявлена пластово-сводовая, газонефтяная
залежь с элементами литологического экранирования.
Залежь пластов Як-III-VII массивно-сводовая, газонефтяная.
В пределах северного купола месторождения открыта массивно-сводовая, нефтяная
залежь в пласте Сд-IX суходудинской свиты (валанжин).
Залежь пласта Нх-I нижнехетской свиты (берриас) нефтяная, пластово-сводовая с
элементами литологического экранирования.
В следующих пластах Нх-III-IV выявлена газонефтяная, пластово-сводовая залежь (данные Ершова С.В., 2006 г).
Основой для построения детальной модели Ванкорского месторождения послужили
данные 3-D сейсморазведки и глубокого бурения по 13 скважинам.
В процессе исследований в интерпретационном пакете W-Seis с учетом основных
принципов сейсмостратиграфии [3] была осуществлена корреляция следующих отражающих горизонтов.
По данным Корсунова И.В., Стополянской Л.Б. (2004 г.) отражающий горизонт Iа0,
соответствует кровле дорожковской свиты. Это узкий отрицательный экстремум средней
интенсивности, который формируется на акустической границе между глинами
дорожковской
свиты
и
более
высокоскоростными
песчано-алевритовыми
перекрывающими отложениями.
Отражающий
горизонт
Iа,
приуроченный
к
кровле
долганской
свиты,
соответствует крайне изменчивому, одно-, двухфазному положительному экстремуму,
который образуется за счёт незначительного отличия акустических свойств глин
дорожковской свиты и тонких, часто заглинизированных и невыдержанных по
простиранию песчаников в верхней части долганской свиты
Этот уровень является границей между двумя сейсмокомплексами, первый из
которых характеризуется протяженными субпараллельными осями синфазности и
101
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
представляет турон-палеогеновые морские отложения, а второй – яркими, но
прерывистыми,
динамически
изменчивыми
отражениями,
соответствующими
газонасыщенным прибрежноморским и субаэральльным отложениям верхней части
долганской свиты.
Отражающий горизонт Iб3, приуроченный к кровле продуктивной пачки песчаных
пластов
Як-III-VII
нижнеяковлевской
подсвиты,
в
сводовой
части
структуры
соответствует ярко выраженному отрицательному экстремуму, образующемуся на
акустической
границе
между
глинистыми
отложениями
верхов
подсвиты
и
газонасыщенными песчаными пластами.
Отражающий горизонт Iд соответствует выдержанному пласту тонкоотмученных
аргиллитоподобных глин (покрышка пласта Нх-1), залегающему в кровельной части
нижнехетской свиты. В волновом поле выражен узким, динамически выдержанным по
площади, отрицательным экстремумом.
Отражающий горизонт IIа является опорным и отвечает отложениям нижней,
наиболее глинистой, части яновстанской свиты, сложенной преимущественно глинами и
аргиллитами, формировавшейся в эпоху максимальной трансгрессии моря [5].
По результатам интерпретации геолого-геофизических материалов в рамках
настоящей
работы
осуществлено
построение
набора
структурных
карт
по
вышеперечисленным отражающим горизонтам, а также структурных карт по кровлям
основных продуктивных пластов Ванкорского газонефтяного месторождения и карт
изопахит сейсмогеологических комплексов.
Анализ
полученных
карт
изопахит
меловых
отложений
и
регионального
сейсмического профиля № 31 (рис.1) показал, что структуры, выделяющиеся в
современном рельефе исследуемой территории, формировались в ранневаланжин-аптское
время и наиболее интенсивно на позднетурон-неогеновом этапе развития, который стал
определяющим
для
формирования
современного
тектонического
строения
рассматриваемого района. Большое количество разрывных нарушений, выделяющихся на
временном разрезе, сечет весь мезозойско-кайнозойский разрез, что говорит о молодом
кайнозойском возрасте этих разломов и о том, что они, скорее всего, могли служить
каналами для миграции углеводородов из нижележащих отложений в вышележащие.
На основании данных проинтерпретированного каротажа [1, 2] по 13 скважинам
Ванкорской и Северо-Ванкорской площадей были построены корреляционные схемы
продуктивных пластов неокомских отложений (для пласта Нх-I и для пластов Нх-III-IV/
верхний берриас-нижний валанжин) и аптских отложений (пласты Як-III-VII).
102
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Рис. 1. Временной разрез по региональному сейсмическому профилю № 31.
1- основные отражающие горизонты, 2 – разрывные нарушения
На корреляционной схеме для пласта Нх-I скважины выровнены по кровле пласта
Нх-I и расположены по мере ухудшения качества коллектора пласта Нх-I . Характер
изменения толщин пласта Нх-I свидетельствует о том, что на момент его формирования
источник сноса находился в северо-восточной части территории.
Анализ корреляционной схемы для пластов Нх-III-IV показал, что на момент
формирования песчаных пластов Нх-III-IV источник сноса находился в юго-восточной
части территории, и снос материала происходил в северо-западном направлении.
Анализ корреляционной схемы аптских отложений показал, что группа пластов ЯкIV-VII хорошо выдержана по толщине в пределах всей исследуемой территории.
На заключительном этапе исследований на базе комплексной интерпретации
геолого-геофизических материалов, включающих результаты структурных построений,
карты качества коллекторов и результаты испытаний, выполненных в скважинах, были
построены
модели
залежей
углеводородов
в
основных
продуктивных
пластах
Ванкорского газонефтяного месторождения.
Залежь пласта Нх-I нижнехетской свиты является нефтяной, пластово-сводовой с
элементами литологического экранирования. Она контролируется литологическим
экраном в северо-восточной части месторождения. Эффективные толщины пласта Нх-I
103
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
увеличиваются по мере удаления от источника сноса, находившегося на момент
формирования пласта в северо-восточной части территории.
Залежь пластов Нх-III-IV является газо-нефтяной, пластово-сводовой. Эффективные
толщины пластов Нх-III-IV в пределах месторождения изменяются от 35 м в центральной
части Ванкорской структуры до 55 м на ее бортах.
Залежь пластов Як-IV-VII – нефтяная, массивно-сводовая.
Прогнозируемая залежь пласта Як-III – пластово-сводовая с элементами
литологического экранирования. Зона литологического замещения пласта-коллектора
развита в пределах восточной части месторождения. Наибольшие значения эффективных
толщин пласта Як-III наблюдаются на западном борту Ванкорской структуры.
Литература:
1. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов
скважин. – М.: «Гостоптехиздат», 1962. – 547 с
2. Итенберг С.С. Методика изучения нефтегазоносных толщ по комплексу
промыслово-геофизических и геологических исследований.- М.: «Недра», 1987- 279 с.
3 Конторович В.А., Беляев С.Ю., Конторович А.Э. и др. Тектоническое строение и
история тектонического развития Западно-Сибирской геосинеклизы в мезозое и кайнозое
//Геология и геофизика, 2001, т.42, № 11-12, - С. 1832-1845.
4. Стратиграфический словарь мезозойских и кайнозойских отложений ЗападноСибирской низменности. // Под ред. Н.Н. Ростовцева. Л.: Недра, 1978. - 158с.
5. Шурыгин Б.Н., Никитенко Б.Л., Девятов В.П. и др. Стратиграфия
нефтегазоносных бассейнов Сибири. Юрская система. - Новосибирск: Издательство СО
РАН филиал «ГЕО», 2000.
104
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Закономерности строения осадочного чехла Гыданского НГО и нефтегазоносность
Слинкин А.В.
ТГНГУ, Тюмень, Россия, SlinkinAV@gmail.ru
Рассмотрены закономерности строения осадочного чехла Гыданского НГО сложенной
отложениями Pz, T, J, K и Р отложениями. Показаны характерные изменения покрышек
и коллекторов основных нефтегазоносных комплексов. Строение разреза
иллюстрируется четырьмя региональными профилями подтверждающие установленные
закономерности. Приведён фрагмент схемы корреляции аптских отложений. Показаны
направления изменения перспектив поисков углеводородного сырья.
Studied is the structural pattern of the Gydan petroleum zone sedimentary cover composed of Pz,
T, J. K and P deposits. The peculiarities of the major pool caps and reservoirs are described.
Four regional profiles justify the identified pattern of the subsurface structure. A partial
correlation diagram of the aptian deposits is shown. The perspectives of the hydrocarbon
exploration are identified.
Гыданская
НГО
расположена
в
арктической
части
Западно-Сибирской
нефтегазоносной провинции на полуострове Гыдан, где мерзлота составляет около 500
метров. Она ограничена – Обской и Тазовской губами, с юго-востока – Мессояхской
грядой, восточная граница НГО совпадает с административной границей Красноярского
края.
Всего на территории Гыданской области пробурено 151 скв. (на 01.01.2009 г.)
Территорию пересекают 9 широтных региональных профилей и 2 меридиональных
(рис.1).
На
территории
открыто
10
газовых
и
газоконденсатных
и
два
нефтегазоконденсатных месторождения. На Гыданском полуострове включены в
Федеральный резервный фонд (ФРФ) 7 стратегических объектов РФ: Антипаютинское
газовое, Геофизическое нефтегазоконденсатное, Гыданское газовое, Минховское газовое,
Солетское-Ханавейское
газоконденсатное,
Тота-Яхинское
газовое
и
Утреннее
нефтегазоконденсатное месторождения.
Осадочный чехол на территории Гыдана сложен палеогеном, мелом, юрой, триасом,
палеозоем. Выделяется 3 структурных этажа: 1-карбонатно-терригенный Pz, 2терригенно-вулканогенный в основном осадочный - Триас и 3-юрско-меловой и
палеогеновый перекрытый Q. Фундамент преимущественно байкальского возраста
гетерогенный, по направлению к Таймыру и к Ямалу появляются герциниты, салаириды и
каледониты.
Pz предполагается толщиной до 8-10 км, разрез предположительно терригеннокарбонатный с рифовыми фациями в девоне и угленосно-терригенными фациями - в
карбоне. На рис. 2 палеозой , в своде Утреннего поднятия размыт на глубине около 6 км
(рис.2).
105
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
В Рz нефтематеринскими породами будут С2-Р, а в D предполагается развития
битуминозных доманикитов-аналогов баженовской свиты. В Pz открыты месторождения:
угля - на восточном обрамлении, к северо-востоку и к Таймыру, газа, газоконденсата на
полуострове Ямал (месторождение Новый Порт).
Триас комплекс выклинивается на запад и практически отсутствует на Ямальском
полуострове (рис.3) . Залегает на глубине до 5-7 км. По направлению на юго-восток триас
вскрыт на Тундровой площади, толщиной до 2 км, сложен терригенными и
вулканогенными породами, вскрыт на восточном обрамлении Норильского района и
южнее Гыданской НГО СГ-7 и на Енъ-Яхинской площади .
Мощность юрских отложений на территории Гыдана 2,5-3 км J1 - уменьшается по
направлению к Таймыру, Юго-Западной части Ямальского полуострова (рис. 4), а
увеличивается к югу от Гыданского полуострова до 1300-1500 км. В районе
Большехетской мегасинеклизы (рис.4) разрезе J1 выделяются 3 глинистые толщи,
являющиеся хорошими покрышками, которые экранируют проницаемые свиты: зимняя,
шараповская, надояхская. Покрышками являются: левинская, китербютская и лайдинская.
Толщины покрышки и состав меняются в тех же направлениях, что и вся нижняя юра.
Глубина залегания до 5 км. Характерным является фациальный состав нижней юры, она
сложена морскими фациями и переслаиванием песчаников и глин.
106
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Разрез средне- юрских отложений разделён на 2 проницаемых комплекса
(малышевский и вымский) залежи открыты на Гыдане (Геофизическое месторождение) и
на Ямале (Новый Порт, Бованенковское, Малоямальское месторождения). На ряде
месторождений Ямала продуктивны пласты Ю2-4, в малышевской свите толщиной до 300
метров, вымская свита также продуктивна на Ямале и оценивается как перспективный
объект. J1 вскрыта на нескольких площадях сложена глинами абалакской свиты толщиной
в
среднем
100
м.
На
большей
площади
баженовская
свита
рассматривается
нефтематиринская толща и как покрышка.
Разрез К1 сложен терригенными породами толщиной до 2,5-3 км (рис.5), разделён на
нижний и верхний. Нижний – регионально газонефтеносный, залежи литологические. В
К1 танопчинская свита регионально продуктивна как на Ямале, так и на Гыдане. Открытые
многопластовые месторождения. Клиноформный неокомского комплекса объединяются
пласты отБГ10 до БГ20 продуктивные на Ладертойской, Гыданской и Утренней
месторождениях. Толщина клиноформного комплекса до 600 м, внутри разреза имеются
покрышки. К1- клиноформные пласты на востоке резко меняются из-за размыва. Пласты
ТП16 - ТП26 продуктивные, горизонты сложены терригенными и континентальными
морскими фациями. Верхние пласты (ТП1-ТП15)сложены тонким переслаиванием
песчаников, алевролитов и глин. Аптские отложения характеризуются повышенной
107
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
угленосность являются газоматеринской толщей. Танопчинская свита регионально
продуктивна на всей арктической части Западной Сибири и экранируется глинами
яронгской свиты толщиной до 300 м. Верхний продуктивный комплекс - альбские и
сеноманские отложения, толщиной до 700 метров, продуктивный в южной части
полуострова, и на Ямале. По направлению на север, северо-восток, восток, свойства
покрышки над верхним комплексом ухудшается (рис.6).
Литература:
1. В.С. Бочкарев, А.М. Брехунцов и др. Вопросы тектоники Ямала - Гыданского региона и прилегающих территорий Горные ведомости Выпуск 12(19) 2005. С. 42-63.
2. В.А Скоробогатов, Л.В. Строгонов Гыдан. Москва недра 2005. С. 49-60
3. В.А.Конторович Нефтегазовый резерв Западной Сибири, СО РАН, Новосибирск.
С. 26-29
4. Л.Ш. Гиршгорн, В.Г. Кабалык,. Триасовые осадочные бассейны севера Западной
Сибири. Бюл. Моск. о-ва испытателей природы .отд. геол., 1986. т.61 Вып. 6.С..22
108
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Геологическое строение и условия формирования верхнеюрских отложений
восточной части ХМАО – Югры
Смирнова Е.В., Шабакова С.В.
ГП «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана», eliseev@crru.ru
Рассмотрены особенности геологического строения верхнеюрских отложений восточной
части ХМАО – Югры. Сложность корреляции рассматриваемой территории
заключается в том, что она расположена в переходной области седиментагенеза – в
зоне замещения преимущественно морских отложений васюганской свиты
преимущественно континентальными осадками наунакской свиты. Это предопределило
полифациальный характер песчаных пластов, слагающих разрез горизонта Ю1.
This paper describes peculiarities of geological structure of Upper Jurassic deposits in the
eastern part of Khanty-Mansiisk autonomous district – Yugra. Correlation complexity of
territory of interest is concluded in the fact that this territory is placed in a transition
sedimentogene zone, i.e. in a zone which is predominately composed of marine sediments
displaced predominately by terrestrial beds of Naunak suite. This fact predetermined polyfacial
character of sand beds forming a section of Yu1 horizon.
Район
исследования
расположен
в
восточной
части
Ханты-Мансийского
автономного округа – Югры. Объект исследования – горизонт Ю1, бат-кимириджского
возраста является регионально перспективным.
В
тектоническом
находящиеся
к
востоку
отношении
от
район
Бахиловского
исследований
мегавала,
объединяет
разделенные
структуры,
Ларьеганским
мегапрогибом (рис.1) [2].
Рис. 1. Фрагмент тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты ( ред. Шпильман В.И.
и др., 1998)
109
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Геологическое строение. Верхнеюрский горизонт по литологическому строению
разделяется на две части: верхнюю существенно глинистую, включающую марьяновскую
свиту (возрастной аналог баженовской и георгиевской свит), и наунакскую свиту (аналог
васюганской свиты), представленную частым неравномерным переслаиванием песчаноалевролитовых с прослоями угля.
Линия корреляции выбрана таким образом, чтобы проследить, как изменяется разрез
с запада на восток. Особое внимание уделяем корреляции келловей-оксфордских
отложений, именно здесь возникает больше всего вопросов. В восточном направлении
преимущественно морские осадки васюганской свиты замещаются преимущественно
континентальными осадками наунакской свиты.
Меридиональная граница, разделяющая зоны распространения этих свит проходит
по
Бахиловскому
мегавалу
между
Бахиловским
и
Верхне-Коликъеганским
месторождениями. Смена условий формирования келловей-оксофордских отложений
происходила постепенно, рассматриваемая территория представляет, так называемую,
«переходную зону», где разрез сложен полифациальными отложениями: прибрежноморскими, мелководно-морскими, прибрежно-континентальными и континентальными.
Ниже приведено описание келловей-оксфордских отложений на примере двух
скважин. В скважине 828 Айгульской площади вскрыты отложения васюганской свиты, в
скважине 7 Восточно-Сабунской – наунакской.
Васюганская свита трансгрессивно залегает на континентальных отложениях
тюменской свиты. По литологическому составу делится на две подсвиты – нижнюю
существенно
глинистую,
сложенную
глинами
и
аргиллитами
темно-серыми,
преимущественно тонкоотмученными, с редкими прослоями алевролитов и песчаников и
верхнюю, представленную песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов (рис. 2).
Рис. 2. Разрез васюганской свиты на примере скважины 828 Айгульской площади.
Интервал 3096-3107 (песчаник с прослоями углистого материала, участками сидеритизирован – слева;
тонкоотмученная темно-серая глина – справа)
110
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Наунакская свита залегает согласно на породах тюменской свиты и является
возрастным и фациальным аналогом васюганской. Свита представлена неравномерным
переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов, с многочисленными включениями
обугленных растительных остатков и маломощных пластов углей. Встречаются
линзовидные включения сидерита (рис. 3).
По облику породы очень схожи с отложениями подстилающей тюменской свиты,
поэтому граница между этими подразделениями проводится неоднозначно.
Рис. 3. Разрез наунакской свиты на примере скважины 7 Восточно-Сабунской площади.
Интервал 2413-2423 (алевролит с неравномерным переслаиванием глинистого материала, со следами
взмучивания осадка, прослоями глинистого материала, на контакте со среднезернистым песчаником –
слева), интервал 2435-2444 (среднезернистый песчаник с большим количеством линзовидных вкраплений
угля и сидерита - справа)
Условия
формирования.
Условия
осадконакопления
в
келловей-оксфорд-
кемириджское время были на востоке территории ХМАО - Югры разными. В течение
этого времени отмечается три цикла в осадконакоплении: два трангрессивнорегрессивных
(бат-раннеоксфордский)
(среднеоксфордский-раннекимериджский)
и
[1,
3].
регрессивно-трансгрессивный
Смена
циклов
сопровождалась
перерывами, размывами, заболачиванием территории.
Для всей территории характерно развитие речных и дельтовых систем на
протяжении всего оксфорда. Снос обломочного материала был с возвышенностей востока
и юго-востока. В оксфордское время на востоке территории ХМАО были две
возвышенности, далеко внедряющиеся вглубь бассейна. Реки текли в разных
направлениях: субширотном, пересекая Александровский мегавал, в северо-западном,
вдоль
крупных
разломов,
осложняющих
мегавалы
того
же
простирания
и
меридиональном, последние имели меньшую протяженность. В течение оксфордского
времени они меняли положение и сильно заболачивали исследуемую территорию.
Заболачиванию способствовали и кратковременные трансгрессии моря.
111
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Северная часть Колтогорского и Толькинский прогибы были неглубокими в раннесреднеюрское время, в оксфордское время испытывали слабое прогибание и не
представляли преграду для крупных рек.
Большая часть Александровского мегавала, восточная половина Бахиловского и
Ларьеганского мегапрогиба представляли собой прибрежную дельтовую равнину. На
северных окраинах происходило чередование моря и низменной аккумулятивной
равнины. Море по прогибам и моноклиналям проникало далеко на юг.
Большая часть восточной территории ХМАО представляла собой низменную
озерно-болотную аллювиальную равнину, временами заливаемую морем.
Палеогеографические обстановки и аккумулятивные формы ее выделялись по ГИС с
учетом керна, по методике Муромцева [4].
Корреляция верхнеюрских отложений проводилась с запада на восток (рис. 4).
В силу отсутствия достаточного объема биостратиграфических данных корреляция
основывается на цикличности седиментации. Нижний трансгрессивно-регрессивный цикл
выделяется от подошвы тюменской свиты до углей в кровле пласта Ю13, второй также
трансгрессивно-регрессивный выделяется от глинистой пачки над пластом Ю13 до углей
над пластом Ю12 и последний регрессивно-трансгрессивный цикл объединяет пласт Ю11 и
подошвенный уголь и заканчивается морской трансгрессией в конце формирования пласта
Ю11 что подтверждается наличием белемнитов и аммонитов в кровельной части пласта
(скв. 7 Восточно-Сабунская).
На восточной территории ХМАО – Югры в разрезе васюганской и наунакской свит
выделяются песчано-алевролитовые пласты, индексируемые: Ю11, Ю12, Ю13 и Ю14,
характерной особенностью которых является наличие между ними пластов угля
различной толщины (до 2 м). Пласты невыдержанные, часто замещаются. Самый молодой
Ю11 часто заглинизирован. В пласте Ю12 содержится больше песчаного материала, иногда
встречаются хорошие пласты (русловые), но чаще он представлен переслаиванием.
Лучшими коллекторскими свойствами обладает пласт Ю13, но является водоносным на
всей рассматриваемой территории.
Сложность корреляции рассматриваемой территории заключается в том, что она
расположена
в
переходной
области
седиментагенеза.
Что
предопределило
полифациальный характер распределения коллекторов в песчаных пластах горизонта Ю1
и развитие здесь в основном антиклинальных ловушек, осложненных зонами
литологического замещения коллекторов.
Поиск таких объектов требует детального изучения верхнеюрских отложений в
переходной и континентальной областях седиментации.
112
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Литература:
1. Белозеров В. Б. Литостратиграфия отложений васюганской свиты юго-востока ЗападноСибирской плиты. СНИИГГиМС, 1988.
2. Елисеев В. Г., Смирнова Е.В., Юровских И.М. Схема геологического строения и перспективы нефтегазоносности юрских и неокомских отложений восточной части Югры // Пути
реализации нефтегазового и рудного потенциала ХМАО – Югры XIII. Тез. докл. ХантыМансийск, 2010. С. 112-118.
3. Конторович В. А. Условия формирования и модель геологического строения келловейоксфордских отложений в зоне замещения морских отложений континентальными (на примере
Чузикско-Чужапской зоны нефтегазонакопления) // Геология нефти и газа 2006 № 5. С. 2-13.
4. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел/ литологических ловушек
нефти и газа. Недра, 1984. 256 с.
113
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Литолого-фациальные особенности отложений каменноугольно-нижнепермского
НГК шельфа Печорского моря
Суворова Е.Б.
ФГУП «ВНИИОкеангеология им. И.С. Грамберга», Санкт-Петербург, Россия
suvork@inbox.ru
Каменноугольно-нижнепермский нефтегазоносный комплекс (НГК) на шельфе
Печорского моря представлен в основном карбонатными породами. Рассмотрен
литологический состав и описаны фациальные обстановки формирования отложений.
На основе результатов литолого-фациального моделирования сделан прогноз перспектив
нефтегазоносности отложений.
Carboniferous-Lower Permian oil&gas bearing complex of the Pechora offshore presented by
carbonate rocks. Lithological composition is considered and facies environments is described.
Lithological and facial modeling results served as a base for oil&gas prediction.
Каменноугольно-нижнепермский нефтегазоносный комплекс (НГК) на шельфе
Печорского моря представлен в основном карбонатными породами поздневизейскораннепермского возраста. Отложения вскрыты всеми глубокими скважинами (рис.1).
Практически во всех месторождениях в отложениях комплекса установлены залежи
углеводородов или нефтегазопроявления.
Рис.1. Карта расположения скважин глубокого бурения на шельфе Печорского моря
Верхневизейско-нижнепермские отложения с перерывом залегают на подстилающих
породах верхнего девона и турнейского яруса нижнего карбона [8]. Данная особенность
проявлена в разрезах западных районов шельфа, на о.Колгуев. К востоку отмечается
постепенное наращивание разреза визейских отложений за счет появления терригенных
отложений кожимского горизонта (рис.2).
114
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Рис.2. Схема строения разреза каменноугольно-нижнепермских отложений Печорского моря
В верхневизейском разрезе шельфа Печорского моря можно выделить терригеннокарбонатную толщу тульского горизонта и карбонатную толщу, приуроченную к верхним
частям тульского, алексинскому, михайловскому и веневскому горизонтам. Терригеннокарбонатная толща условно отнесена к нижней части тульского горизонта и представляет
собой чередование известняков, доломитов, песчаников, алевролитов, реже гравелитов.
Мощность отложений 20 – 55 м. Карбонатные отложения верхней части тульского горизонта, алексинского, михайловского и веневского горизонтов представлены известняками
и доломитами. В восточных районах шельфа в верхней части разреза преобладают доломитизированные разности и собственно доломиты. Мощность толщи возрастает от западных разрезов на о.Колгуев - 28-65 м к восточным - 230-237 м (Варандей-Адзьвинский район) (рис.3).
Нижнесерпуховские отложения выделены в объеме объединенных тарусского и
стешевского горизонтов. В большинстве разрезов глубоких скважин породы сложены
толщей переслаивания доломитов и ангидритов. Лишь в некоторых разрезах отложения
представлены карбонатными брекчиями – это скв.1-Бугринская и скв.2,4-Медынскоеморе. Мощность пород варьирует от 30 до 157 м. Максимальная мощность приурочена к
115
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
разрезам с ангидритовыми толщами, расположенным в Хорейверской впадине и на валу
Сорокина.
Рис.3. Схема сопоставления разрезов нижнекаменноугольных отложений
Верхнесерпуховские отложения протвинского горизонта сложены известняками,
формировавшимися в нормальных морских условиях мелководного шельфа. Мощность
отложений возрастает от западных разрезов к восточным от 11 до 77м.
Граница нижнего и среднего отделов карбона маркируется башкирским размывом,
который прослеживается в разрезах всех скважин Печорского моря, включая островные.
Подошва среднекаменноугольных отложений в направлении с запада на восток [8] датируется от подольского горизонта московского яруса на о.Колгуев до северокельтменского
горизонта башкирского яруса, установленного в морских разрезах. Таким образом, в направлении от Малоземельско-Колгуевской моноклинали к Варандей-Адзьвинской структурной зоне происходит возрастание стратиграфической полноты разреза среднего карбона (рис.2). Подстилающие породы нижнего карбона частично размыты.
В западной части Печорского моря, на о. Колгуев разрез среднего карбона
начинается с подольского горизонта верхнемосковского подъяруса и только на северозападе острова (скв. 202-Северо-Западная) - с каширского горизонта нижнемосковского
подъяруса. В составе отложений среднего карбона присутствуют серые, белые
органогенные известняки с редкими прослоями зеленовато-серых и темно-серых
мергелей. Для пород характерно присутствие участков окремнения и включений
ангидрита. Мощность среднекаменноугольных пород 80-130 м (рис.4).
Литологический состав верхнекаменноугольных отложений в целом близок к
составу среднекаменноугольных пород, но имеет некоторые особенности. Встречаются
прослои алевритисто-глинистых известняков, породы часто содержат глауконит.
116
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Рис.4. Схема сопоставления разрезов среднекаменноугольно-нижнепермских отложений
Мощность отложений верхнего карбона варьирует от 22 м в восточных районах
шельфа до 135 м на о.Колгуев. В восточных районах Варандей-Адзьвинской зоны разрез
сложен
зернистыми,
илово-зернистыми,
реже
глинистыми
известняками,
формировавшимися в обстановках отмелей [9]. Установлено [4], что в районе
Долгинского вала в позднекаменноугольное время существовали протяженные области
отмельных зон на карбонатном шельфе.
В разрезе ассельско-сакмарских отложений о. Колгуев прослеживается три
фациальные зоны [3, 7, 5]: зарифовые лагунные, рифовые и предрифовые - относительно
глубоководные. Мощность отложений 50-110 м. Породы ассельско-сакмарского ярусов
изучены бурением во всех морских скважинах. В восточной части шельфа так же, как и на
о. Колгуев, они представлены чередованием органогенных и более глубоководных
склоновых фаций сезымской свиты. Мощность пород на шельфе 11-80 м.
Отложения ассельско-сакмарского возраста на о.Колгуев согласно перекрываются
терригенными артинско-кунгурскими породами. В восточных районах шельфа, на валу
Сорокина на нижнепермских (ассельских) известняках несогласно залегают артинские
породы, а в Медынско-Сарембойской зоне - нижнетриасовые отложения.
На шельфе Печорского моря на протяжении поздневизейско-раннепермского времени можно выделить два крупных этапа осадконакопления – поздневизейско-серпуховский
и среднекаменноугольно-раннепермский. В пространстве отложения, сформированные в
течение этих этапов, разделены регионально выраженным предбашкирским размывом. В
поздневизейско-серпуховское время преобладали прибрежно-морские и мелководношельфовые обстановки. В среднекаменноугольно-раннепермское время на шельфе Печорского моря доминировали мелководно-шельфовые обстановки, постепенно сменившиеся
относительно глубоководными.
Каждый из этапов характеризовался развитием рифогенных построек. Размещение
построек четко прослеживается в пространстве – верхневизейско-серпуховские рифы прослеживаются вдоль юго-западного склона Пай-Хоя и западного побережья арх.Новая Зем117
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
ля [1, 2, 6]. Нижнепермские рифогенные образования расположены на юго-западном борту Денисовской впадины на о.Колгуев и на валу Сорокина; по данным сейсморазведки
предполагаются на Печоро-Колвинском мегавалу. Нижнекаменноугольные и верхнекаменноугольно-нижнепермские органогенные постройки приурочены к области перехода
от мелководных шельфовых отложений к глубоководным.
В поздневизейско-раннепермское время в рассматриваемом регионе произошло последовательное углубление морского бассейна. Глубоководный бассейн, служивший источником морских трансгрессий, располагался на востоке, за пределами современных
границ Тимано-Печорской провинции. В позднекаменноугольно-раннепермское время
трансгрессии моря происходили не только с востока, но и с северо-востока.
На основе результатов литолого-фациального моделирования осуществлен прогноз
новых
перспективных
объектов.
Перспективы
отложений
нефтегазоносности
рассматриваемого комплекса связаны с верхневизейскими вторичными доломитами,
формировавшимися в периодически осушавшихся областях поднятий мелководного
шельфа.
Продуктивность
Медынское-море.
верхневизейских
Отсутствие
доломитов
установлена
сульфатно-доломитовой
толщи
в
на
площади
перекрывающих
отложениях может быть одним из признаков развития сильной доломитизации
отложений.
Визейско-серпуховские рифовые постройки рассматриваются в качестве возможных
перспективных объектов на поиски углеводородов. Развитие рифов этого возраста
предполагается в районе Коротаихинской впадины в зоне перехода мелководных
шельфовых отложений к глубоководным склоновым.
В
среднекаменноугольно-нижнепермской
части
разреза
породы,
способные
аккумулировать углеводороды, связаны не только с рифовыми отложениями, но и с
породами,
накопление
Распространение
которых
подобных
приурочено
отложений
к
обстановкам
установлено
в
отмельных
зон.
Варандей-Адзьвинской
и
Гуляевско-Долгинской структурных зонах.
Литература:
1. Алферов Б.А. Геологические исследования в районе Костина Шара (южный остров
Новой Земли) // Труды Арктического института, т.XXVI. Л., Главсевморпуть, 1935, 97 с.
2.Антошкина А.И. Рифы в палеозое Печорского Урала. // СПб.:Наука, 1994, 154 с.
3. Бро Е.Г., Десятков В.М., Преображенская Э.Н., Патрунов Д.К. Нефтегазоносные
рифогенные образования в палеозойских отложениях на шельфе Баренцева моря. //
Геологическое строение и нефтегазоносность Арктических морей России. СПб,
ВНИИОкеангеология, 1993, с.6-13.
4. Дзюбло А.Д., Зонн М.С. Строение разрезов и нефтегазоносность визейсконижнепермского нефтегазоносного комплекса Долгинского вала в акватории Печорского
моря. //Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, № 9, 2004,
с.18-23
118
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
5. Вискунова К.Г., Супруненко О.И., Преображенская Э.Н. Прогноз литологофациальной зональности ассель-сакмарских отложений Печорского моря в связи с их
нефтегазоносностью// Геолого-геофизические характеристики литосферы Арктического
региона. СПб., ВНИИОкеангеология, 2002. Вып.4. с.147-156
6. Матвеев В.П. Карбонатные каркасные постройки в каменноугольных отложениях
на острове Северный, архипелаг Новая Земля. // Типы седиментогенеза и литогенеза и их
эволюции в истории Земли. Материалы 5-го Всероссийского литологического овещания.
Т.1, 2008, с.57-60
7. Преображенская Э.Н., Устрицкий В.И., Чувашов Б.И. Нижнепермские рифы на
острове Колгуев // Доклады РАН, т.329, №1, 1993, с.71-74.
8. Преображенская Э.Н., Устрицкий В.И., Бро Е.Г. Палеозойские отложения о.
Колгуев (Баренцево море). // Стратиграфия. Геологическая корреляция. 1995, т.3, № 5, с.
75-85.
9. Литология карбонатных коллекторов каменноугольных отложений, на примере
месторождения восточной части шельфа Печорского моря// Сборник докладов 2-ой
международной конференции молодых ученых и специалистов "Новое в геологии и
геофизике Арктики, Антарктики и Мирового океана", 2010, с.50
119
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Влияние тектонических процессов на формирование нефтегазовых месторождений
севера Западно-Сибирской плиты
Сурикова Е.С.
НГУ,ИНГГ СО РАН, Новосибирск, Россия, Katrinhelen@mail.ru
В работе приведен анализ взаимосвязи тектонических процессов, происходивших на
севере Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции в мезозое и кайнозое, с
нефтегазоносностью на этой территории. Построены палеоразрезы на момент
формирования основных отражающих сейсмических горизонтов (титон, апт, турон) по
региональным профилям № 27, 32, 109, 105. Определены основные этапы формирования
структур. Установлено, что решающее влияние на формирование ловушек нефти и газа
на севере Западной Сибири оказали титон-аптский и посттуронский этапы развития.
The research was realized in the laboratory of mathematical and seismogeological modeling of
oil-and-gas systems in the oil-and-gas geology and geophysics institute. In paper the analysis of
interrelation of the mesozoic-cainozoic tectonic processes, occurring in the north of WesternSiberian oil-and-gas province, with oil-and-gas potential is resulted. The author correlated the
basic reflecting seismic horizons on regional sections № 27, 32, 109, 105 and constructed
paleosections. The basic structures formation stages are defined. It is established, that titonaptsky and especially postturonsky tectonic development stages had the main influence on
formation of oil and gas traps in the north of Western Siberia.
В декабре 1964 г. на XXII сессии Международного геологического когресса в
столице Индии Дели Ф.Г. Гурари от имени большого коллектива авторов (Ф.Г. Гурари,
Ю.К. Миронов, И.И. Нестеров, Л.И. Ровнин, Н.Н. Ростовцев, М.Я. Рудкевич, Ю.Г. Эрвье)
доложил об открытии новой нефтегазоносной провинции – Западной Сибири. Таким
образом,
изучение
геологического
строения
Западно-Сибирской
нефтегазоносной
провинции (З-С НГП) началось более полувека назад. За все это время накоплен
обширный материал по геологическому строению, стратиграфии и нефтегазоносности [1].
Значительный вклад в изучение данной территории внесли Ю.В. Брадучан, И.С. Грамберг,
Ф.Г. Гурари, В.П. Девятов, А.Э. Конторович, В.А. Конторович, И.И. Нестеров, Л.И.
Ровнин, З.З. Ронкина, Н.Н. Ростовцев, В.Н. Сакс, В.С. Сурков, Б.Н. Шурыгин и др.
Настоящая работа посвящена анализу взаимосвязи тектонических процессов,
происходивших на севере Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (З-С НГП) в
мезозое и кайнозое, с нефтегазоносностью на этой территории.
В качестве основы для реализации работы выступали геолого-геофизические
материалы:
данные
МОГТ
по
региональным
субширотным
№27
и
№32
и
субмеридиональным №109 и №105 сейсмическим профилям и данные ГИС скважин вдоль
профилей.
В административном плане район исследования расположен в пределах ЯмалоНенецкого автономного округа (ЯНАО). В тектоническом отношении региональные
профили пересекают Зауральскую и Предъенисейскую мегамоноклизы, Большехетскую
мегасинеклизу, Мессояхскую наклонную гряду [2]. Изучаемая территория находится в
120
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
пределах пяти нефтегазоносных областей (НГО) Западно-Сибирской НГП: Гыданская;
Приуральская; Фроловская; Надым-Пурская; Пур-Тазовская.
Особенностью геологического строения северной части З-С НГП являются большие
мощности осадочного чехла и распространение на значительной территории осадочного
комплекса триаса. Разрез чехла начинается с терригенных отложений среднего триаса,
которые перекрыты юрскими, меловыми и кайнозойскими отложениями. В.С. Сурковым с
соавторами на исследуемой территории помимо триаса выделены отложения девона,
карбона и более древние протерозойские [3]. Мощность осадочного чехла по оценкам
разных авторов предполагается от 4500 до 5000-7000м.
Нефтегазоносность. На территории ЯНАО, включая Обскую губу и акваторию
Карского моря, по состоянию на 1.01.2009 выявлено 2689 залежей углеводородов на 228
месторождениях [4]. Количество нефтяных и газовых залежей приблизительно равно, но
запасы газа промышленных категорий в нефтяном эквиваленте почти в десять раз больше.
Большинство залежей выявлено в традиционных объектах осадочного чехла в отложениях
сеномана, апт-альба, неокома и верхней юры. На территории исследования преобладают
многозалежные месторождения. Залежи, как правило, приурочены к ловушкам
антиклинального типа, то есть одним из главных факторов в формировании
месторождений был именно тектонический.
Интерпретируемые профили проходят через ряд крупных месторождений: ВосточноУренгойское, Лензитское, Медвежье, Пякяхинское, Юрхаровское, Ямбургское.
Сейсмогеологические комплексы. Одна из главных особенностей ЗападноСибирской плиты – наличие в осадочном чехле надежных сейсмических реперов: Б, М, Г.
Характерными особенностями выделенных региональных флюидоупоров является их
площадное распространение на территории Западно-Сибирской плиты, время накопления
- эпохи тектонического покоя, выдержанная мощность, глинистый состав, аномально
низкие акустические характеристики.
Горизонт Б стратиграфически приурочен к кровле баженовской свиты (титон или
волжский региоярус) и ее аналогов, представлен породами глинисто-кремнистоизвестковистого состава и является наиболее надежным сейсмогеологическим репером в
Западной Сибири. Горизонт обладает высоким энергетическим уровнем и надежно
картируется по временным сейсмическим разрезам благодаря аномальности акустических
свойств, выдержанности по мощности.
Горизонт М приурочен к кошайской пачке алымской свиты (апт), является наименее
устойчивым среди мезозойско-кайнозойских реперных горизонтов. Его энергетическая
выраженность
существенно
меняется
по
площади,
при
этом
происходит
перераспределение энергии между различными фазами волнового пакета.
121
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Горизонт Г приурочен к кузнецовской свите (турон), обладает высоким
энергетическим уровнем и легко поддается корреляции по сейсмическим материалам.
Охарактеризованные выше региональные сейсмические реперы приурочены к
региональным
флюидоупорам,
контролирующим
в
кровле
сейсмогеологические
комплексы: юрский, титон-аптский, альб-туронский и посттуронский; по объему
соответствующие нефтегазоперспективным комплексам.
История тектонического развития и этапы формирования структур. В работе
анализ развития ловушек углеводородов проводился посредством палеотектонического
метода. Выполненные палеоструктурные построения характеризуют структурный план
нижележащих горизонтов на момент формирования региональных флюидоупоров
Западной Сибири (рис.1).
К волжскому времени на исследуемой территории не выделено положительных
структур, а на месте современных Медвежьего и Центрально-Уронгойского мезовалов,
Часельского наклонного мегавала и Ярудейского мегавыступа были депрессионные зоны
(рис. 1-Г). Центральная часть плиты, Большехетская мегасинеклиза, к этому времени уже
имела отчетливую форму полуцилиндра, не была осложнена структурами более низкого
порядка. В субмеридиональном направлении Западно-Сибирский осадочный бассейн
является практически единым бассейном с западной частью Енисей-Хатангского прогиба.
Первый импульс к формированию положительных структур наблюдался в берриасаптский этап (рис. 1-В). Это время связано с началом формирования Медвежьего мезовала
над разрывным нарушением. Вверх по разрезу амплитуда структуры увеличивается.
Основной рост структура испытывала в посттуронское время.
Волжско-аптский этап знаменуется началом формирования в рельефе баженовской
свиты Мессояхской гряды и осложнением существовавших структур тектоническими
элементами третьего порядка. К концу туронского времени была практически
сформирована Большехетская мегасинеклиза.
В посттуронское время Мессояхская гряда, Центрально-Уренгойский мезовал,
Ямбургское КП, Медвежий мезовал приобрели свои современные очертания и
испытывали максимальные тенденции к относительному росту (рис. 1-А). В целом
мощности сейсмогеологических комплексов практически постоянны в центральной части
и уменьшаются по направлению к бортам геосинеклизы.
Выводы. Циклический трансгрессивно-регрессивный характер осадконакопления в
Западно-Сибирском бассейне создал весьма благоприятные условия для формирования
122
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Рис. 1. Современный временной разрез (А), палеоразрезы, выровненные по горизонту Г (Б), по
горизонту М (В), по горизонту Б (Г) по региональному профилю № 27.
Б – подошва баженовской свиты и ее аналогов, М – кошайская пачка алымской свиты и ее
аналоги, Г –подошва кузнецовской свиты, J-юрский сейсмогеологический комплекс, К1-титонаптский сейсмогеологический комплекс, К2-апт-туронский сейсмогеологический комплекс
нефтегазоматеринских пород, региональных, зональных и локальных резервуаров и
флюидоупоров.
Спокойный тектонический режим способствовал отложению осадков с высокой
концентрацией органического вещества.
На формирование ловушек нефти и газа на севере З-С НГП принципиальное влияние
оказали титон-аптский и, главным образом, посттуронский этапы развития.
Для сеноманских газовых залежей флюидоупором служат глины кузнецовской
свиты,
время
образования
которых
датируется
туроном.
После
образования
благоприятной системы коллектор – флюидоупор в посттуронское время формируются
ловушки. В работах отечественных ученых было обосновано, что основным источником
газа при формировании крупнейших газовых залежей на севере Западной Сибири была
угольная органика, содержащаяся в повышенных концентрациях в покурской серии аптальб-сеноманского
возраста,
отложения
которой
в
начале
кайнозоя
достигли
длиннопламенной стадии катагенеза. Именно при этой стадии преобразованности
угольное вещество интенсивно генерирует метан [5]. Таким образом, крупнейшие
123
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
месторождения газа на севере Западно-Сибирской плиты имеют молодой возраст, так как
заполнение ловушек происходило в палеоген-неогеновое время.
На территории большей части Западной Сибири в кайнозойское время баженовская
свита вошла в главную зону нефтеобразования. На севере плиты за счет быстрого
погружения при мощном тепловом потоке из-за расположения непосредственно над
грабен-рифтовой системой это произошло раньше (конец позднего мела по [1]), в
палеогене и неогене отложения вошли в глубинную зону интенсивного газообразования.
Формирование локальных структур в рельефе неокомского и апт-альб-сеноманского
стратиграфических уровней на территории исследования произошло в посттуронский
этап, что по времени совпало с генерацией газа баженовской свитой и нижележащими
отложениями тюменской свиты. Это обстоятельство создало благоприятные предпосылки
для формирования газовых месторождений.
Литература:
1. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К., Сурков В.С., Трофимук А.А., Эрвье Ю.Г. Геология нефти и газа Западной Сибири. М.: «Недра», 1975 г. 678 с.
2. Конторович В.А., Беляев С.Ю., Конторович А.Э., Красавчиков В.О., Конторович
А.А., Супруненко А.И. Тектоническое строение и история тектонического развития Западно-Сибирской геосинеклизы в мезозое и кайнозое // Геология и геофизика, 2001, т.42,
№11-12, с. 1832-1845.
3. Сурков В.С., Жеро О.Г. Фундамент и развитие платформенного чехла ЗападноСибирской плиты. М.: «Недра», 1981 г. 442 с.
4. Плесовских И.А., Нестеров И.И. (мл.), Нечипорук Л.А., Бочкарев В.С. Особенности
геологического строения северной части Западно-Сибирской геосинеклизы и новые перспективные объекты для поисков углеведородного сырья // Геология и геофизика, 2009, т.
50, №9, с. 1025-1034
5. Немченко Н.Н., Ровенская А.С., Шоелл М. Происхождение природных газов гигантских газовых залежей севера Западной Сибири// Геология нефти и газа, 1999, 01-02
124
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Факторы, обусловившие различия угленосности на месторождениях
Беринговского бассейна (Юго-восточная Чукотка)
Харченко С.Ю.
Южный Федеральный Университет, Ростов-на-Дону, Россия,
stanislav_khr@mail.ru
Выявление факторов, повлиявших на развитие различий в угленосности, является важной
задачей при освоении месторождений бассейна. В результате проведённых исследований
решающее влияние на закономерности распределения угольного вещества, определение
его качества и марки, т.е. угленосность, оказала эволюция тектонического режима и
условия, в которых происходило накопление исходного ОВ.
Identify factors that influenced the development of differences in the coal content is an important
task during the development of the basin deposits. The studies decisive influence on the patterns
of distribution of the coal substance, determine its quality and brand, that is, coal content,
provided the evolution of the tectonic regime and the conditions in which the accumulation of
organic source.
С решением вопроса определения факторов, повлиявших на процесс развития
различий в угленосности месторождений бассейна, связано выявление перспектив
промышленной угленосности на рассматриваемой территории, а для этого необходимо
знать масштабы распространения древнего торфонакопления, его эволюцию под влиянием
тектонических движений и палеогеографии. В совокупности эти два фактора в свою
очередь и повлияли на угленосность.
В связи с тем, что в современном структурном плане бассейна угольные
месторождения приурочены к отдельным изолированным впадинам, необходимо
выяснить, были ли эти впадины сформированы до начала торфонакопления, или это был
единый бассейн, подвергнутый впоследствии складчатости и затем в значительной
степени денудированный.
При анализе распределения значений отражательной способности витринита по
разрезу и площади (рис.1), выявлены определенные закономерности, которые в историкотектоническом
плане
позволяют
реконструировать
процесс
катагенетического
преобразования ОВ углей. Сделанные на основе этих закономерностей выводы
свидетельствуют о неоднородности катагенеза углей в пределах Беринговского прогиба.
Эта неоднородность возникла за счет различия в максимальных глубинах погружения
разных его частей [4].
Проведенная на этой основе реконструкция глубин погружения (рис.1) показала, что
для наиболее угленасыщенной средней чукотской подсвиты максимальные глубины
погружения на Амаамском месторождении составили 3800 м - для участка I и 3900 м - для
участка III. В Алькатваамском погружалась на глубину 3700 м в западной части и до 3900
м на востоке. В районе месторождения бухты Угольной (северо-восточная часть
125
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
месторождения) глубина погружения составила 2500 м, в то время как в районе
месторождения Песчаного, максимальная глубина погружения вряд ли превышала 2000 м.
Рис.1. Влияние конседиментационного прогибания на мощность отложений и метаморфизм углей (на
примере среднечукотской подсвиты).
На основе этих данных представляется верным предположение о более интенсивном
конседиментационном
погружении
центральной
и
южной
частей
области
торфонакопления (район Алькатваамского и Амаамского месторождений) по сравнению с
ее северной и северо-западной частями (месторождения бухта Угольная и Песчаное).
Вывод о конседиментационном характере прогибания напрашивается из анализа
мощностей средней чукотской подсвиты и метаморфизма заключенных в ней угольных
пластов (рис.1). Участки с максимальной мощностью отложений среднечукотской
подсвиты содержат наиболее метаморфизованные угли.
Так
же
было
установлено,
что
угли
образовывались
из
торфяников,
накапливающихся на обширных приморских болотах, которые располагались на границе
суши и морского бассейна. Формирование этих болот происходило вдоль морского
побережья, сложенного лагунными или морскими отложениями. Принимая во внимание,
что главная роль в сложении углей бассейна принадлежит гелифицированным
микрокомпонентам с высокой степенью разложения гелифицированных растительных
тканей (преколлинитовая стадия), можно заключить, что исходный растительный
материал накапливался на обширных дельтово-побережных равнинах [3], периодически
затапливаемых морскими водами. При этом область торфонакопления характеризуется
относительно устойчивым геотектоническим режимом и малой скоростью погружения,
126
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
что способствовало накоплению довольно мощных отложений при относительном
постоянстве мощности угольных пластов.
Необходимо отметить также, что угли нижней части разреза (нижний мел палеоцен) отличаются большей зольностью и довольно большим наличием карбонатных
конкреций в отличие от средней и верхней части разреза (эоцен), в углях которого
наблюдается значительное уменьшение зольности и полное отсутствие карбонатных
конкреций [3]. Такая особенность обусловлена более сильным влиянием морских вод на
дельтово-побережные равнины в нижнем мелу-палеоцене, в то время как в эоцене это
влияние ослабло из-за увеличения площади лагуны и отдаления морского бассейна
(рис.2).
Рис.2. Палеогеографические схемы северо-восточной оконечности Корякского нагорья для мела-палеоцена
и эоцена
Приведенные
данные
убедительно
показывают,
что
процессы
древнего
торфонакопления на рассматриваемой территории проходили в пределах одной крупной
тектонической структуры на границе суши и моря, а не в разобщенных мелких впадинах.
Этой
структурой,
наиболее
благоприятной
для
торфонакопления
в
истории
тектонического развития Беринговского прогиба, являлся Алькатваамский грабен,
который подвергался воздействию палеоген-неогеновой складчатости, приведшей к
образованию ряда мульдообразных впадин [1]. Эти впадины выполнены верхнемеловыми
–
палеоцен-эоценовыми
угленосными
отложениями
и
являются
современными
месторождениями бассейна.
127
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
На основании рассмотренных выше данных решающим фактором, повлиявшим на
различия угленосности, являлась тектоника, с наложенными на неё палеогеографическими
условиями накопления органического вещества.
В заключение необходимо отметить, что в целом для Северо-Востока России, за
исключением Анадырско-Корякской складчатой системы, в процессе становления
гранитно-метаморфического
торфонакопление
не
слоя,
т.е.
на
этапе
характерно
[2].
Основная
формирования
причина
этого,
нижних
моласс,
заключается
в
принадлежности рассматриваемой территории, как и в целом Анадырско-Корякской
складчатой системы, к приокеанической складчатой области, характеризующейся
благоприятными
для
торфонакопления
не
только
тектоническими,
но
и
палеогеографическими и климатическими условиями в совокупности с богатым
растительным миром в соответствующие эпохи.
Литература:
1. Власов Г.М. Приохотские складчатые области (Сахалин, Курильские острова,
Камчатка и Корякское нагорье). Геол. строение СССР, т.З. Тектоника. Госгеолтехиздат,
1958.290с.
2. Малышева Г.М., Малышев Ю.Е.: Объяснительная записка к Государственной
геологической карте масштаба 1:200 000, Серия корякская; Москва, 1990г. 148с.
3. Фандюшкин Г.А, Воропаев В.И. Особенности строения и формирования
угленосных отложений Беринговского прогиба. Матер. Дальневосточн. конференции
геологов-угольщиков, Владивосток, 1982г. С. 28-36.
4. Colin R. Ward. Coal Geology & Coal Tecnology // The Uneversity of New South
Wales, Blackwell Scientific Publications, 2005.P. 14-80.
128
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Влияние геологических факторов на водородоносность
угольных бассейнов Востока России
Яцук А.В., Гресов А.И.
Учреждение Российской академии наук Тихоокеанский океанологический институт
им. В.И. Ильичёва ДВО РАН, Владивосток, Россия, yatsuk@poi.dvo.ru
На основе обширного материала геолого-газовых исследований рассматриваются
основные геологические факторы, влияющие на распределение природного водорода в
угольных бассейнах Дальнего Востока.
This paper considers the data about distribution of natural hydrogen in coal basins Far East of
Russia. The basic geological factors, which influence on the distribution of hydrogen in coal
basins Far East of Russia, are presented.
Исследования газоносности угольных бассейнов и месторождений региона
показывают, что основная масса водорода угленосных формаций образовалась в
природных условиях, а изменчивый и аномальный характер его распределения
обусловлен комплексным влиянием геологических факторов, специфичных для Дальнего
Востока.
Водород установлен в составе природного газа вмещающих пород, угольных
пластов, газовой фазы подземных вод и свободных газопроявлений; где он присутствует,
как правило, в виде постоянных микропримесей и примесей в концентрациях от тысячных
до десятых долей процентов [2, 3, 4]. Ряд угольных месторождений и бассейнов
Дальневосточного региона характеризуется весьма изменчивыми и аномальными
концентрациями водорода в угленосных толщах, варьирующих в пределах от 1-10 до 27
%.
Основными геологическими факторами, влияющими на современное распределение
водорода в угленосных толщах угольных бассейнов Востока России, являются:
- история геологического развития;
- тектоника и магматическая деятельность;
- стадии и типы метаморфизма углей;
- вещественный и петрографический состав углей;
-
наличие
газонасыщенных
и
нефтегазоносных
отложений,
подстилающих
угленосную толщу.
Исследованиями установлены две основные региональные закономерности истории
геологического развития угольных бассейнов региона и распределения водорода в
угленосных толщах.
Первая из них связана со смещением промышленной угленосности в более верхние
стратиграфические горизонты по мере приближения к Тихому океану, в результате чего в
шельфовых,
прибрежных
частях
и
на
внутренних
архипелагах
расположены
129
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
месторождения и бассейны наиболее молодого возраста; а при движении вглубь материка
возраст угленосности становится более древним. Эта закономерность выражается сменой
палеозойской угленосности Сибирской платформы (Ленский бассейн) последовательно
зонами юрской угленосности Забайкалья, юрско-меловой угленосностью Якутии,
Буреинского бассейна, меловой и сменяющей её кайнозойской угленосностью окраинной
части Дальнего Востока.
Вторая закономерность связана с возрастанием количества и интенсивности
проявления геологических факторов в восточном направлении с максимумом в
прибрежных (шельфовых) и во внутренних архипелагах в непосредственной близости от
Тихоокеанского подвижного пояса. Это наглядно прослеживается как в количестве
стадий, так и типов метаморфизма углей (от регионального в Ленском бассейне,
регионально-термального в Зырянском, Южно-Якутском до регионально-термального и
контактово-термального в Омсукчанском, Сахалинском, Партизанском бассейнах с
гаммой углей марочного состава от Б3 до А). В тектоническом отношении это выглядит в
виде смены простых пликативных складчатых структур более сложными (складки до 6-го
порядка – Партизанский бассейн), роста и интенсивности дизъюнктивной нарушенности
(до 1000 нарушений на 1 км2). В восточном направление также отмечается рост
магматической деятельности, сейсмичности и вулканизма (угольные месторождения
Камчатки, грязевые вулканы в Сахалинском бассейне) и других геологических факторов.
В этом же направлении отмечается нарастание средних (от 0,02–0,12 до 0,24–0,36 %)
и абсолютных концентраций водорода (до 5–27 %) в угленосных толщах угольных
бассейнов и их водородоносности (от 0,01 до 0,5 м3/т; в углях до 1 м3/т.с.б.м) [1].
В ряде угольных бассейнов и месторождений Дальнего Востока масштабы
образования
водорода
и
водородоносность
угольных
пластов
обусловлены
их
вещественным и петрографическим составом.
Так, высокие концентрации водорода в угольных пластах (до 3–5 %) Беринговского,
Анадырского и других бассейнов обусловлены развитием сапропелевых углей, исходным
материалом которых являлись липоидные, полимерлипидные и кутиновые компоненты
низших споровых растений, водорослей и животного планктона. В угольных бассейнах
Востока России (Раздольненский и др.) с развитием угольных пластов сложенных
гуммитами и смоляными липтобиолитами наблюдаются максимальные концентрации
водорода (до 25 %) [1].
Влияние степени метаморфизма на водородоносность угленосных отложений
проявляется в масштабах газообразования при переходе углей от одной степени
метаморфизма к другой. В соответствии с этим основное количество водорода в регионе
130
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
образовалось на стадии регионального (БД – ГЖ) и регионально-термального (К–ОС – Т)
метаморфизма угля [1].
Высокая миграционная способность водорода и низкая его сорбируемость углём
ставят под сомнение длительное присутствие Н2 в угленосных толщах. По-видимому,
основная масса водорода в угленосных толщах угольных бассейнов региона в зонах его
аномальных концентраций имеет миграционный характер и связана с его поступлениями
из подстилающих газонасыщенных, нефтегазоносных отложений.
Для региона в целом установлена повышенная, а в ряде случаев и аномальная
водородонасыщенность газовых и нефтегазовых формаций. Так в составе газа
нефтематеринской
дубликанской
свиты
угленосной
ургальской
серии
Верхне-
Буреинского нефтегазоносного бассейна концентрации водорода достигают 20 %. Газы
Вилюйской синеклизы (Ленно-Вилюйского нефтегазоносного бассейна) характеризуются
концентрациями водорода до 6–10 % [1]. В Южно-Приморском угленосном районе
(Угловский
бассейн,
Подгородненское,
Суражевское
месторождения)
содержание
водорода изменяется от 0,2 до 10,8 % [1]. Изотопные исследования углерода, метана и
углекислого газа, выполненные в вышеуказанных угленефтегазоносных бассейнах, также
подтверждают факт миграции газов из подстилающих газоносных и нефтегазоносных
формаций [1].
В результате исследований определены основные геологические факторы и степень
их влияния на распределение водорода в угольных бассейнов Востока России.
Установлено, что основная масса водорода в зонах аномальных его концентраций имеет
миграционный характер и связана, в основном, с его поступлениями из подстилающих
газонасыщенных и нефтегазоносных отложений.
Литература:
1. Гресов А.И., Обжиров А.И., Яцук А.В. К вопросу водородоносности угольных
бассейнов Дальнего Востока // Вестник Краунц. Науки о Земле, 2010, № 1. С. 231-244.
2. Угольная база России, т.V, кн.1. М.: Изд. Геоинформмарк, 1997. 386 с.
3. Угольная база России, т.V, кн.2. М.: Изд. Геоинформмарк, 1999. 638 с.
4. Угольная база России, т. VI, М.: Изд. Геоинформмарк, 2004. С. 419 – 453.
131