CC BY
104
УДК 550.8.013
ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ ЗАЛЕЖИ В НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРАХ КАЛЬМАНОВСКОГО ПРОГИБА
И.С. Мотузов
Инженерный факультет Российский университет дружбы народов ул. Орджоникидзе, 3, Москва, Россия, 115923
Развитие теоретических идей о генерации углеводородных систем в рамках историко-генетиче-ского подхода приобретает новый импульс в свете актуальных вопросов освоения низкопроницаемых залежей. Выделены четыре основных фактора, определивших эволюцию нефтегазоносной системы Кальмановского прогиба: тектонический, палеогеографический, термодинамический и термобарический.
Ключевые слова: газоконденсат, низкопроницаемые коллектора, Красноленинский свод, тюменская свита.
В последнее время в мире огромный интерес вызвала проблема низкопроницаемых коллекторов. В течение последних 30 лет многие научные коллективы нефтяных компаний и университетов США системно занимаются ее изучением (сегодня США занимают 1-е место по освоению нетрадиционных залежей газа). В России залежи в сложных для разработки породах-коллекторах, как правило, относят к забалансовым, не представляющим практического интереса для российских нефтегазовых компаний. Однако они содержат значительную долю запасов углеводородов (УВ). Уже сейчас в практике мировой нефтегазовой промышленности среди нетрадиционных низкопроницаемых залежей принято различать залежи природного газа в угольных пластах (coal-bed gas), в глинистых сланцах (shale gas), слабопроницаемых песчаниках (tight-gas sands) [1; 2]. Особый интерес представляют газоконденсаты (ГК) в слабопроницаемых коллекторах, в сравнении с газами содержащие УВ более сложного компонентного состава. Газоконденсаты являются газовой смесью в пластовых условиях и жидкой фазой в поверхностных условиях.
Одним из крупнейших объектов российских недр для геологического изучения залежей УВ в низкопроницаемых коллекторах является Красноленинское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ), расположенное в пределах одноименного свода Фроловской нефтегазоносной области (НГО) Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (НГБ). Низкопроницаемыми являются породы-коллектора юрского нефтегазоносного комплекса (НГК): тутлеймская, абалакская, тюменская и частично шеркалинская свиты, а также породы коры выветривания. Несмотря на то, что залежи данного НГК были открыты в 60—70-е годы XX столетия, месторождение спустя 40 лет недостаточно подготовлено разведкой для полноценной эксплуатации: соотношение категорий запасов C1/C2 соответствует в среднем 30/70. Месторождение относится к классу уникальных — его суммарные извлекаемые запасы нефти составляют по разным оценкам 1— 1,2 млрд т (категории ABC1). Однако достигнутый коэффициент извлечения на различных площадях пока не превышает 9%. Причина неравномерного распределе-
ния в отложениях юрского НГК УВ флюидов различного фазового состава (нефти, газа, газоконденсата) пока не определена.
Сказанное выше можно проиллюстрировать на примере одного из внутренних прогибов Красноленинского свода.
Красноленинское НГКМ в тектоническом отношении приурочено к Красно-ленинскому своду (структура I порядка). Объектом исследований является Каль-мановский прогиб (структура II порядка, по Левчуку М.А., 1993), расположенный в центральной части данного свода (рис. 1). Кальмановский прогиб узкой полосой (10 х 75 км) простирается с северо-востока на юго-запад, впадая в Южно-Талинский прогиб, имеющий юго-восточное простирание. Геологический разрез исследуемого района можно разделить на два структурных этажа: гетерогенный «фундамент» и платформенный осадочный чехол. Кровельная часть «фундамента» (доюрского комплекса) по сейсмическим данным выделяется неоднозначно (отражающий горизонт А) ввиду его блокового строения. Относительно уверенно граница выделяется по керновому материалу редких разведочных и поисковых скважин, вскрывших доюрский комплекс более чем на 50 м. Анизотропия акустических свойств таких блоков предопределена их разным вещественным составом, различной степенью метаморфизма, а также их внутренней структурой (встречаются как горизонтально слоистые, так и массивные или складчатые блоки). Нередко встречаются магматические образования различного генезиса, связанные с системами трещин и глубинных разломов различного простирания и падения. Кроме того, верхняя часть доюрского комплекса (условно пермотриасового возраста) порой настолько дезинтегрирована, что содержит небольшие локальные залежи нефти. В породах «фундамента» различают докембрийские и палеозойские образования. Докембрийские породы представлены слюдисто-кварцевыми, хлорит-кварцевыми, кварц-хлоритовыми, кварц-биотитовыми, серицит-кварцевыми, серицит-хлорит-кварцевыми сланцами. Позднепротерозойские кристаллические сланцы вскрыты скважинами в районе поднятий (Ай-Торское, Каменное). Местами метаморфизованные сланцы Красноленинского свода прорваны ката-клазированными гранитами, абсолютный возраст которых варьирует в пределах 690—745 млн лет (Каменное поднятие). Метаморфические сланцы, вскрытые в районе северо-восточной и центральной частей Кальмановского прогиба и прилегающей территории отнесены к отложениям верхнего протерозоя [3]. Доюрские образования юго-западной части прогиба представлены терригенно-вулканоген-ными и андезито-базальтовыми отложениями палеозойского возраста. Палеозойские и более древние образования Красноленинского свода перекрываются с резким угловым несогласием эффузивно-осадочными породами триасового возраста, которые залегают в виде покровов во впадинах. Например, установленный абсолютный возраст диабазовых порфиритов Малоатлымского вала составляет 231 млн лет (Погорелов, 1966). Однако в пределах Кальмановского прогиба отложения триаса пока не вскрыты.
Осадочный чехол расчленен на ряд свит, сложенных мощными песчано-гли-нистыми толщами континентального и морского генезиса от раннеюрского до четвертичного времени. Отложения нижней юры (тоар-аален), так называемая шерка-линская свита, представлены проницаемыми песчаными пластами ЮК11 и ЮК10, разделенными глиной тогурской пачки и перекрытыми глинистыми отложения-
ми родомской пачки. Отложения средней юры (аален-байос-бат), так называемая тюменская свита — наиболее мощные из юрского комплекса, представлены чередованием пачек песчаников (проницаемые пласты ЮК2-9), алевролитов и аргиллитов. Отложения верхней юры подразделяются на абалакскую свиту (келло-вей-оксфорд-кимеридж), сложенную аргиллитоподобными глинами и прослоями и примесью песчано-алевролитового материала (пласт ЮК1), глауконита, включениями вторичного пририта и сидерита, и тутлеймскую свиту (аналог баже-новской свиты — волжский ярус), сложенную битуминозными листоватыми глинами с примесью известковистого и кремнистого материала. Отложения нижнего мела включают в себя продуктивные горизонты ВК1-3 (викуловская свита — апт). Вышележащие отложения представлены в стратиграфической колонке (рис. 2). Основные геологические особенности юрских залежей: локальная продуктивность ба-зальных слоев осадочного чехла и пород палеозойского фундамента, а также баже-новской свиты; сосредоточенность основных запасов УВ сырья в низкопроницаемых среднеюрских коллекторах (тюменская свита); рассланцованность и трещинова-тость глинисто-карбонатных верхнеюрских коллекторов (абалакская свита).
Рис. 2. Фрагмент схемы геологического строения доюрского основания Красноленинского свода (по В.С. Бочкарёву, В.Г. Криночкину, 1991 г. [5])
Рис. 2. Хроностратиграфическая колонка Красноленинского свода Западно-Сибирского НГБ (по материалам [3], [4])
Абсолютный возраст и разделение на эпохи указаны в соответствии с международной стратиграфической шкалой (International Commission of Stratigraphy, 2009) / www.stratigraphy.org.
Расчленение триаса приведено согласно схеме, утвержденной на 6-ом Межведомственном стратиграфическом совещании по стратиграфии мезозойских отложений Западной Сибири, 2003 [3]. Расчленение палеозоя Красноленинского свода приведено в ред. А.И. Краснова, 1999 [4]. Отложения вскрыты единичными скважинами. Разделение на свиты не произведено, поэтому в графе «Свиты» указан петрографический состав пород.
*
Изучение залежей УВ в низкопроницаемых коллекторах включает в себя реконструкцию истории их формирования (историко-генетический подход). Такой подход подразумевает анализ эволюции во времени составных элементов нефтегазовой системы: материнской свиты, породы-коллектора, покрышки и ловушки. Однако для обоснованности суждений о каждом элементе данной системы необходимо опираться на базовые знания причин появления этих элементов. Другими словами, необходимо понимать факторы, которые определяли направления развития геологических процессов. На основе изучения каротажных данных, 3Б-сейс-мики, описаний кернов для изучения были выделены основные геологические факторы, предопределившие направление развития геологических процессов и, как следствие, особенности распределения УВ в толще юрского комплекса:
— тектонический (изучены современные представления о гетерогенности блоков фундамента, сделана попытка реконструировать динамику палеотектониче-ских движений);
— палеогеографический (выбрана концептуальная модель осадконакопления, выделены основные группы осадочных фаций);
— термодинамический (планируется выделить термодинамически «открытые» и «закрытые» зоны);
— термобарический (реконструируется время максимальной генерации газоконденсата и его аккумуляции в ловушках юрского НГК).
Тектонический и палеогеографический факторы. Анализ результатов исследования кернов разведочных скважин в пределах Кальмановского прогиба и каротажных диаграмм позволил предварительно выяснить, что в раннеюрское время тектонические движения блоков фундамента носили еще довольно активный характер — амплитуды смещений по основным крупным разломам достигали 100 м. В течение среднеюрского времени локальная тектоническая активность затухала, пока в позднеюрское время разнонаправленные тектонические движения не сменились региональным опусканием.
Определен характер осадконакопления нижне-среднеюрского осадочного комплекса: континентальные отложения аллювиальной долины с аллювиально-пролю-виальными конусами выноса (шеркалинская свита) сменяются комплексом континентальных низкоэнергетических флювиальных отложений с постепенным их замещением прибрежно-морскими отложениями (тюменская свита) и комплексом морских отложений (абалакская и тутлеймская свиты). В качестве тектоно-седиментационной модели осадконакопления в пределах прогиба выбрана модель межгорной впадины, сопряженной с прибрежной равниной (рис. 3).
Термодинамический и термобарический факторы. Имеющиеся результаты исследований отражающей способности витринита свидетельствуют о том, что катагенез пород тюменской свиты не превысил стадии МК2-МК3. Катагенез отложений тутлеймской (аналога баженовской) свиты достигал лишь стадии МК1. Однако есть сведения, что кероген тогурской свиты имеет изотопный состав углерода (метана?) 5С13 от -25 до -28%о [7], что может свидетельствовать о достижении данными породами более поздних стадий катагенеза органического вещества (МК4-МК5), а также косвенно о глубинной термокаталитической природе газоконденсатов. Эти данные требуют более тщательной проверки и анализа.
В дальнейшем планируется детальнее изучить механизм геохимических преобразований ОВ при генерации УВ, рассмотреть условия для образования газоконденсатов ранней генерации в рамках теории фазовой зональности УВ, разработанной на кафедре МПИ РУДН проф. Евгением Ивановичем Тараненко. Для изучения данных процессов будут привлечены методы математического моделирования на базе программного комплекса Eclipse компании «Шлюмберже».
[1] Mickel L.D., Thomasson M.R. Pervasive Tight-gas Sandstone Reservoirs: An Overview. Understanding, Exploring, and Developing Tight-gas Sands — 2005 Vail Hedberg Conference. AAPG Hedberg Series. No 3.
[2] Vidas H., Hugman B. Availability, Economics, and Production potential of North American Unconventional Natural Gas Supplies. The INGAA Foundation, Inc., November, 2008).
[3] Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем MZ отложений Западной Сибири, Новосибирск, 2003 г. — Новосибирск: СНИИГГиМС, 2004.
[4] Елкин Е.А., Краснов В.И., Бахарев Н.К. и др. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Палеозой Западной Сибири. — Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2001.
[5] Бочкарев В. С. Тектонические условия замыкания геосинклиналей и ранние этапы развития молодых платформ (на примере Западно-Сибирской плиты и ее обрамления). — М.: Недра, 1973.
[6] Gerhard Einsele. Sedimentary Basins — Evolution, Facies, and Sediment Budget. — Springer, 2000.
Мутьевые отложения меандрирующих русел
Рис. 3. Модель осадконакопления юрского комплекса:
а — фаза активных тектонических движений, б — фаза затухания тектонической активности [6]
ЛИТЕРАТУРА
[7] Богородская Л.И., Меленевский В.Н., Фомичев А.С. Кероген тогурской свиты Западной Сибири — представитель органического вещества нефтематеринских пород озерных формаций // Геология и геофизика. — 2001. — № 5.
LOW-PERMEABILITY GAS-CONDENSATE RESERVOIRS IN KALMANOVSKY DEPRESSION
I.S. Motuzov
Engineering Faculty Peoples' Friendship University of Russia Ordzhonikidze str., 3, Moscow, Russia, 115419
In a light of present-day issues of reserves exploration in low-permeability reservoirs the development of theoretical ideas about the generation of hydrocarbon systems in terms of historical-genetic approach get another impulse to evolve. Distinguished factors that determine the evolution of petroleum systems of Kalmanovskiy depression are: tectonic, palaeogeographic, thermody-namic and pressure-thermal.
Key words: Gas-condensate, low-permeability reservoirs, Krasnoleninskiy arch, Tyumen suite.
