CC BY
2УДК 553.94=512.122
ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ И ДИНАМИКА ФОРМИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ В ЗАПАДНОЙ СИБИРИ И ЮЖНО-ТОРГАЙСКОМ БАССЕЙНЕ: СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ
ШЭДЕТЦЫЗЫ АЙТОЛЦЫН
Магистрант кафедры ГРМПИ, Карагандинский технический университет имени Абылкаса Сагинова, Караганда, Казахстан
ИМАНБАЕВА СВЕТА БАКЫТОВНА
Старший преподаватель кафедры «Геология и разведка месторождений полезных ископаемых», PhD, Карагандинский технический университет имени Абылкаса Сагинова,
Караганда, Казахстан
Аннотация. Статья посвящена исследованию геологической структуры и процессов формирования нефтегазоносных залежей в Западной Сибири и Южно-Торгайском бассейне. Объектом анализа являются основные типы коллекторов углеводородов, а также условия их накопления. Западная Сибирь представлена моноклинальной структурой с палеозойскими и мезозойскими отложениями, в то время как Южно-Торгайский бассейн демонстрирует складчатость и сложную трещиноватость пород. Исследование выявляет ключевые различия в генезисе углеводородов, что способствует более глубокому пониманию условий образования залежей и перспектив разведки ресурсов в данных регионах.
Ключевые слова: геологическая структура, коллекторы нефти и газа, нефтематеринские толщи, докембрийские отложения, углеводороды, проницаемость.
Введение. Нефтегазоносные районы Западного Сибиря и Южно-Торгайских бассейнов представляют собой значительные объекты для изучения и разработки природных ресурсов. Формирование залежей нефти и газа в этих регионах является предметом интереса уже на протяжении многих десятилетий. В этой связи возникает вопрос о процессах формирования нефтегазоносных залежей, которые способствуют выявлению общих и отличительных особенностей геологического строения, эволюции отложений, условий накопления и различий в генезисе углеводородов. Исследование позволит лучше понять условия образования и перспективы разведки нефтегазоносных ресурсов в этих двух областях, что имеет важное значение для развития нефтегазовой промышленности России и Казахстана.
Был осуществлен анализ геологической структуры областей, основных типов коллекторов углеводородов, условий формирования и запасов нефти и газа. Западный Сибирь характеризуется преимущественно моноклинальным строением, с разнообразными литологическими фациами отложений, включая палеозойские и мезозойские отложения. В то время как в Южно-Торгайском бассейне, состоящего преимущественно из седиментных пород юры и мела, наблюдается складчатость и разнообразие трещиноватости пород.
Методы исследования. Были проанализированы результаты уже проведенных геолого-геофизических методов исследования, которые позволяют изучить геологическое строение регионов, выявить особенности структуры залежей, определить типы пород и их физико-химические свойства. Так же были изучены результаты гидрогеологических методов исследования, что позволяет установить характеристики водоносных горизонтов, определить возможные пути миграции горючих углеводородов, а также исследовать влияние воды на формирование залежей. В то время как изучение рельефа регионов позволяет определить историю геологического развития, выявить возможные участки наибольшего накопления углеводородов, а также их миграции и концентрации. Комбинирование указанных методов позволит получить всестороннее представление о процессах формирования залежей в
Западном Сибире и Южно Торгайских бассейнах, а также сделать сравнительный анализ между этими двумя регионами.
Обзор литературы. Ряд научных исследовании посвящены изучению геологического строения Западного Сибиря, в число которых входит работа В.Л. Шустера, С.А. Пунановой и А.Н. Дмитриевского [1, с. 144]. Свою работу они посвятили различным аспектам геологического строения и нефтегазоносности нижнего этажа Западной Сибири - доюрскому комплексу, включая образования фундамента. На основе анализа зарубежных и российских материалов авторы разработали модель строения и механизмы формирования скоплений нефти (газа) в фундаменте.
Большое количество исследований посвящено условиям формирования песчаных пластов - коллекторов на территорий Западного Сибиря. К примеру, Л.А. Краснощекова, В.Б. Белозеров и А.С. Гарсия Бальса в своем исследовании связывают формирование коллекторов Северо-Останинского месторождения с процессами вторичной доломитизации органогенных и органогенно - обломочных известняков биогермной постройки палеозойского пласта [2, С. 208 - 219].
В своей работе А.Э. Конторович и В.А. Каширцев исследуют научные обоснования перспектив нефтегазоносности Западной Сибири [3. С. 223 - 244]. Отталкиваясь от результатов исследования И.М. Губкина авторы сделали вывод, что новейшие исследования полностью подтвердили, что именно морские отложения юры являются главным источником нефти в Западной Сибири.
Различные работы по геохимическому анализу углеводородов в регионе дают представление о происхождении и качественных характеристиках нефти и газа. К таким родам исследования относятся работы Л.В. Строганова [4. c. 415] и Р.К. Мадишевой [5. С. 116 - 130]. В своей книге Л.В. Строганов и В.А. Скоробогатов привели пример из проведенного комплексного анализа влияния газов и нефтей ранней генерации на формирование и размещение скоплений углеводородов в недрах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Кратко проанализировали мировой опыт изучения процессов онтогенеза углеводородов в земных недрах. Так же на основе детального изучения и обобщения накопленных материалов по литологии, тектонике, геохимии и геотермии пород были выполнены расчеты объемов и масс генерированных углеводородных газов и битумоидов.
В свою очередь наши отечественные авторы Мадишева Р.К., Серебренникова О.В., Оздоев С.М. и Портнов В.С. в своих исследованиях на основании данных анализа индивидуального состава биомаркеров нефтей из нижнего мела, нижней юры, палеозоя и протерозоя Арыскумского прогиба Южно-Торгайского нефтегазоносного бассейна реконструировали условия формирования нефтематеринских отложений, генерировавших нефти рассматриваемой территории.
Результаты и обсуждение. В настоящее время в Западной Сибири активно ведется изучение и добыча нефти и газа из пород-коллекторов мезозойского возраста, которые обладают гранулярной структурой. В то же время доюрские карбонатные отложения имеют гидротермальный порово-трещинный тип коллектора из-за специфики их образования и изменений, происходящих в результате вторичных процессов. Это требует особого внимания и подхода к добыче углеводородов из таких коллекторов.
Источники из нефтематеринских отложений докембрийского возраста, расположенные в восточной Сибири считаются источниками нефти для месторождений нефти и газа в отложениях Западно-Сибирской геосинеклизы[1]. Подобно тому, как реки текущие по поверхности земли с гор к морю, нефть перемещается в недрах земли от источников нефти по направлению вверх по поверхности, где расположены нефтеносные свиты. В ЗападноСибирской геосинеклизе такой поверхностью является подошва Баженовской свиты. Ниже, ближе к источнику нефти, находятся менее выраженные площадки, такие как поверхность локальных покрышек юрского возраста.
Если нефть мигрировала из нефтегенерирующих пород на территорию Западной Сибири с востока и с севера на значительные расстояния, то маршруты миграции нефти также должны быть долгими. Поэтому в областях трещинообразования внутри палеозойских отложений, помимо их проявления на доюрской поверхности в виде разветвленных трещинных систем северо-западного и северо-восточного направлений, должны существовать обширные площадки с горизонтальным разрезом, где зоны трещинности направлены к центральной части Западной Сибирской геосинеклизы[2].
Для переноса нефти из зон основного нефтегазообразования отложений Баженовской свиты, погруженных в пределы основной зоны нефтегазообразования на глубине 1,5...4,0 км, к центральной и южной части Западно-Сибирской геосинеклизы предполагается наличие наклонных зон проникновения нефти сквозь юрские отложения к пластам палеозойских отложений. Такие площадки могут быть как горизонтальными, так и вертикальными и иметь значительные размеры, представляя собой потенциально не исследованные резервуары нефти и газа на больших глубинах. Участки, соответствующие приподнятым областям горизонта На, соответствующим приподнятым участкам доюрского фундамента, могут содержать породы-коллекторы с аномально высоким пластовым давлением, насыщенные углеводородами. В резервуарах рассматриваемых месторождений можно обнаружить как горизонтальные, так и вертикальные участки, наполненные углеводородами и постоянно пополняемые нефтью и газом из восточного и северного направлений относительно центральной части ЗападноСибирской геосинеклизы.
Относительно Южно-Торгайского бассейна, в большинстве его территории домезозойское основание представлено переходным комплексом, наложенным на протерозойский и нижнепалеозойский кристаллический фундамент. В самом бассейне отчетливо выделяются грабены, сформировавшиеся на границе триаса и юры, заполненные в основном юрскими и меловыми отложениями. Накопление материала в Юрских отложениях происходило в условиях континентального климата, создавая так называемые сухие грабены. Характерная структура этих областей напоминала широкую долину с крутыми склонами по краям (рифтом), вдоль которых протекали реки, образуя прямолинейные участки, которые меняли свой характер в зависимости от времени года. В результате осадки накапливались в этих реках, формируя хорошие коллекторы благодаря промыванию, округлению и сортировке углеводородами обогащенных песчаников [2]. Кроме того, в широких долинах реки изгибаются (меандрируют), образуя старицы, которые также служат местами накопления осадков, включая карбонатные отложения. Помимо этого, процесс разрушения материала с поверхности на склонах грабенов с ровным дном называется конусным выносом. Степень неоднородности коллекторов существенно зависит от условий их накопления, как уже было сказано.
конусы выноса
Рисунок 1 - Блок - схема условий накопления осадков в юрских- синклиналях Южного
Торгая.
Коллекторы образовывались в различных условиях: 1) в руслах рек, 2) в поймах рек, 3) в меандрирующих реках (болотно-озерных системах), 4) на конусах выноса. Русло - это канал, созданный рекой для основного потока. В руслах рек оседание происходит в самом канале, на берегах во время паводков и в устьевых областях, где формируются конусы выноса или дельты. Общий материал, отложенный реками, называется аллювием. Аллювий речных равнин делится на русловой, прибрежный и старичный. Русловой аллювий накапливается в условиях постоянно изменяющегося канала, где вода обладает максимальной энергией, поэтому содержит самые грубые материалы - от мелкого песка до гравия и крупных камней.
Образование руслового аллювия в реке с изгибами - это результат меандрирования. Важным фактором формирования прибрежных зон и их воздействия на речные процессы являются периодические затопления и эрозионно-аккумулятивные процессы на их поверхности. Эти аспекты напрямую зависят от особенностей гидрологического режима области, включая высоту и длительность затоплений, направление течений в поймах, а также воздействие ледохода в периоды наводнений. В контексте меандрирующих речных систем, которые образуются на участках с более плоским рельефом, русла приобретают сложную синусоидальную форму.
Наличие разнообразных отложений, включая песчаные тела и глину, приводит к образованию морфологической неоднородности в поймах. В определенных случаях меандрирующие системы могут быть разделены на гидродинамически изолированные участки из-за различий в литологии[3].
В девоне и раннем карбоне, на пассивной континентальной окраине Казахстанской плиты, формировались задуговые бассейны Торгай и Сырдарья (рис.2).
Рисунок 2 - Геодинамическая модель развития Южно-Торгайского бассейна 1 - базальтовый слой; 2 - гранитный слой; 3 - осадки девон-каменноугольного возраста, накопившиеся в условиях пассивной континентальной окраины; 4 -осадки карбон-пермского возраста, образовавшиеся в этапы столкновения Восточно-Европейской и Казахстанской литосферных плит в краевых, междуговых и задуговых бассейнах
Торгайский и Сырдарьинский бассейны, отделенные северо-западным продолжением Каратауского антиклинория, подверглись процессам растяжения. Формирование Южно-Торгайского бассейна началось из-за геодинамических явлений в конце пермского периода и в триасе, когда происходило активное перемещение Торгайской микроплиты. Осадки
ОФ "Международный научно-исследовательский центр "Endless Light in Science"
накапливались со скоростью 140 метров в миллион лет, и к концу юрского периода гребни объединились в Южно-Торгайский осадочный бассейн.
Для обоих нефтяных регионов основными факторами формирования осадочных отложений были: 1) континентальные условия среды; 2) специфические тектонические характеристики в рифтовой зоне[3]. Первый фактор привел к образованию характерного континентального терригенного осадочного разреза, второй фактор определил энергетические уровни осадконакопления и литофациальные особенности отложений.
Касательно структуры отложений Шаимского нефтегазового района (Западная Сибирь), можно отметить, что каждое месторождение характеризуется значительной изменчивостью толщи отложений. Из-за резкого изменения нижней части тюменской свиты на небольших расстояниях на одном и том же участке часто могут встречаться сильно отличающиеся типы, например, сланцы ("Д") с алевролитами ("Т"), или известняки ("С") с глинами ("Л"). Этот феномен усугубляется особенностями границ месторождений и лицензионных участков, которые часто выделяются не только по геологическим, но и по нефтегазовым критериям, иногда даже административным путем.
Рисунок 2 - Геодинамическая модель развития Шаимского НГР(Западная Сибирь) в
раннемезозойскую эпоху 1 - доюрский фундамент; 2 - келловей-верхнеюрские отложения; 3 - известково-терригенные отложения вогулкинской толщи; 4 - дистальные, хемогенно-карбонатные выносы («желтяки»); 5-7 - отложения тюменской свиты: 5 - прибрежно (мелководно)-бассейновые, 6 - озерно-аллювиальные, 7 - озерно- болотные (угли); 8 - инициальная часть
разреза; 9 - внутриформационные перерывы; 10 - радомская пачка; 11 - отложения собственно шеркалинской свиты. Вверху обозначения фациально-циклических типов (ФЦТ) разрезов: ЛГ - «лысых гор», В - вогулкинский, Т - тальниковый, Д - даниловский, С -
сыморьяхский, Л - ловинский
Тип Л (ловинский) встречается в тюменской свите за пределами Шаимского НГР и имеет общую толщину разреза более 110-120 м. Он содержит полный набор литоциклов, залегающих на радомской пачке. Этот тип обычно характеризуется озерно-аллювиальным ландшафтом с коллекторами Ю7-9. Тип С (сыморьяхский) включает в себя инициальную породу, в основном озерную или болотную, с широким распространением. Он аналогичен угольному пласту У10 на юго-востоке ЗСП. Тип Т (тальниковый) обнаруживается в восточной и юговосточных частях Шаимского НГР и отличается различным гипсометрическим положением разрезов. Он
состоит преимущественно из континентальных отложений, переходящих при верхних слоях в прибрежнобассейновые. Тип Д (даниловский) присутствует в самом верхнем слое тюменской свиты. Его структурной особенностью является наличие тонких угольных слоев, выступающих как своеобразная «демпферная смазка» в кровле нижнеплитного этажа.
Распределение коллекторских свойств
В Западно-Сибирском НГР считается, что породы - коллекторы формировались в юрских карбонатных породах под влиянием гипергенных процессов в период континентального потепления этого региона. Изменения современного палеорельефа можно оценить по изменениям рельефа на уровне IIa (нижняя граница Баженовской свиты). Вероятно, осадочные слои баженовской свиты начали накапливаться на относительно ровном дне позднеюрского моря, а изменения поверхности IIa связаны с вертикальным перемещением вверх и вниз отдельных блоков палеозойского основания.
Коллекторские свойства отложений доломито - известняковой толщи формируются в зоне диагенетической и первичной раннекатагенетической доломитизации, проявляющейся через цементацию породы. Исследованы коллекторские свойства отложений по данным скважин Северо-Останинских 5 и 7.
Таблица 1 - Коллекторские свойства карбонатных пород доломито-известняковой толщи (Северо-Останинское месторождение, Западная Сибирь)
Интервал, м Вторичные Пористость Проницаемость,
изменения открытая, Кп, % Кпр, 10 -3 мкм2
доломитов
замещения
Скважина 5
2795,3-2801,3 пористый 4,0 14,0
2801,3-2804,3 2,0 5,0
Скважина 7
2794,1-2801,3 кавернозный 2,2 46,8
2809,0-2814,0 пористый 1,0 35,8
2830,5...2834,5 трещиноватый 1,4 76,4
Аналогичную картину мы имеем при рассмотрении отложений толщи известняков с биогермами и биостромами. Здесь значения пористости пород, как и по отложениям толщи доломито-известняковой, фактически не показывают связи с доюрской поверхностью. Отложения карбонатной толщи не подвергались процессам доломитизации в диагенезе, что отличает их от описанных выше[5]. Измерения проницаемости проводились двумя методиками - одна отражает трещинную проницаемость, а вторая ближе к проницаемости через матрицу породы. Скважина Урманская 5 показывает некоторую связь с доюрской поверхностью. Таким образом, отложения карбонатной толщи могут быть перспективными для образования пород-коллекторов в районах проявления доломитизации, улучшаясь при вторичном катагенетическом выщелачивании и, в некоторой степени, гипергенном выщелачивании.
Что касается залежей Южно-Торгайской впадины, коллекторы Арыскумского прогиба имеют различные фильтрационные свойства в зависимости от геологических условий в каждом конкретном районе прогиба. В целом, можно отметить, что коллекторы прогиба обладают высокой пористостью и проницаемостью, что способствует эффективной фильтрации нефти и газа[5]. Это обусловлено наличием в породах коллекторов значительного количества пор и трещин, обеспечивающих хорошую связность между зернами породы и
создающих эффективную систему пространственных каналов для передвижения жидкости и газа.
Залежи нефти и газа в Арыскумском прогибе сосредоточены, в основном, в отложениях нижненеокомского, верхне- и среднеюрских комплексов. Меловые отложения сложены чередующимися толщами пород, характеризующимися различными емкостно-фильтрационными свойствами.
Для детального раскрытия коллекторов и горизонтов были взяты материалы с разреза скважины 57-С месторождения Северный Хаиркелды, распологающийся в Арыскумском прогибе (табл.2).
Таблица 2 - Сравнение коллекторских свойств Западного Сибиря(по скважине Урманская 5) и Южно - Торгайских НГР (по скважине 57-С)
Западная Сибирь Интервал/гориз онт Южный То ргай
1263147 м (IIa) 31473159 м (IIa) 31593165 м (IIa) М 1 М 2 Ю1 Ю2
звестн як, туф Известн як, доломит Извест няк Состав пород Глинисто-песчаные глининстые Алевролитово -песчаные
,35 1,6 1,5 Пористость, % 0.1 - 0.15 0.1 - 1,5 0.01-0.45
,1 5,5 3,5 Проницаемость, мкм2 0.001- 2.2 0.01 - 2.2 0,01-2.4 0,01 -2.3
BVI (М,Т) Тип коллектора/зале жи Пластово-сводовая Пластово -массивная Пластово-сводовая
1 12 6 Толщина коллектора, м 2-16 22-70 2.8 - 22 14
Водонефтяной контакт, м 977 - 990 м 985 - 993 1140 - 1299
В первом меловом горизонте (М-1) тип залежи также пластово - сводовая, имеет 4 пласта, самая нижняя изменяется на плотную, либо сливается со средней. Мощность составляет 16 м, водонефтяной контакт - 977 - 990 м, мощность нефтеносной толщи - 35 м. В северном участке залежи выявлена в крупная водонефтяная зона. Самые крупные продуктивные толщи выявлены в центре и в северном участке залежи. Однако к восточному, западному и южному участкам эффективная толщина снижается. Среднее значение расчленения горизонта - 4,5, вариационный коэффициент - 0.45.
Залежь второго мелового горизонта (М-П) пластово - массивная, самая крупная нефтенасыщенная толщина заключена в своде залежи. Второй горизонт обособлен от верхнего прослоя глин толщины до 22 м. Наибольшая толщина горизонта составляет 93.2 м (среднее -70 м). Количество прослеживающихся пластов коллекторов составляет 12. Коэффициент песчаности - 0.72, распространения - 0,9. Тип залежи - массивная, размеры которого 5.2 2.6 км, а высота - 27 м.
Юрские продуктивные горизонты Ю-1 и Ю-2 имеют залежи с газовой и нефтяной шапкой. Вобщем и целом данные горизонты в месторождении считаются главными запасами
нефти и газа, где имеется крупнейшая нефтеносная территория. Самые крупные нефтегазонасыщенные толщи (около 16.5 м) расположены в своде залежи[5]. Тип залежи -пластовая сводовая, осложнена тектоническим нарушением. Размеры составляют - 178,2 км, высота - 130 м.
Касательно состава пород можно отметить следующее: из горизонтов Юры: третий горизонт состоит из алевролитов и алевритов (68%), песчаников (32%). Второй горизонт -алевролитов и алевритов (71%), песчаники и пески (29%), а первый горизонт - из алевролитов и алевритов (83%). К северной части первый горизонт состоит в основном из карбонатных песчаников и известняков.
Выводы. 1. Выявлены условия для формирования нефтегазоносных залежей в Западно Сибирской и Южно - Торгайских НГР. В целом в обеих НГР накопление углеводородов происходил в условиях континентального климата и специфических тектонических характеристик в рифтовой зоне.
2. Источником нефти Западной Сибири считаютя докембрийские отложения, из которых углеводороды мигрировали вверх к подошве Баженовской свиты, которая являлась основной зоной нефтегазонакопления. После чего нефть мигрировала к южной части Западно Сибирской геосинеклизы, проникая сквозь юрские отложения к пластам палеозойских отложений. По структуре отложений Западная Сибирь характеризуется значительной изменчивостью. Это связано с толщиной отложений. Из-за резких изменении в нижней части тюменской свиты в одном участке часто могут встречаться сильно отличающиеся типы, к примеру, сланцы с алевролитами или известняки с глинами.
3. Формирование Южного Торгая происходило в конце пермского периода и в триасе, за счет активного перемещения Торгайской микроплиты. Осадки накапливались со скоростью 140 метров в миллион лет, и к концу юрского периода гребни объединились в Южно-Торгайский осадочный бассейн.
4. Залежи Южно-Торгайской впадины сосредоточены в основном в отложениях нижненеокомского, верхне- и среднеюрских комплексов. В то время как залежи Западной Сибири распределены в юрских карбонатных отложениях.
1. Анатолий, Дмитриевский Доюрский комплекс Западной Сибири - новый этаж нефтегазоносности / Дмитриевский Анатолий , Владимир Шустер und Светлана Пунанова. - М.: LAP Lambert Academic Publishing, 2012. - 144 c.
2. Краснощекова Л.А. Условия образования вторичных доломитов в палеозойских карбонатных коллекторах Северо-Останинского месторождения (Западная Сибирь) по данным микрокриотермометрии/ Краснощекова Л.А., Гарсия Бальса А., Белозеров В.Б.// Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2020. - № 8. - С. 208-219
3. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Вып. 5. Тунгусский бассейн / Конторович А.Э., Каширцев В.А., [Редкол.: гл. ред. АЭ.Канторович]. - Новосибирск, 1994. -91 с.
4. Строганов Л.В., Скоробогатов В.А. Геологическое строение и газонефтеносность Ямала. -M.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 352 c.
5. Мадишева Р.К. Состав биомаркеров и происхождение нефтей арыскумского прогиба (южный казахстан)/ Мадишева Р.К., Серебренникова О.В., Оздоев С.М., Портнов В.С.// Известия Томского политехнического университета. -2020. -№7. - С. 116 - 130
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАНИИ ЛИТЕРАТУРЫ
