CC BY
120
УДК 550.361:553.98(571.121)
ДА Соин, В.А. Скоробогатов
Термобарические условия газонефтеносности северных районов Западной Сибири (суша и шельф)
Изучением термобарических условий в осадочном чехле Западно-Сибирской плиты (ЗСП) в связи с нефтегазоносностью занимались многие исследователи: В.С. Бочкарев, Н.А. Васин, В.В. Гордиенко, А. Д. Дучков, В.И. Ермаков, О.А Калятин, В.Е. Киченко, А.Р. Курчиков, И.И. Нестеров, А.А. Плотников, В.А. Скоробогатов, Д.А. Соин, Л.С. Соколова, Б.П. Ставицкий и др. [1-8]. Тем не менее, на сегодняшний день остаются недостаточно освещенными некоторые актуальные вопросы, касающиеся в первую очередь изучения особенностей распределения и прогнозирования пластовых давлений (ПД) и геотемператур в слабоизученных районах и комплексах пород северных районов Западной Сибири (Ямальской, Гыданской, Надым-Пурской и Пур-Тазовской нефтегазоносных областях (НГО), а также акватории Обской и Тазовской губ и Карского моря). Наименее изученными являются акватории, особенно открытый шельф Карского моря. Глубокопогруженные юрские отложения на севере ЗСП слабо изучены и характеризуются весьма сложным распределением геотермического и флюидобарического полей.
Плотность теплового потока (ПТП), распределение в разрезе пород с различными теплофизическими свойствами, вариации климата в постраннеолигоценовое время и сформировавшаяся мощная криолитозона определяют основные параметры современного геотермополя - средний современный геотермоградиент (ССГ), частный современный геотермоградиент (ЧСГ) и современную температуру (СТ) пород.
По данным А.Р. Курчикова и др. [5], в арктических районах ЗСП величины ПТП изменяются в диапазоне 44^61 мВт/м2. Установлено уменьшение напряженности теплового поля с запада на восток, что связано с увеличением возраста консолидации подстилающего фундамента от п-ова Ямал к Енисей-Хатангскому мегапрогибу и древней Сибирской платформе.
Распределение величин ЧСГ в отдельных литолого-стратиграфических комплексах пород арктических районов Западной Сибири изучено по наиболее хорошо разбуренным месторождениям (Бованенковскому, Новопортовскому, Уренгойскому, Ямбургскому, Харасавэйскому).
Распределение ЧСГ в меловой части разреза соответствует величинам теплопроводности отдельных литолого-стратиграфических толщ. Минимальные величины зафиксированы в существенно опесчаненной водонасыщенной толще пород альба и сеномана, ниже по разрезу происходит закономерное увеличение ЧСГ в связи с ростом глинистости от апта к неокому. В низах неокома продолжается рост величин ЧСГ вследствие развития мощной верхнеюрско-валанжинской глинистой покрышки, которая затрудняет отток тепла из юрской части разреза.
О характере распределения геотемператур в юре судить сложно, так как достоверной геотермической информации мало. По-видимому, в юрской толще также продолжается рост ЧСГ, что может быть связано с высоким насыщением песчано-глинистой толщи множеством скоплений УВ, а также с возможной вертикальной фильтрацией высоконагретых флюидов из доюрских пород, которые распространяются в проницаемой части юры под региональной покрышкой. Распределение величин ЧСГ в юрской части разреза прослежено на хорошо разбуренных Бованенковском и Уренгойском месторождениях. Отмечается, что геотермоградиенты в нижне-среднеюрских отложениях превышают их значения в нижнемеловых на 15^20 % и более. В районах, где мощность изолирующей покрышки сокращена, величины ЧСГ юрско-меловой
Ключевые слова:
Западная Сибирь,
геотемпературы,
пластовые
давления,
аномально
высокое пластовое
давление.
Keywords:
Western Siberia, geotemperature, formational pressure, abnormal-high formation pressure.
№ 5 (16) / 2013
60
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
части месторождения практически не меняются (например, на Новопортовском месторождении, где в низах неокома развита существенно песчанистая новопортовская дельтовая толща).
Суша севера Западной Сибири относится к области сплошного распространения многолетнемерзлых пород (ММП). Толщина ММП на большей части суши района исследований составляет 200+400 м. Криолитозона контролирует распределение геотемператур в верхней части разреза, в связи с чем на глубинах до 1000 м на многих площадях наблюдаются повышенные геотермоградиенты (4,0+5,0 °С/100 м).
Распределение ССГ в общих чертах соответствует вариациям величин глубинных тепловых потоков (рис. 1). Величины ССГ в интервале от подошвы криолитозоны до кровли средней юры (горизонт Ю2) изменяются в диапазоне 2,6+4,3 °С/100 м. На большей части территории величины ССГ изменяются в пределах 3,0+3,3 °С/100 м, минимальные значения (2,6+2,8 °С/100 м) зафиксированы в районах Мессояхского и Ванкорского месторождений, а также в центральной части п-ова Гыдан, повышенные значения ССГ (3,5+3,8 °С/100 м) фиксируются в южных частях Надым-Пур-Тазовского региона (ареал Восточно-Таркосалинского, Еты-Пуровского, Вынгаяхинского, Комсомольского, Мерето-яхинского месторождений), а также на месторождениях Нурминского мегавала. Локальный максимум (3,8 °С/100 м) наблюдается в районе Лензитского месторождения. Максимальные величины ССГ отмечаются в районе Хара-савэйского и Крузенштернского месторождений (4,1+4,3 °С/100 м). Здесь расположена крупнейшая в ЗСП положительная геотермическая аномалия, которая, по-видимому, продолжается в акваторию Карского моря.
Исходя из особенностей распределения ССГ, ЧСГ и глубинного положения пород средней юры авторами настоящей статьи составлена схема геотемператур в кровле горизонта Ю2 (рис. 2). На большей части территории рассчитанные геотемпературы составляют 100+120 °С. Минимальные значения геотемператур (40+80 °С) соответствуют периферийным областям бассейна, где юрские отложения погружены на небольшие глубины, максимальные значения (140+170 °С) ожидаются в центральных, наиболее погруженных частях Южно-Карской впадины.
Величины ПД в природных резервуарах мела и юры севера Западной Сибири распределены неравномерно и меняются от условно гидростатических (Рш / P ~ 1,0) до аномально высоких.
Верхняя часть разреза в объеме кайнозойских и меловых природных резервуаров в большинстве случаев характеризуется нормальными пластовыми давлениями с коэффициентом аномальности Ка ~ 1,00, за исключением самых нижних песчаных пластов неокома, где на некоторых месторождениях отмечаются повышенные давления (Ка = 1,05+1,15, редко до 1,40). Отдельно обособляются ачимовские отложения (берриас - валанжин), где Ка достигает 1,4+1,8. Исключение составляет Харасавэйское месторождение, характеризующееся отличными от большинства месторождений ЗСП термобарическими условиями [8].
Наличие аномально высоких пластовых давлений (АВПД) в нижней части неокома в общем случае объясняется повышенной изолированностью валанжинских природных резервуаров, которая обусловлена высокой глинистостью нижних частей мелового разреза.
В объеме юрского продуктивного комплекса ПД изменяются от нормальных до аномально высоких, в ряде случаев приближаясь к геостатическим (Ка = 2,0+2,05) (рис. 3).
Гидростатические ПД развиты в районах, близких к обрамлению осадочного бассейна, с глубинами залегания, как правило, не превышающими 2,5 км. На остальной части севера Западной Сибири развиты АВПД. На большинстве месторождений Ка ПД колеблется в пределах 1,1+1,7, однако на Харасавэйском, Ямбургском, Песцовом, Ен-Яхинском, Заполярном и Хальмерпаютинском зафиксированы ПД с Ка = 1,9+2,1.
Скачок ПД в нижне-среднеюрских отложениях по сравнению с нижнемеловыми определяется наличием разделяющей нижнемеловой и юрский комплексы глинистой толщи неоко-ма и подстилающей ее верхнеюрской глинистокремнистой толщей.
Четкой зависимости коэффициента аномальности от мощности изолирующей толщи и глубин залегания пород установить не удается. Видимо, распространение АВПД связано с особенностями герметичности толщи, которые зависят от минералогического, катагенетического, тектонического (разломы) и других факторов. Кроме того, необходимым условием нали-
№ 5 (16) / 2013
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
61
Рис. 1. Схема распределения средних современных геотермоградиентов в интервале разреза от подошвы криолитозоны до кровли средней юры (горизонт Ю2)
чия АВПД является достаточная удаленность от зон выклинивания нижне-среднеюрских отложений на границах осадочного бассейна.
Так, развитие зон АВПД в нижне-среднеюрских отложениях предполагается в центральных частях Карского моря, а также в ак-
ваториях Обской и Тазовской губ, там, где кровля средней юры погружена на глубины 3 км и более. Кроме того, наличие АВПД в нижне-среднеюрских отложениях можно достаточно уверенно предполагать на ряде площадей, где не было произведено замеров ПД,
№ 5 (16) / 2013
62
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Рис. 2. Схема изменения геотемператур в кровле средней юры (горизонт Ю2)
например на месторождениях, где зона АВПД встречена выше, - в неокомских (ачимовских) пластах (Ростовцевское, Хамбатейское месторождения).
Исследование особенностей распространения и прогнозирование пластовых давлений и температур в слабоизученных природных
резервуарах, разработка единых термобарических и катагенетических критериев раздельного прогноза газо- и нефтеносности не утратили своей актуальности и в настоящее время. Такие исследования были проведены Д.А. Соиным в 2010 г. для Ямальской НГО, и результаты позволили установить четкие границы размещения за-
№ 5 (16) / 2013
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
63
Рис. 3. Схема изменения аномальности пластовых давлений (горизонт Ю2)
лежей УВ различного фазового состава и выполнить раздельный прогноз нефтегазоносности.
Вопрос влияния термоглубинных условий залегания пород на нефтегазопродуктивность больших глубин особенно актуален для юрских и доюрских отложений арктических частей бассейна, погруженных на глубины более 3,5 км.
На рис. 4 представлен график зависимости результатов испытаний юрских отложений арктических областей Западной Сибири от глубины их залегания и величин современных пластовых температур. Для построения графика использованы результаты, полученные на различных объектах нижне-среднеюрской толщи
№ 5 (16) / 2013
64
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
80
90
Современная температура пород, °С 100 110 120 130 140
150
160
Рис. 4. Зависимость результатов испытаний юрских отложений арктических областей Западной Сибири от глубины их залегания и величин современных пластовых температур
Современная температура пород, °С
80 90 100 110 120 130 140 150 160
Рис. 5. Зависимость результатов испытаний юрских отложений Уренгойского месторождения от глубины их залегания и величин современных температур
№ 5 (16) / 2013
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
65
Ямальской и Гыданской НГО, а также севера Надым-Пур-Тазовского региона (Семаковское, Парусовое, Ямбургское и Северо-Уренгойское месторождения). На графике прослеживается зависимость результатов испытаний от определенных значений температур и глубин залегания, причем отмечается взаимозаменяемость глубин и температур. Так, Ямбургское месторождение характеризуется относительно невысокой напряженностью геотермополя: величина ССГ составляет около 3,0 °С/100 м. Здесь из среднеюрских горизонтов получены высокодебитные притоки газа с конденсатом на глубинах до 4,0^4,2 км, в то время как на Харасавэйском месторождении, где величина ССГ составляет около 4,2 °С/100 м, все испытанные объекты на глубинах более 3350 м оказались в зоне развития плотных коллекторов.
Для прогноза зон распространения коллекторов с удовлетворительными добывными возможностями предлагается использовать термоглубинный параметр, равный произведению глубины залегания предполагаемых коллекторских горизонтов на величину современной пластовой температуры (км • °С). Величина, огра-
Список литературы
1. Нестеров И.И. Основные особенности геотемпературного поля Западной Сибири / И.И. Нестеров, А.Р. Курчиков,
Б.П. Ставицкий // Нефтегеологические интерпретации теплового режима недр Западной Сибири. - Тюмень, 1988.
2. Дучков А.Д. Тепловой поток и температура литосферы Западной Сибири / А.Д. Дучков, Л.С. Соколова // Нефтегеологические интерпретации теплового режима недр Западной Сибири. - Тюмень, 1988, - С. 41-57.
3. Ермаков В.И. Термоглубинные условия газонефтеносности юрских отложений северных районов Западной Сибири /
В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов // Геология нефти и газа. - 1988. - № 11. - С. 17-22.
4. Ермаков В. И. Тепловое поле
и нефтегазоносность молодых плит СССР / В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов. - М.: Недра, 1986.
ничивающая зону распространения нетрадиционных (плотных) коллекторов, соответствующая значению около 460 км • °С термоглубинных единиц (ТГЕ), нанесена на график.
Подобная зависимость (рис. 5) прослежена также для юрских отложений в районе Уренгойского месторождения (Уренгойское, Песцовое, Ен-Яхинское). Высокодебитные притоки получены в объектах, характеризующихся значениями менее 460 ТГЕ, при более высоких величинах отмечаются низкодебитные притоки газа с конденсатом и водой.
Таким образом, критерии прогноза нефтегазоносности, основанные на термобарической характеристике пород, целесообразно применять при оценке перспектив слабоизученных нижне-среднеюрских, триасовых и палеозойских отложений всего севера ЗСП, в том числе акватории Карского моря. При этом использование термоглубинного параметра позволит выделить зоны развития традиционных и нетрадиционных (плотных) низкопроницаемых коллекторов и произвести оценку их ресурсного потенциала.
5. Курчиков А.Р. Геотермия нефтегазоносных областей Западной Сибири / А.Р. Курчиков,
Б.П. Ставицкий. - М.: Недра, 1987. - 134 с.
6. Скоробогатов В.А. Геотермические
и катагенетические условия нефтегазоносности Ямало-Карского региона Западной Сибири / В.А. Скоробогатов, Д.А. Соин // Геология нефти и газа. - 2011. - № 2.
7. Скоробогатов В.А. Геотермические условия газонефтеносности Ямальской области Западной Сибири / В. А. Скоробогатов,
Д.А. Соин // Геология нефти и газа. - 2009. -№ 5. - С. 25-29.
8. Соин Д.А. Сверхгидростатические пластовые давления в геофлюидальной системе природных резервуаров нижнего мела и юры Ямальской нефтегазоносной области Западной Сибири / Д.А. Соин // Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.: сб. науч. ст. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2010. - С. 63-67.
№ 5 (16) / 2013
