Нефтегазоность

В последнее время интерес к изучению южной (Тюменской) части Западно-Сибирской плиты, на долгие годы незаслуженно обойденной вниманием, постоянно возрастает. Это связано не только с перспективами нефтегазоносности, но и появлением данных о возможности обнаружения на рассматриваемой территории промышленных концентраций ряда твердых полезных ископаемых, а также целесообразности использования в местных народно-хозяйственных целях нетрадиционных энергетических источников (растворенный газ, термальные воды и др.).

В последнее время, в практике нефтегазопоисковых работ как в России, так и за рубежом появились новые геологические данные, существенно меняющие представления о генетическом типе нефтематеринских пород фундамента, способных вмещать залежи углеводородов. Кроме того была установлена продуктивность кристаллических пород фундамента и промышленная нефтегазоносность районов и структурно-формационных зон, традиционно считавшихся бесперспективными. Это, в том числе, горно-складчатые системы /Кавказ, Урал, Грейт-Валли и др./, гранитные массивы /Белый Тигр/ и др. /11, 13, 15, 16/. Следует также отметить, что в регионе определенный поисковый интерес может представлять граница ''фундамент-чехол'', в зоне которой возможно образование нетрадиционных и разнообразных по форме ловушек для нефти и газа. Первоочередное значение имеют участки, где чехол в базальной части сложен юрскими отложениями.

В доюрской части разреза рассматриваемой территории основные нефтегазоносные комплексы (объекты), согласно имеющихся предварительных аналитических и общегеологических данных, следует связывать, как с отложениями промежуточного структурно-тектонического этажа (пермо-триас?), так и с внутрипалеозойскими горизонтами (девон-ранний карбон?).

По мере углубленного изучения ряда площадей ЗСП, появляется все больше данных о реальной промышленной нефтегазоносности отложений промежуточного структурно-тектонического этажа. К настоящему моменту в отложениях, слагающих это тектоническое подразделение, установлено большое число нефтегазовых проявлений /3/, а также ряд промышленных залежей (Рогожниковская, Тевризская и др. площади). Непосредственно в пределах интересующей нас территории, в рассматриваемом разрезе также зафиксированы нефтебитумные проявления и их признаки в пределах Тюменского и Тобольского блоков на Черкашинской и Тобольской площадях (рис. 1.14). Исключительно важные положительные результаты были получены при бурении Зайсанской параметрической скважины, заложенной в одноименном межгорном прогибе, сложенным нефтегазоносными отложениями пермского возраста.

Материалы изучения доюрских образований свидетельствуют о довольно широком развитии на юге области вулканогенно-осадочных отложений триаса, принимающих участие в строении рифтогенных структур. Наиболее уверенно такие рифтогенные, линейнообразные прогибы картируются по грави-магнитным данным в пределах Заводоуковского блока /Воронов В.Н., 1999/. Границы этих структур несомненно тектонические и вероятнее всего имеют глубинное заложение. В известной мере, они рассматриваются как тектонические аналоги существующей региональной рифтовой системы, характерной как для Зауралья (Челябинский грабен), так и центральной части ЗСП (Колтогорско-Уренгойский, Аганский и др. грабен-рифты), нефтеконтролирующая роль которых в настоящее время достаточно хорошо известна /18/. Имеющиеся результаты исследований кернов Борковской и Ишимской скважин, показали наличие в них органического вещества, которое по своему составу и свойствам, вполне может быть отнесено к нефтегазопроизводящим. Исходя из этого, описываемые объекты, на наш взгляд, представляются в отношении нефтегазоносности весьма привлекательными, требующими всестороннего изучения.

Помимо этих контрастных геологических объектов, согласно последних данных регионального сейсмопрофилирования, выделяются более крупные впадины (прогибы), предположительно, по аналогии с характером волновой картины, наблюдаемой в Среднем Приобье /Криночкин В.Г. и др., 2001/, сложенные пермо-триасовым комплексом. Описываемые отложения в волновом поле характеризуются наличием довольно протяженных наклонных и субпараллельных отражений с высокой динамической выраженностью, пространственная форма которых отвечает типу заполнения осадками впадин. Идентичные волновые картины и отложения указанного возраста и их нефтегазоносность установлены не только на территории ЗСП (Рогожниковская, Хохряковская и др. месторождения), они известны и продуктивны в Печорском и Таймырском (Нордвик-Хаттангская площади) бассейнах.

В пределах юга Тюменской области, на сегодня, такие впадины зафиксированы по результатам регионального сейсмопрофилирования в восточной части района, на участке пересечения региональных профилей I-В, I-К и CII-А и др., где уже нами рекомендовалось параметрическое бурение, в том числе, и на Верхне-Туртасской площади. Здесь, помимо изучения и опробования, предположительно, позднепалеозойско-раннемезозойского разреза, значительный поисковый интерес представляют, как уже отмечалось, ярко проявленные зоны регионального углового несогласия, высокая продуктивность которых, исходя из мировой практики нефтегазопоисковых работ, хорошо известна.

Другим нефтегазоносным объектом в доюрском разрезе, несомненно, являются собственно палеозойские образования. Основные перспективы, при этом, связываются только с средне- позднепалеозойскими отложениями, поскольку породы нижнего палеозоя, слагающие метаморфизованную часть фундамента, явно бесперспективны.

Практика нефтегазопоисковых работ в Западной Сибири показала, что продуктивность палеозойских образований может быть связана как с глубинными участками их разреза, так и с измененной верхней его частью. К настоящему времени наиболее изученным является аспект, связанный с продуктивностью пород фундамента, затронутых гипергенными процессами. Благодаря их воздействию на породы в них формируются пустотно-поровые и трещинно-поровые пространства, нередко превосходящие фильтрационно-емкостные свойства коллекторов юрских осадков.

В настоящее время в Западной Сибири выявлено значительное число залежей УВ, связанных с этими образованиями, причем ряд из них относится к высокодебитным (Новопортовское, Северо-Варьеганское и др. месторождения). Большая часть исследователей этой проблемы считает, что наиболее перспективные для корообразования и эпигенетического преобразования являются хемогенные осадочные породы карбонатного состава, которые наиболее подвержены разрушению при выветривании с образованием большого количества пустотно-трещинных участков значительных объемов. Именно с известняками связаны углеводородные залежи на Новопортовском, Северо-Варьеганском месторождениях, залежи нефти в палеозойских образованиях Нюрольской впадины

Несмотря на это, нефтегазоносность доюрских образований Западной Сибири не следует ограничивать указанным составом пород. Продуктивность, как свидетельствуют многочисленные данные, может быть связана с широким спектром петрографических разновидностей пород - от ультраосновных, основных и кислых интрузивных и вулканогенных пород до метаморфических и разнообразных осадочных и вулканогенно-осадочных пород. Следует заметить, что исходный состав материнских пород, подвергавшихся выветриванию и дальнейшим эпигенетическим преобразованиям не является доминирующим фактором, определяющим коллекторские способности вторичных резервуаров. В мировой практике нефтегазопоисковых работ известны случаи образования вторичных коллекторов, как в массивных интрузивных породах гранитоидного состава (Вьетнам, Белый Тигр), так и гипербазитах (Западная Сибирь, Карабашское и др.). Поэтому вопросы прогноза вещественного состава доюрских образований и их тектоническая позиция являются весьма важными при выявлении зон развития доюрских резервуаров и их масштабов. При этом, на первый план выступает необходимость изучения доюрского корообразования, закономерностей его развития и формирование гипергенных резервуаров. При этом, в первую очередь, интерес должны представлять тектонические структуры второго и более высоких порядков, развитие которых достаточно уверенно проявляется на материалах структурных построений, отражающих характер рельефа доюрской поверхности (граф. П. 1).

На сегодня, в отношении нефтегазоносности палеозойских отложений, наиболее перспективным районом исследуемой территории является Вагай-Ишимский. В его строении принимают участие, согласно имеющихся данных, преимущественно терригенно-карбонатные субплатформенные отложения. Несмотря на проведенное здесь в 80-х г.г. глубокое бурение (Ишимская и Западно-Ишимская площади) и региональное сейсмопрофилирование, полученных данных явно не достаточно для выделения конкретных объектов с целью более детального изучения. Главным недостатком, не позволяющим этого делать, является практически отсутствующая сейсмическая информация современного уровня. Только в северной части структуры имеются разобщенные, неувязанные между собой и небольшие по площади участки, где сейсмические работы МОГТ были выполнены. Они и послужили ориентиром для определения мест заложения ряда скважин. Несмотря на отсутствие положительных

Сводный разрез девон-среднетриасового мегакомплекса Вагай-Ишимской зоны (по данным В.Г. Криночкина (1987) с добавлениями и изменениями В.Н. Воронова)

http://law.admtyumen.ru/noframe/law?d&nd=966311069&nh=0&ssect=16

результатов, окончательную оценку этой обширной, охватывающей площадь порядка 50,0 тыс. км2, территории, сложенной благоприятным комплексом пород с возможным присутствием в разрезе рифогенных построек (рис. 1.17), делать, несомненно, рано. Требуется доизучить эту часть района выполняющимся региональным сейсмопрофилированием и постановкой параметрического и структурного бурения.

Вагай-Ишимская отрицательная структура находится в пределах северной части Центрально-Казахстанской каледонской складчатой системы, перекрытой здесь мезозойско-кайнозойским платформенным чехлом мощностью от 1450 м (на юге) до 2370 м (на севере). На исследуемой территории геологический разрез палеозоя, вскрытый буровыми скважинами представлен отложениями девонского (средний и поздний девон), раннекаменноугольного, каменноугольно-пермского, пермского и триасового возрастов (рис. 1.10). По данным В.Г. Криночкина /12/ поздний девон-раннекаменноугольные отложения представлены терригенно-карбонатным комплексом пород, в составе которого выделяется ряд толщ, имеющих явные литологические отличия. Так, на Западно-Ишимской площади (снизу вверх) выделяются: толща органогенно-пелитоморфных глинистых известняков, перемежающихся с мергелями и известковистыми аргиллитами (2390-2970 м); толща переслаивающихся глинистых мелкозернистых и пелитоморфных органогенно-обломочных известняков, мергелей и аргиллитов (2194-2390) и толща, сложенная переслаивающимися песчаниками, мергелями и аргиллитами (1588-1994).

Накопление терригенных осадков раннего карбона на интересующей нас территории происходило в условиях относительно глубоководной части морского шельфа, вероятно, с колебаниями в режиме осадконакопления до мелководных и прибрежно-морских.

Предполагаемый характер соотношения перспективных в отношении нефтегазоносности горизонтов палеозоя на площадях Курганской области прилегающих к исследуемой территории

http://law.admtyumen.ru/noframe/law?d&nd=966311069&nh=0&ssect=16

Результаты аналитических исследований кернового материала /7/ показывают, что степень измененности пород девон-каменноугольгольного возраста не выходит за пределы стадии мезокатагенеза. Следовательно, в данных отложениях сохраняются возможности для существования скоплений нефти и газа. Такой вывод указанных исследователей вполне согласуется с данными, полученными ранее при региональных исследованиях палеозойских образований ЗСП.

Для этой территории, на основании изученного фактического материала и геологических разрезов, в том числе, специалистами Тюменского нефтегазового университета /Рыльков В.А. Кулахметов Н.Х., 2002/ в текущем году, как уже отмечалось, были завершены исследовательские работы, в результате которых было спрогнозировано наличие около 600 млн. т. углеводородного сырья, из которых 20% газ и 80% нефть.

Принимая во внимание эту геоинформацию и, учитывая превосходящие размеры этого фрагмента структуры (весьма слабо изученной), относящейся к Тюменской области, в ней, с определенной долей уверенности, можно ожидать более значительные скопления УВ. При этом следует учитывать и такой благоприятный фактор для этой территории как то, что в палеозойское время здесь менее интенсивно протекали дезинтеграционные процессы, способные разрушать имевшиеся залежи, как это установлено для Кустанайского проявления.

Другим районом, который при более детальной изученности, может представлять интерес в отношении палеозойской нефтегазоносности, является зона Тюменско-Кустанайского мегапрогиба, в строении которого принимают участие вулканогенно-терригенно-карбонатные образования девон-каменноугольного возраста. Основанием для отнесения этой территории к перспективным землям является близость прилегающих к ней районов с доказанной нефтегазоносностью. Последняя установлена в терригенно-карбонатных отложениях девона и карбона западнее и юго-западнее г. Кустанай. Указанный комплекс пород, слагающий Кустанайский прогиб, переходит по простиранию на севере в Тюменскую зону, охватывающую здесь площадь, достигающую порядка 2,0 тыс. км(2).

Завершая общий обзор состояния изученности доюрского мегакомплекса, особенностей его строения, развития и площадного распространения, можно подойти к оценке перспектив его нефтегазоносности. При этом, исходя из особенностей строения отложений промежуточного структурно-тектонического этажа (поздний палеозой - ранний мезозой) и собственно палеозойских образований, нам представляется целесообразным такую оценку выполнить для каждого комплекса отдельно.

Подсчет запасов произведен объемным методом по формуле:

QH=F x h x m x y x B x n х в, где

F - площадь нефтегазоносности, км2;

h - нефтенасыщенная мощность - 5 м (?);

m - коэффициент открытой пористости, принят по результатам лабораторных исследований керна и по промыслово-геофизическим данным, равен 0,041;

y - удельный вес нефти - 0,845 г/см3;

B - коэффициент нефтенасыщенности, рассчитывается по геофизическим данным и лабораторным методам, принят 0,62;

n - коэффициент нефтеотдачи - 0,3

в - коэффициент усадки нефти - 0,78.

Коэффициент заполнения ловушки принят равным 0,8.

Так, для верхнего комплекса, имеющего, согласно полученных на сегодня данных, площадь распространения порядка 20.0 тыс. км2 и указанных в формуле показателей ресурсы могут составлять порядка ~ 386.0 млн. тонн.

Палеозойские (девон-каменноугольные) отложения, перспективность которых рассматривается только в пределах Вагай-Ишимской зоны (казахстаниды) имеют площадь развития порядка 50.0 тыс. км(2). Для прогнозного подсчета по указанной методике использовались те же показатели, которые, на наш взгляд, достаточно обоснованы, поскольку установлены для терригенно-карбонатного разреза среднего палеозоя (рис. 1.18) соседней территории. Полученный объем ресурсов составляет около 770.0 млн. т. УТ., что в принципе неплохо согласуется с данными, полученными В.С. Бочкаревым /30/, подсчитанными по известной методике /Нестеров И.И., Потеряева В.В. и др., 1995/. Имеющееся расхождение объясняется, скорее всего, в различной оценкой площадного развития перспективных отложений, вошедших в подсчет.

Таким образом, суммарные ресурсные запасы в целом по доюрским образованиям рассматриваемой территории оцениваются в объеме 1.156 млард. т. УТ. При этом отметим, что ранее выполненные подсчеты по Тюменско-Кустанайской (Курганская и Северо-Казахстанская области) и Нюрольской (Томская и Новосибирская области) зонам оказались аналогичными. Исходя из этого потенциал доюрских образований региона достаточно высок, а проблема поисков залежей углеводородов здесь сложна, но актуальна.

Для решения проблем нефтегазоносности доюрских образований исследуемой части региона необходимо, прежде всего, создать современную основу геолого-геофизической изученности.

Рассматриваемый благоприятный комплекс отложений несколько полнее изучен на южных флангах этой впадины, в пределах Лебяжьевской, Мокроусовской и Макушинской площадей, расположенных южнее границ Тюменской области

Дата добавления: 2015-07-11