Нефтеносность юрских отложений арктических районов Западной Сибири

Тип работы:
Реферат
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

НЕФТЕНОСНОСТЬ ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ АРКТИЧЕСКИХ РАЙОНОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
В. Е. Киченко, А. В. Подгорнов (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
В среднеюрских отложениях севера Западной Сибири открыты нефтяные, нефтегазоконденсатные и газоконденсатные залежи. На большинстве открытых залежей пробурено несколько разведочных скважин. В среднем площадь выявленных структур более 300 км². При дальнейшем проведении разведочного бурения на крыльях структур на ряде залежей получены притоки нефти. Вопрос о природе нефтеносности среднеюрских отложений в слабоизученных арктических районах Западной Сибири к настоящему времени не решен.
На глубине залегания среднеюрских отложений (более 2500 м) значения температурного градиента, за исключением района Бованенковской площади, не превышают 3−3,5 °С на 100 м (рис. 1) [1, 2, 3]. С учетом замеров температур в скважинах, где был получен приток флюида, глубины залегания кровли отложений и предлагаемых значений градиентов были составлены карты термобарических условий залегания неокомских, среднеюрских и триасовых отложений северных районов Западной Сибири (рис. 2). В кровле среднеюрских отложений, а на ряде площадей и в
Рис. 1. График изменений пластовых давлений и температур в неокомских, юрских, триасовых и палеозойских отложениях
северных районов Западной Сибири
Табл. к рис. 1.
№ Площадь Номер мважины Интервал пефорации/ Глубина замера (м) Температура С С) Давление (кгс/см2)
1 2 3 4 5 6
1 Восточно-Тазовская 3040−3054 (БТ0) 81 380
2 Ямбургская 142 3350 (БУ02) 87 345
3 187 3946−3954+ 3954−3969 104 572
4 Северо-Уренгойская 430 3040 (БУ01) 305
5 426 4213−4237 118 428
6 Южно-Мессояхская 12 3330 86 348
7 Уренгойская 668 3224−3237 (БУ16) 94 366,6
8 678 3830 (Ач) 114 596,4
9 273 3676−3746 106 670
10 677 3856−3864 107 662
11 676 3980−3987(Ю1) 3970 115 603
12 Танусалинская 17 3260 (Ю") 78 292
13 Ныдинская 68 3400 (Ю") 97 403,2
14 Самбургская 700 3800 (Ач) 110 542
15 Юбилейная 1001 2650 (БУ"0) 80 265
16 2710 (БУ") 84 275,6
17 3185 (БУ,") 95 338,5
18 1002 3329−3339 (Ач) 102 488
19 1001 3500−3507 102 617
20 200 3746−3758 97 618
21 4626−4643 122 758
22 5031−5055 834
23 Арктическая 11 3098−3120 108 337,2
24 Западно-Яротинская 301 2256−2264+ 2270−2280 69 226,2
25 302 2448−2456 72 246
26 Сюнай-Салинская 43 1938−1941 57 193,7
27 Усть-Юрибейская 30 2192−2199 73 219,1
28 2335−2343 78 233,8
29 Северо-Тамбейская 18 3538−3544 99 528,1
30 Южно-Тамбейская 79 3500−3520+ 3545−3550+ 3555−3560+ 3570−3580 576
31 Геофизическая 41 3235−3243 89 399,6
32 Харасавейская 45 3285−3290 120 664,9
33 Бованенковская 203 2770−2777 104 417,2
34 Малыгинская 33 3521−3535 104 617,4
35 3747−3756 103 710,6
36 Ныдинская 68 3393−3401+ 3406−3412+ 3415−3421 99 403,2
37 Заполярная 57 3350−3363 88 442
38 83 3627−3645 99 779
39 3883−3896 104 789
40 Белоостровная 1 3200 (Кя|) 93 360
41 Тазовская 52 3496−3536 (Ю") 105 531
42 58 3615−3630 105 611,7
43 90 3702−3711 108 529
44 Семаковская 50 3450 103
45 Утренняя 275 3020 86 299
46 Сред. Мессояхская 2 3076−3085 85
47 Бованековская 203 Пал 3460 134 645
48 Медвежье 1001 Триас 4310 644 132
49 Медвежье 1001 Пал 4520 648 136
50 Юбилейн 200 Пал 5400 883 148
51 ТСГ6 Триас 6650 1270 185
52 Пермь 7500 1400 210
53 ТСГ7 Триас 5800 1240 155
54 Триас 7024—7163 1316
55 Сев. Самбург 101 (Ач) 4020 649,5 115
56 Медвежья 1001 4000 616 122
57 3315 480,5 102
58 3100 353 95,5
59 Ямбургская П 411 3800−3840 629 103
60 185 3940 626 107
61 Песцовая 210 3884−3890 780 108
62 Юж. Песцовая 1 4193−4204 818 132
63 Тазовская 92 Ач 3790−3805 570 98
64 Сев. Пуровское 809 Ач 3852−3874 593 114
65 Штормовая 122 3460−3466 97
66 3830−3836 107
67 3902−3907 115
68 Самбургское 700 5480 150
69 Ямбургское 180 4331−4349 787,4 115
70 3875−3916 (Ач) 584 104
Окончание табл. к рис. 1.
1 2 3 4 5 6
71 Новоуренгойское 444 3B75 6B1, B 119
72 Ен-Яхинское 501 4B52−4B40 746,7 137,5
73 5247−5200 B67,5
74 Непонятное 706 3B90−3910 (Ач) 671 109
75 Едейская 1 4036−4046 (Ач) 723,3
76 Зап. Песцовое 300 39B5−3995+4000−4001 B13
77 Песцовое 20B 4200 B30
7B Геологическое 14 4990−5016 6B7 132
79 9 3707−3765 726,7 100
B0 Ево-Яхинская 3 сл с" 5210 929 159
B1 Уренгойское 674 44B0 137
B2 673 4B40 B65, B 145,5
B3 414 4B60 136
B4 411 4410 693 136
B5 5400 151
B6 336 5295 B1B 147
B7 4B90 7B3 143,5
BB 279 4920с B20 146
B9 5100с 137
90 265 4200 639
91 264 4450 617
92 Самбургская 700 4600 796,7 133
93 Сев. Уренгойская 426 4565−45B0 12B
94 Медвежье 1001 4310−4316 644,1 132
берриасс-валанжинских отложениях наблюдается резкое увеличение значений давления (см. рис. 1). Основными причинами возникновения зон аномально-высокого давления являются: наличие мощной глинистой верхнеюрской-мегионской покрышки, приток глубинных флюидов и тектоническая напряженность в районе региональных тектонических нарушений.
Температура пласта в кровле среднеюрских отложений на северо-востоке и востоке Ямала не превышает 1Q5 оС, а на Гыданском п-ве — S5−9Q оС при коэффициенте аномальности пластового давления (Кд) 1,5 (рис. 2). На основе разработанного рядом исследователей [4] графика зависимости фазового состояния УВ в залежах от термобарической обстановки условий залегания (рис. 3) можно сделать вывод, что в ачимовской толще неокома и в среднеюрских отложениях на территории полуостровов могут быть открыты нефтегазовые и нефтегазоконденсатные месторождения.
Анализируя термическую обстановку залегания платформенного чехла на севере Западной Сибири, следует отметить особенности распределения плотностей теплового потока. В районах распространения более древнего фундамента значения плотности теплового потока меньше по сравнению с районами более молодой складчатости. На Гыданском п-ве, на северо-востоке Ямальского п-ва, в центральной и восточной частях севера Западной Сибири (в том числе и на Тазовском п-ве) значения плотности теплового потока не превышают 5Q мВт/м2. На западе Ямальского п-ва и в западной части севера Западной Сибири (район герцинской складчатости) значения плотности превышают 6Q мВт/м2 (рис. 4) [5, б].
С районами наибольших значений плотности теплового потока связаны районы максимальных значений отражательной способности (ОС) витринита среднеюрских отложений (рис. 2). Степень катагенеза органического вещества (ОВ) в кровельной части среднеюрских отложений на севере Западной Сибири не превышает МК4.
По данным В. И. Ермакова и В. А. Скоробогатова, «нефтяное окно» в генерационном плане по шкале катагенеза ограничено следующими интервалами:
• в гумусовом ОВ (восковые компоненты, витринит плюс фюзинит) — от Q, 55 до 1,2−1,25-
• сапропелевом РОВ — от Q, 45 до 1,3−1,35-
• сапропелевом полуконцентрированном ОВ морского и особенно озерного генезиса и в лейп-тинитовых компонентах (исключая воск и резинит) — от Q, 65-Q, 7 до 1,35−1,4 (рис. 5) [7].
Анализируя фациальные обстановки осадконакопления, можно сделать вывод о морских и прибрежно-морских условиях в юрское время на территории Гыданского п-ва, северной части Ямальского п-ва и северной части Пур-Тазовского междуречья [8]. Состав О В юрских отложений на севере Западной Сибири смешаный [9].
«Мертвая линия» (dead line) нефти на древних блоках фундамента проходит на большей глубине по сравнению с блоками герцинской складчатости. На рис. б и 7 представлены зависимости ОС витринита от глубины залегания отложений в Западной Сибири. На ряде площадей Надым-Пур-
в
А — площади, Б — изолинии коэффициентов аномальности, В — номер площади, в скобках — максимальные значения коэффициентов аномальности в нижнемеловых отложениях, 102 — пластовая температура в отложениях ачимовской толщи, Г — область распространения пластов песчаника ачимовской толщи.
Условные обозначения:
______ границы зон катагенеза ОВ
среднеюрских отложений
¦ 80 — ¦ изотермы кровли среднеюрских
отложений (С°)
_2,0 _____ изолинии коэффициентов
аномальности пластового давления в кровле среднеюрских отложений Структуры:
1 — Малыгинская 15 — Сандибинсхая
2 — Северо-Тамбейская 18 — Ныдинская
3 — Южно-Тамбейская 17 — Дельтовая
4 — Пяседайская 18 — Лензитская
(104−107-],
0 * X
(93−10 111, в1-ВЯ170)
31 — Западно-Тамбейская
1 ¦ -1,5
32 — Восточно-Бованенковская
(101 -1,8-
(117: 1,69^
э19
(93- 1,5----)'- (10
Рис. 2. Термобарические особенности залегания (и катагенез): а — триасовых- б — среднеюрских- в — неокомских отложений севера Западной Сибири
СБОРНИК НАУЧНЫХ ТРУДОВ 2010 Г.
50
70
90
110
130 150
Т
170 190
1---------Г& quot-
?
0,8& quot-
1,0-
1,2
1,4
1,6
1,8
2,0
2,2
. 43
(Е). б------^43
ч X Чч
^ '-ч X
• ' +
• 4 х ч'- ® ч®.
ч? а?***& gt-^ ^34^:
& quot-<-ч@г
X 9, 11?°х$ 0^ & quot-<-_32
(r)
(c)
ч+*-'-*р
*1& amp-Г

N

-
. '10 ^
«V 33
45 & quot-.
О*-
Ч. 22 20
48
41.
24
гб^и^И) °
2Й'-
@Г& quot--.
Г & quot- - зс
°@ °

Щ
Условные обозначения:
1 020 304 05
Значения параметров в интервале залегания: 1 — палеозойских 2 — пермских, 3 — триасовых, 4 — нижнесреднеюрских,
5 — ачимовских отложений на севере Западной Сибири.
Зоны распространения углеводородных скоплений:
I — газоконденсатов (первичных) и газов, II — нефти,
III — газоконденсатов (вторичных).
Соотношение газа (Г), нефти (Н), конденсата (К) в разных подзонах, %: а — Г-100- б — Г-99, К-1- в — Г-98, К-2- г — Г-93. К-3- д — Г-20, Н-80- е — Г-5, Н-95- ж — Г-75, Н-10,
К-15- з — Г-85, Н-5, К-10- и — Г-92, К-8- к — переходная зона
о 1 .2 -ф- 3 + 4
Залежи углеводородов: 1 — газовые,
2 — нефтяные, 3 — газоконденсатные (первичные),
4 — газоконденсатные (вторичные)
№№ Месторождение Скважина
1 Уренгойское 256
2 Самбургское 700
3 Тазовское 90
4 Тазовское 90
5 Ево-Яхинское 350
6 Уренгойское 650
7 Ямбургское 180
8 Ямбургское 185
9 Северо-Ямбургское 458
10 Уренгойскощ 264
11 Уренгойское 262
12 Новопортовское 98
13 Арктическое 11
14 Геофизическое 46
15 Лензитское 72
16 Уренгойское 262,404
17 Тазовское 58
18 Бованенковское 135
19 Северо-Тамбейское 18
20 Мал ыги некое 33
21 Ямбургское 180
22 Юбилейное 1001
23 Бованенковское 116
24 Геологическое 9
25 Песцовое 210
№№ Месторождение Скважина
26 Харасавейское 45
27 Заполярное 83
28 ЕСГ 7
29 ТСГ 6
30 ТСГ 6
31 Медвежье 1001
32 Юбилейное 200
33 Бованенковское 203
34 Медвежье 31
35 Мал ыги некое 33
36 Бованенковское 203
37 Южно-Песцовое 1
38 Восточно Уренгойское 804
39 Самбургское 250
40 Северо Самбургское 101
41 Заполярное 112
42 Средне Надымское 80
43 Танловское 16
44 Восточно Марьинское 63
45 Новоуреногойское 444
46 Непонятное 706
47 Ямбургское 180
48 Геологическое 9
49 Уренгойское 282
50 Сев. Самбургское 101
Рис. 3. Модель изменения фазового состояния УВ в ачимовских, юрских, триасовых и палеозойских отложениях севера Западной Сибири в зависимости от давления (Кан) и температуры
ПРОБЛЕМЫ РЕСУРСНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНОВ РОССИИ ДО 2030 Г.
Условные обозначения:
-------- изолинии плотности теплового потока — А. Р. Курчиков, 1992 (мВт/м2)
________ изолинии плотности теплового потока-А.Д. Дучков, 1994- B.C. Бочкарев, 2003 (мВт/м2)
территории, характеризующиеся величиной теплового потока менее 50 мВт/м2 территории, характеризующиеся величиной теплового потока более 60 мВт/м2 Рис. 4. Карта плотности теплового потока севера Западной Сибири
Тазовского междуречья глубина «линии» изменяется от 4250 до 4750 м, что может косвенно указывать на древнее время консолидации фундамента. Глубины 4500−4700 м на территории ЯНАО можно принять как глубины кровли интервала «подавляющей» генерации газообразных УВ [1, 10, 11, 12]. Следует отметить, что, по мнению Г. Л. Беляевой, «мертвая линия» нефти проходит по интервалу перехода степени катагенеза МК4/МК5 (R0 = 1,5) [1].
По тем же данным на территории Российской Федерации «линия» прослеживается на глубине 4,5−5,0 км при пластовой температуре 110−145 °С (120−133 °С по ТСГ-6 и ЕСГ-7).
Апокатогенез І Мезокатагенез І протшатогшз I Литогенетическая стадия
главная зона нефтеобразования
Условные обозначения: зона генерации газового конденсата | | главная зона поздней генерации газа
Рис. 5. Распространение главных зон нефте- и газообразования в отложениях ачимовской толщи, юры и триаса на севере Западной Сибири (идея ВА Скоробогатова)
ПРОБЛЕМЫ РЕСУРСНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНОВ РОССИИ ДО 2030 Г.
0.5 —
2.0 —
2.5 —
3.0 —
4.5 —
Изменение О С витринита в мезозойских отложениях Западной Сибири в зависимости от глубины и возраста фундамента: 1 — добайкальский, 2 — герцинский, каледонский,
3 — гранитные массивы с тектоническими нарушениями- триасовые рифты
(А.Н Фомин, 2005)
*4---- глубина нижнего значения «нефтяного окна» для сапропелевого ОВ
(по В.А. Скоробогатову)
5.0 —
6.0 і і
0 0.5 1
глубина нижнего значения «нефтяного окна» для сапропелевого ОВ
«Нефтяное окно» для сапропелевых (I) и гумусовых (II) ОВ (В.А. Скоробогатов, 2003)
Условные обозначения:
° Уренгой
• Уренгой, 282 в самбург — 700
+ территория Большого Уренгоя
^ Пур ¦ Тюменская СГ-6
Рис. 6. Определение максимальной глубины генерации нефтяных УВ на севере Западной Сибири
СБОРНИК НАУЧНЫХ ТРУДОВ 2010 Г.
Тюменской сверхглубокой скважины северо-восточной части Западной Сибири В) изменение палеотемператур с глубиной
залегания юрских и триасовых отложений
Рис. 7. Современные данные об интервале глубин главной зоны нефтеносности на севере Западной Сибири — определение усредненной глубины «мертвой линии» нефти сверхглубоких скважин: а, б — по графикам Л. Н. Болдушевской, А. Н. Фомина, Ю. А. Филипцова (2001) — в — по графику В А Чахмахчева, С А Пунановой, ТЛ. Виноградовой (2003) —
г — по графику Г. Л. Беляевой (2005)
ПРОБЛЕМЫ РЕСУРСНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНОВ РОССИИ ДО 2030 Г.
Приток глубинных газов по региональным тектоническим нарушениям и подъемы территории в меловое и палеогеновое времена привели к изменению термобарических условий в залежах УВ и к формированию в отложениях ачимовской толщи и в юрских отложениях севера Западной Сибири нефтегазоконденсатных залежей. Применение различных геохимических критериев определения фазового состояния УВ подтвердило присутствие нефтяных подгазовых оторочек в открытых поисковыми скважинами юрских газоконденсатных залежах [13].
В заключение следует отметить, что в арктических районах Западной Сибири в отложениях ачимовской толщи неокома и в среднеюрских отложениях на глубине 2500−4700 м нефтяные УВ генерируются. Термобарические условия залегания отложений благоприятны для сохранения жидких УВ в виде подгазовых нефтяных залежей. При проведении геолого-разведочных работ в среднеюрских отложениях на территории Гыданского, Тазовского и северной части Ямальского п-вов следует ожидать открытия нефтегазоконденсатных залежей. На глубине более 5000 м (Кш = 1,6−1,7- Тпласт = 150−160 °С и более) будут открыты только газоконденсатные и газовые залежи (рис. 3).
Список литературы
1. Беляева Г. Л. Закономерности изменения степени катагенеза ОВ пород больших глубин в связи с прогнозом нефтегазоносности. На примере глубоких и сверхглубоких скважин: дис. канд. геол. -мин. наук / Г. Л. Беляева. — Пермь, 2005. — 188 с.
2. Есипенко О. А. Физические свойства пород Тюменской сверхглубокой скважины по данным геофизических исследований / О. А. Есипенко, В. И. Горбачев, Т. Н. Соколова // Геология и геофизика. -2000. — № 6. — С. 905−919.
3. Шпильман В. И. Уточнение количественной оценки суммарных начальных потенциальных ресурсов нефти, конденсата, газа и попутных компонентов, переоценка прогнозной их части в Западной Сибири на 1. 01. 88 / В. И. Шпильман, А. В. Рыльков, Г. И. Плавнин и др. — Тюмень: ГлавТюменьгеология и ЗапСибНИГНИ, 1988. — 747 с.
4. Ермолкин В. И. Критерии прогноза фазовой зональности углеводородов в осадочной толще земной коры / В. И. Ермолкин, Э. А. Бакиров, Е. И. Сорокова и др. — М.: Недра, 1998. — 320 с.
5. Дучков А. Д. Температура, криолитозона и радиогенная теплогенерация в земной коре севера Азии / А. Д. Дучков, В. Т. Балобаев, Б. В. Володько и др. // Труды ОИГГиМ. — Вып. 821. — Новосибирск. 1994. — 141 с.
6. Курчиков А. Р. Гидрогеотермические критерии нефтегазоносности / А. Р. Курчиков. — Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1992. — 231 с.
7. Ермаков В. И. Палеотемпературная шкала катагенеза. Условия нефтегазообразования на больших глубинах / В. И. Ермаков, В. А. Скоробогатов. — М.: Наука, 1998. — 221 с.
8. Красноярова Н. А. Условия седиментации и катагенез рассеянного ОВ нижней юры Западной Сибири / Н. А. Красноярова, О. В. Серебренникова, С. П. Зайцева // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2009. — № 3. — С. 11−17.
9. Кирюхин Т. А. Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности нижне-среднеюрских и доюрских отложений севера Западной Сибири / Т. А. Кирюхин, М. С. Зонн, А. Д. Дзюбло // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2004. — № 8. — С. 22−30.
10. Болдушевская Л. Н. Зональность катагенеза ОВ мезозойских отложений Енисей-Хатангского и Пур-Тазовского нефтегазоносных областей по данным пиролиза и ОС витринита. Критерии нефтегазоносности ниже промышленного освоения глубин и определение приоритетных направлений геолого-разведочных работ: сб. науч. тр. / Л. Н. Болдушевская, А. Н. Фомин, Ю.А. Фи-липцов — Кн. 2. — Пермь: Кам НИИКИГС, 2000. — С. 99−106.
11. Фомин А. Н. Катагенез ОВ и нефтегазоносность мезозойских (юрских, триасовых) и палеозойских отложений Западной Сибири: дис. докт. геол. -мин. наук / А. Н. Фомин. — Новосибирск, 2005. — 351 с.
12. Чахмахчев В. А. Геолого-геохимический прогноз нефтегазоносности глубокопогруженных отложений севера Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна / В. А. Чахмахчев, С. А. Пунанова, Т. Л. Виноградова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2003. -№ 6. — С. 4−10.
13. Киченко В. Е. Прогноз нефтеносности нижнесреднеюрских отложений на севере Западной Сибири: дис. канд. геол. -мин. наук / В. Е. Киченко. — М.: ВНИИГАЗ, 2004. — 200 с.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой