ВВЕДЕНИЕ
Западно-Сибирский бассейн - одна из крупнейших депрессий в осадочной оболочке Земли. По своим размерам и запасам он уступает лишь Аравийско-Иранскому бассейну [1]. Длительное время геологоразведочные работы (ГГР) на нефть и газ здесь были чрезвычайно успешны. Но обеспеченность добычи нефти новыми открытиями заметно ухудшилась уже со второй половины 80-х гг. в связи с тем, что наиболее доступные месторождения уже открыты. Возникает необходимость в обосновании критериев поисково-разведочных работ (ПРР), направленных на выявление нефтяных залежей в сложнопостроенном глинисто-карбонатно-кремнистом коллекторе баженовской свиты. К таким же выводам приводит все увеличивающееся потребление нефти и нефтепродуктов. Ежемесячные статистические обзоры крупнейшей нефтяной компании Бритиш Петролеум (июнь 2001 г.) показывают, что в 2000 г. на долю нефти приходилось около 40 % мировой энергетики. Среди ведущих стран — производителей нефти выделялись Саудовская Аравия, США и Россия (>320 млн. тонн каждая из них), а также Иран, Мексика, Венесуэла, Китай и Норвегия (по 157-186 млн. т). На рисунке представлена диаграмма глобального запаса балансов нефти, природного газа и конденсатов.
450
зг па :i
Прогнозные ресурсы Новые подтвержденные В Остающиеся запасы ¦ Кумулятивная добыча
Нефть
Газ
Конденсаты
Рис. 1. Глобальный запас балансов нефти, газа и конденсата (по данным Геологической службы CUIA(USGS), опубликованным в журнале AAPG
Explorer, июнь, 2000, стр. 24-25).
J.Edwards (2001), обобщивший различные прогнозы (ВР statiscal review of world energy, 1998; Degolyer and MacNaughton, 1998; Fravin and Lenseen, 1999; Schollnberger, 1998; Youngquist, 1998), привел следующий сценарий развития мировых энергетических ресурсов в XXI веке [43]:
- пик мировой добычи нефти будет достигнут между 2010 и 2030 гг., а к 2060 г. вклад добываемой нефти в общий энергетический баланс станет малозначительным;
— начиная с 2020-2030 гг., заметно увеличится доля тяжелых высоковязких нефтей района Атабаски (Канада) и Офисина Тембладор (Ориноко, Венесуэла) нетрадиционных источников нефти. Их доля в мировом энергетическом балансе, сейчас незначительная, будет сопоставима с вкладом обычной нефти в середине века, а затем, станет доминирующей среди добываемых жидких углеводородов;
— технологический прогресс в испытании и интенсификации притоков нефти, а также резкое увеличение объемов горизонтального бурения откроет широкие перспективы для освоения крупных запасов нефти в кремнисто-глинистых резервуарах богатейших нефтематеринских свит. Этот источник коммерческой нефти может стать самым большим поставщиком нефти во второй половине XXI века;
— максимальный уровень добычи природного газа будет достигнут в 2020-2040 гг., но его вклад в общем балансе потребляемых энергетических ресурсов, в отличие от нефти, будет значительным даже в 2100 г.;
— современный высокий уровень угледобычи сохранится на протяжении всего XXI века;
— прогнозируется быстрый рост возобновляемых источников энергии после 2040 г., а эпоха их доминирования в общем энергетическом балансе начнется после 2060 г., когда солнечная, ядерная и, особенно, водородная энергетики выйдут на первые позиции.
В период после 2030 г. существующих объемов добычи нефти и газа будет явно не хватать для увеличивающегося народонаселения Земли и роста энергозатрат общества в целом, а вклад альтернативных, возобновляемых источников энергии все еще не выйдет за рамки пилотных проектов.
По оценкам английского журнала «World Energy» (ноябрь 2003 г) к 2020 гуду мировые потребности достигнут 36 миллионом тонн условного топлива в пересчете на нефть, из которых более 65 % будет приходиться на нефть и газ.
- Резервом мировой энергетики могут стать скопления нефти в трещинных резервуарах кремнисто-глинистых «черносланцевых» свит, обладающих богатейшим потенциалом нефти.
В связи с вышесказанным неклассические кремнисто-глинистые природные резервуары становятся все более ценным источником коммерческой добычи нефти и газа.
Баженовские отложения Западно-Сибирского бассейна принадлежат к редкому типу классических черносланцевых нефтематеринских свит, среди которых свита «Баккен» Уиллистонского бассейна, «киммериджские глины» Северного моря, «Грин Ривер» бассейна Юинта, свита «Монтеррей» (кремнистые глины) Калифорнийских бассейнов, свита «Араб» Аравийско-Иранского бассейна, свита Ла Луна в Маракабйо. Существование богатых по нефтегенерационному потенциалу глин -большая редкость в геологических разрезах осадочных бассейнов.
Карбонатно-кремнисто-глинистые седиментиты волжско- '
раннеберриасского времени Западно-Сибирского бассейна сильно обогащены органическим веществом. Они образовались в условиях редкого сочетания благоприятных седиментационных и палеоэкологических факторов: высокой биопродуктивности
прокариотической биоты обширного эпиконтинентального морского бассейна, сохраняющего органическое вещество; окислительно-восстановительного режима в нижних слоях водной толщи и в зоне раннего диагенеза, где накапливались рыхлые несцементированные илы с высоким содержанием Сорг; низкой скорости седиментации осадков, предохранившей органическое вещество от минерального «разбавления» [16]. Установлено также очевидное недокомпенсированное прогибание этого седиментационного бассейна, развивавшегося в апогее самой крупной в мезозойской истории трансгрессии моря.
По оценкам ряда специалистов в кремнисто-глинистых породах баженовской свиты содержится около 15 % ресурсов нефти Западной Сибири [4]. Из всех стратиграфических комплексов, слагающих осадочный чехол на территории деятельности ОАО «Сургутнефтегаз», эти отложения обладают наибольшими ресурсами углеводородов. На сегодняшний день в
9
промышленных масштабах добыча нефти из этого гигантского природного резервуара ведется только семью скважинами.
Изучению баженовской свиты Западной Сибири посвящены работы Н.Б. Вассоевича, Т.В. Дорофеевой, И.В. Гончарова, Ф.Г. Гурари, Ю.Н. Занина, А.Э.Конторовича, Н.В. Лопатина, А.А. Нежданова, И.И. Нестерова, И.Н. Ушатинского, В.В. Хабарова, Э.М. Халимова и др.
Остаются невыясненными структурная, или геотектоническая приуроченность ловушек внутри баженовской свиты, геометрия и протяженность резервуара в пласте ЮСо, механизм формирования его порово-трещинного емкостного пространства, становление и эволюция палеотепловых полей как основного фактора образования нефтеносности, роль геодинамики в создании макротрещиноватости.
Главным фактором, сдерживающим освоение залежей в плотных породах-коллекторах, представляется резко варьирующая величина промышленной нефтегазоносности. Так, результаты разведки и опытно-промышленной эксплуатации залежей нефти баженовской свиты Салымского месторождения показывают, что только 10,5 % разведочных и 5,4 % эксплуатационных скважин имеют дебиты 100 т/сут. и более (Хавкин А.Я., 1992), т.е. исходя из условия рентабельности скважин с начальными дебитами нефти, по крайней мере, более 50 т/сут. коэффициент успешности бурения не превышает 0,15 [10]. Для нетрадиционного коллектора характерны низкая эффективность геологоразведочных работ, высокий процент низкодебитных и "сухих" эксплуатационных скважин, отсутствие надежных критериев оценки извлекаемых запасов. Многое еще осложняется тем, что в продуктивном пласте ЮСо практически всегда аномально высокое давление и вскрытие происходит на утяжеленном глинистом растворе. При этом наблюдается кальматация призабойной зоны глинистым материалом, а также за счет внедрения воды в безводную нефтяную залежь (эффект Жамена). Отсутствуют технологии вторичных методов воздействия на пласт. Высока вероятность риска проведения поисково-разведочных (ПРР) работ на пласт
10
ЮСо без экономического успеха. Прежде всего, из-за большой неопределенности в геотектонических предпосылках выделения ловушек и природных резервуаров в баженовской свите В итоге, перспективное направление в расширении базы добычи нефти в Западной Сибири остается нереализованным. Более успешное освоение такого типа природного резервуара отмечается в свите Баккен в Уиллистонском бассейне США, за счет вскрытия пласта на безводной основе с последующим воздействием геля-разрушителя на призабойную зону и больших объемов эффективного для этого случая горизонтального бурения (Price and Le Fever, 1992; Price, 1994; Berg and Gangi, 1999).
Целью исследований является детальное исследование нефтегенерационных свойств баженовской свиты, геолого-геохимический анализ условий формирования залежей нефти в тонкозернистом глинисто-кремнистом природном резервуаре и обоснование направлений поисково-разведочных работ на западной окраине Сургутского свода.
В ходе работы детально изучены литофациальные изменения разреза «бс», тип керогена, его мацеральный состав, содержание флюоресцирующих компонентов, состав нефтей «бс», предложена геологическая модель формирования скоплений нефти в ЮС0, определены геологические и геохимические критерии локального прогноза залежей нефти баженовской свиты.
В основу диссертации положены итоги исследований автора, выполненные в период с 2000 по 2005 г., при проведении научно-исследовательских работ, связанных с изучением баженовской нефтяной системы, результаты пиролиза (Rock-Eval-6, standart) более 2000 образцов, изучения фильтрационно-емкостных свойств более 600 образцов керна, данные изучения нефтей и битумоидов баженовской свиты Тундринско-Мычлорской зоны. В работе были использованы данные отчета "Геохимические предпосылки поисково-разведочных работ на пласт ЮСо в Сахалинско-Ай-Пимской зоне" (Н.ВЛопатин и др.), а также
11
опубликованные данные А.Э.Конторовича (1976, 1994, 1999), И.И. Нестерова (1987) и многих других исследователей.
Установлено, что объем запасов баженовской свиты Тундринско-Мычлорской зоны может представлять практический интерес для их разработки.
Автор выражает искреннюю благодарность Т.П. Емец, К.Н. Звереву, Я.В. Кирсанову, Н.Ф. Чистяковой за обсуждение в разное время результатов исследований и критические замечания к работе.
Особую благодарность выражаю Н.В. Лопатину и Е.А.Романову за предоставленные материалы и постоянную заинтересованную поддержку при написании работы.
12
ГЛАВА 1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ОЧЕРК
1.1. Тектоническое строение
Изучение тектоники осадочного чехла Западно-Сибирской плиты, его структуры и условий формирования началось в 30-е - 40-е годы 20-го столетия. К настоящему времени существует несколько десятков тектонических схем и карт тектоники Западно-Сибирской плиты. Наиболее известными в этом направлении являются работы Ф.Г. Гурари, В.П. Казаринова, А.Э. Конторовича, В.Д. Наливкина, И.И. Нестерова, Н.Н. Ростовцева, М.Я. Рудкевича, B.C. Суркова и ряда других исследователей. Представления о тектонике фундамента плиты и ее осадочного чехла постоянно совершенствовались и изменялись по мере поступления новых данных и применения новых методов исследований. Тем не менее, вплоть до настоящего времени из-за недостаточного количества пробуренных скважин основой для выделения тектонических элементов в структуре фундамента и, следовательно, формирования представлений о его строении служат геофизические данные. В многочисленных предложенных классификациях и схемах тектонического расчленения платформенного чехла Западно-Сибирской плиты используются разнообразные признаки, основными среди которых являются генетический и морфологический.
Западно-Сибирский бассейн платформенного типа, интракратонный, в составе которого четко обособляются два суббассейна:
северный, газовый в пределах Ямал-Тазовской мегасинеклизы;
центральный, нефтяной, занимающий Хантейскую антеклизу На рисунке 1.1. представлена тектоническая карта фундамента Сургутского свода.
13
Рис. 1.1. Тектоническая карта фундамента центральной части Западной Сибири
Условные обозначения:
14
0 15 30 45 60 км
1 I I I I
В/П 8 Hi 2 9 Н: з 4 // 5 I"1 6 }}
10
—•— t А А Л II + 4- г г г г 13
15
16
17
is
cm
19
tc
20
14
21
Возраст стабилизации: 1. Области байкальской складчатости, переработанные герцинским тектогенезом. 2. Области раннегерцинской складчатости. 3. Области позднегерцинской складчатости; Структуры геосинклинального этапа развития: 4. Ядра антиклинориев, сложенные байкальскими складчатыми комплексами. 5. Антиклинорные зоны унаследованного типа развития (полициклические). 6. Синклинорные зоны унаследованного типа развития. 7. Антиклинорные зоны инверсионного типа развития (моноциклические); Структуры протоорогенного этапа развития:
8. Межгорные прогибы и внутренние впадины; Структуры дейтерогенного этапа развития: 9. Наложенные впадины и прогибы в пределах срединных и устойчивых массивов. 10. Раннемезозойские впадины и грабены в пределах каледонской и герцинской складчатости. 11. Выступы-горсты байкальских складчатых комплексов; Интрузивные комплексы: 12. Гранитоиды. 13. Базиты. 14. Ультрабазиты; 15. Глубинные разломы, разграничивающие складчатые системы. 16. Раннемезозойские грабен-рифты. 17. Прочие разломы;
18. Границы структурно-формационных зон.
19. Глинисто-сланцевая; Формации протоорогенные и переходные: 20. Терригенно-карбонатная. 21. Площадь работ.
На территории Западно-Сибирской плиты выделяется три структурных этажа: 1. нижний (фундамент) - докембрийско-палеозойский, образованный изверженно-метаморфическим комплексом; 2. средний (промежуточный комплекс, вулканогенно-осадочный) - пермско-триасовый, выполняющий грабенообразные впадины; 3. верхний — мезозойско-кайнозойский платформенный чехол.
15
В пределах исследуемого района присутствуют все три структурных этажа. Фундаментом здесь является древний допалеозойский массив добайкальской или байкальской консолидации, сложенный кристаллическими и метаморфическими сланцами, гранито-гнейсами, мраморами.
Породы промежуточного комплекса на территории Широтного Приобья локализуются в трех грабенообразных впадинах, врезанных в докембрийский фундамент [15] — Ханты-Мансийской, Тундринской и Юганской, разделенных горстами и ограниченные глубинными разломами. Образования, составляющие промежуточный комплекс менее метаморфизованы, чем породы фундамента.
В раннем триасе под воздействием мантийных глубинных процессов на территории Западной Сибири образовались рифтовые системы, формирование которых является частью глобального рифтогенеза, охватившего всю территорию суперконтинента Пангеи [27].
Рифтовая система положила начало формированию плитного мезозойско-кайнозойского комплекса. Она представлена Колтогорско-Уренгойским, Аганским, Усть-Тымским, Худуттейским, Худосейским, Ямальским и другими грабен-рифтами и разделяющими их межрифтовыми поднятиями: Уренгойским, Сургутским, Нижневартовским, Каймысовским, Александро-Васюганским, Красноселькупским, Северо-Ямальским.
Структурные зоны триасовой рифтовой системы (грабен-рифты и межрифтовые поднятия) продолжали развиваться на протяжении всего мезозоя и кайнозоя и сыграли определяющую роль в формировании структур платформенного чехла. Над грабен-рифтами сформировались мегажелоба (Колтогорско-Уренгойский, Аганский, Усть-Тымский, Худосейский, Ямальский и др.). Над межрифтовыми поднятиями образовались крупные сложнопостроенные структуры типа сводовых поднятий (Сургутское, Нижневартовское, Александровко-Васюганское и
ДР-)-
16
Изученная территория расположена в пограничной зоне между двумя крупными тектоническими элементами: Сургутским и Нялинским сводами. Ее строение обусловлено узким грабеном, открывающимся в Северо-Сургутское моноклинальное погружение. В верхнеюрско-нижнеберриасское время, когда проявился максимум мезозойской трансгрессии моря, накапливались тонкозернистые кластические осадки, сильно обогащенные нефтематеринским органическим веществом [24]. Для рассматриваемой территории длительное время, включая новейшую эпоху, было характерно активное проявление дизъюнктивной тектоники, разломообразования, сформировавшее вдоль панелей крупных разломов и в узлах их пересечения многочисленные «карманы» или «протуберанцы» макротрещиноватости в компетентных (кремнисто-глинистых, карбонатно-глинистых и кремнисто-карбонатных) слоях баженовской свиты.
Сургутский свод - положительная структура I порядка, расположен в центральной части Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна и доминирует в надпорядковой структуре Широтного Приобья. Сургутский свод отделяется от Нижневартовского Ярсомовским мегапрогибом, На юго-западе Сургутский свод сопрягается с Эргинским мегавалом Верхнесалымской седловиной, на северо-западе - с Верхне-Казымским мегавалом и Камынской седловиной. Средние размеры свода - 220 х 120 км, амплитуда около 300 м. Северный, восточный и юго-восточный склоны пологие, западный — более крутой.
Группу формаций срединных массивов составляют осадочные и вулканогенно-осадочные образования. Наиболее развиты карбонатная и терригенная формации.
Группу платформенных формаций представляют карбонатные, терригенные, карбонатно-терригенные, трапповые формации.
Группа формаций рифтогенеза представлена вулканогенной, вулканогенно-осадочной и габбровой формациями, породы которых, слагая рифтовые зоны, имеют большую мощность, но не несут следов ярко
17
выраженного регионального метаморфизма и для них наиболее характерны гидротермальные преобразования.
Дизъюнктивные дислокации играли важную роль в течение всей истории становления современного структурного плана Западно-Сибирской плиты (Суриков, Трофимук, Жеро, 1986; Шиманский и др., 2003). Разломы наиболее древнего заложения (допалеозойские) имеют северо-западное простирание, их протяженность превышает 2000 км — от Саяно-Алтайской складчатой области до Новой Земли.
Более молодая (палеозойская) система разломов имеет субмеридиональное простирание. Именно им обязаны существованием грабенообразные впадины Широтного Приобья (Ханты-Мансийская, Тундринская и Юганская). В их пределах накопился достаточный объем осадочных образований. В период формирования мезозойских отложений закладывались разломы северо-восточного простирания, существенно контролировавшие размещение фаций неокома. И, наконец, кайнозойскому времени свойственны субширотные простирания дизъюнктивных нарушений.
Все выше перечисленные направления разновозрастных разломов так или иначе воздействовали на формирование структурного плана мезозойского мегакомплекса. Чем древнее разломы, тем менее явно они отражаются в осадочном чехле.
На рисунке 1.2 представлен сводный геологический разрез, проходящий через месторождения, на котором отчетливо видна система разломов.
Отражающий горизонт «А» фиксирует кровлю гетерогенного сложно-дислоцированного палеозойского фундамента, «Т» - кровлю нижнесреднеюрского субконтинентального терригенного комплекса, «Б» -кровлю баженовской глинисто-кремнистой свиты (J33), седиментация которой была связана с максимумом морской трансгрессии, («Нп» — маркирует кровлю «клиноформенной» рерии морских песчаных седиментитов нижненеокомского возраста/«Г» -дюдошву |
