Геолого-геохимические предпосылки газонефтеносности юрских отложений Южно-Карской впадины

Актуальность темы

Акватория южной части Карского моря — это перспективный регион для поисков и разведки крупных газовых и газоконденсатных месторождений. Открытые здесь Ленинградское и Русановское месторождения по величине запасов и прогнозируемых ресурсов значительно больше Штокмановского в Баренцевом море. Основные перспективы на шельфе, по аналогии с месторождениями п-ова Ямал, связываются с меловыми отложениями. Однако прирост ресурсной базы может быть осуществлен за счет освоения юрских и нижезалегающих триасовых и палеозойских отложений.

Ограниченное количество данных по нефтегенерационным возможностям юрского комплекса на п-ве Ямал и их полное отсутсвие в пределах акватории Карского моря не позволяет адекватно оценить масштабы и фазовый состав потенциальных залежей УВ. В связи с этим изучение качественных и количественных характеристик юрских нефтегазоматеринских пород в пространственно-временных рамках является актуальной темой исследования.

Цель работы заключалась в оценке генерационных возможнойстей и прогнозе фазового состава флюидов в юрских отложениях акватории южной части Карского моря на основе закономерностей изменения геохимических характеристик пород прилегающей суши (п-ов Ямал) и последующего бассейнового моделирования.

Для достижения поставленной цели решались следующие основные задачи:

1. Обобщение материала о геологическом строении и эволюции региона.

2. Выделение нефтегазоматеринских пород (НГМТ) в разрезе юрских отложений.

3. Изучение закономерностей изменения основных геохимимческих параметров в площадном масштабе.

4. Оценка исходного нефтегазоматеринского потенциала юрских отложений.

5. Реконструкция процессов нефтегазообразования на базе 2D бассейнового моделирования в программном пакете Ternis Suite.

Научная новизна. Проведены геохимические исследования нефтематеринских отложений месторождений п-ва Ямал на современном аналитическом уровне, которые выявлены закономерности изменения качественных и количественных характеристик юрских нефтематеринских толщ в глубинном и площадном масштабах. Построены карты прогнозных содержаний РОВ в юрских отложениях акватории Карского моря на основе структурно-палеогеографических особенностей строения и развития региона.

В коллекторских горизонтах нижней и средней юры выделены: локальные глинистые прослои с хорошими генерационными характеристиками, которые могут принимать участие в формирование нефтегазоности региона.

Произведена оценка исходного генерационного потенциала и содержания органического вещества (ОВ) в юрских НГМТ. Восстановлена история катагенетического преобразования отложений.

Оценены перспективы нефтегазоносности юрско-меловых отложений Ямальской и Карской областей на основе моделирования в программном пакете Ternis, которые подтверждаются полученной и опубликованной геохимической информацией, что дает возможность судить о миграционных процессах. На основе анализа структурно-геологических и геохимических данных, а также бассейнового моделирования построена схема прогнозного фазового состава УВ в юрских отложениях южной части Карского моря.

Защищаемые положения:

1. Отложения китербютской, лайдинской и баженовской свит обладали высоким исходным нефтегенерационным потенциаломлевинской, леонтьевской и абалакской — преимущественно газовым.

2. Дополнительным источником углеводородов для среднеюрских залежей являются глинистые пачки малышевской и вымской свит.

3. Фазовый состав юрских залежей в пределах валов и крупных куполовидных поднятий центральной части Южно-Карской впадины прогнозируется как преимущественно газоконденсатный, в погруженных областях — газовый. В бортовых зонах впадины (Западно-Карская, Восточно-Приновоземельская и Восточно-Карская зона ступеней) ожидается открытие газокондесатно-нефтяных месторождений, в переходной зоне — нефтегазоконденсатных.

Практическая ценность заключается в применение аналитически определенных геохимических параметров нефтематеринских толщ для оценки: ресурсов месторождений юрского комплекса, установленные: закономерности изменения качества НМТ позволяют наиболее обосновано подходить к целесообразности проведения геолого-разведочных работ.

Апробация работы.

Основные резкультаты диссертационной работы докладывались на: • Научной конференции «Ломоносовские чтения» (г. Москва, 13−18 апреля 2009 г).

• Международной конференции по освоению ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа RAO/CIS Offshore (г. Санкт-Петербург, 15−18 сентября 2009 г.- 13−16 сентября 2011 г.).

• The Polar Petroleum Potential Exhibition and Conference 3P Arctic (г. Москва 29 сентября-1 октября 2009 г.).

• Всероссийская научно-практическая конференция молодых ученых и специалистов «Молодые в геологии нефти и газа» (г. Москва, ВНИГНИ, 25−26 февраля 2010 г.).

• 72nd EAGE Conference & Exhibition incorporating SPE EUROPEC (Spain, Barcelona, 14−17 June 2010).

• II International Conference World Gas Resources and Reserves and Advanced Development Technologies, Gazprom VNIIGAZ, (Moscow, Russia, 28−29 October 2010).

• 5th Siberian International Young Geoscientists Conference (Russia, Novosibirsk, 29 November — 2 December 2010).

• Arctic Technology Conference (Houston, Texas, USA 7−9 February 2011).

Публикации. По теме диссертационной работы автором опубликовано 11 работ, включая тезисы и тексты докладов, из них две — в журналах (Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений № 2 2011 г.- Газовая промышленность № 7 2011 г), входящих в перечень ВАК Минобрнауки РФ.

Фактический материал. Работа основана на исследовании 132 образцов керна нефтегазоматеринских (НГМТ) пород Бованенковского, Харасавэйского, Арктического, Нейтинского, Малыгинского, Новопортовского и Южно-Тамбейского месторождений, отобранных из коллекций кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ и ООО ВНИИГАЗ. Для написания работы использовался ряд сейсмический сейсмических профилей, имеющихся в распоряжении российско-норвежской исследовательской группы «Arctic Research Cooperation» при поддержке компании Statoil. Также в работе использована представительная база данных по геохимическим (пиролитическим и химико-битуминологическим) данным НГМТ прилегающих территорий, основанная на литературных данных и данных, содержащихся в производственных отчетах ОАО «МАГЭ», «СМНГ» и ФГУП.

Арктикморнефтегазразведка".

Структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, восьми глав и заключения. Общий объем работы составляет 132 страницы, в том числе 59 рисунков и 5 таблиц. Список литературных источников содержит 96 наименований.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

1. Ямальская ГНО и акватория южной части Карского моря являются крайней северо-западной часть Западно-Сибирского бассейна. Осадочный чехол области сложен терригенными толщами мезозойско-кайнозойского возраста. К настоящему времени в акватории южной части Карского моря пробурено всего 4 поисковые скважины (по 2 на Русановской и Ленинградской структурах), вскрывшие отложения до барремского яруса нижнего мела (Кфг). Результаты региональных геофизических исследований шельфа и бурения глубоких скважин по побережью п-ова Ямал показывают, что нефтегазоносные толщи юры и мела на месторождениях Нурминского мегавала и других поднятий простираются на шельф Карского моря, что подтверждает высокие перспективы нефтегазоносности акватории.

2. Большинство открытых в регионе месторождений сосредоточено в отложения мелового комплекса. Геолого-геофизическая и, особенно, геохимическая изученность нижезалегающих юрских, триасовых и палеозойских отложений остается крайне низкой. Однако истощение ресурсной базы мелового комплекса северных районов Западно-Сибирского НГБ< ставит вопрос о необходимости открытия новых месторождений УВ в нижних горизонтах осадочного чехла, в первую очередь — юрского комплекса.

3. Осадконакопление в юрское время происходило в морском бассейне в условиях постоянных эвстатических колебаний уровня мирового океана. Этому способствовало накопление переслаивающихся между собой глинисто-песчаных толщ зимней, левинской, шараповской, китербютской, надояхской, лайдинской, вымской, леонтьевской и малышевской свит нижней-средней юры, которые перекрываются преимущественно глинистыми отложениями абалакской и баженовской свит верхней юры, накопившихся в морских условиях.

4. Результаты Яоск-Еуа1 юрских образцов Восточно-Бованенковского, Бованенковского, Арктического, Харасавэйского, Нейтинского, Малыгинского, Новопортовского месторождений позволили выделить в нижне-среднеюрском разрезе 4 нефтегазоматеринские толщи: левинская, китербютская, лайдинская и леонтьевская. В верхнеюрских отложениях установлены 2 НМТ: абалакская и баженовская. Все они были накоплены во время повышения уровня моря. К настоящему времени большая часть нижне-среднеюрских отложений практически полностью реализовали свой потенциал и находятся в области газогенерации. Рост катагенеза наблюдается в северозападном направлении, что объясняется наличием выявленной в Харасавэй-Крузенштернской зоне термоаномалии.

5. По результатам пиролиза установлено, что в традиционно рассматриваемых в качестве коллекторских шараповском, надояхском, вымском и малышевском горизонтах выделяются глинистые прослои мощностью от 5 до 20 м, обогащенные РОВ, что позволяет рассматривать их в качестве дополнительных источников УВ для месторождений юрского комплекса.

6. Современные концентрации Сорг во всех выделенных НМТ в среднем не превышают 1,5%. Изучение закономерностей распространения концентраций РОВ в разных участках осадочного чехла п-ова Ямал показали, что наибольшие содержания Сорг в тектоническом плане приурочены к области глубоких прогибов севера ЗападноСибирского НГБ, в которых, по палеогеографическим данным, отмечены максимальные глубины юрского моря. Уменьшение концентраций Сорг происходит к бортовым частям бассейна согласно изменению тектонического плана и обмелению бассейна. На основе данных закономерностей были построены карты прогнозных концентраций Сорг в акватории Карского моря. Максимальные концентрации ОВ (4%, предположительно до 5%) в нижне-среднеюрских отложениях приурочены к Пухучанской впадине. На территориях обрамляющих ее Русановского и Ленинградского валов содержание Сорг, предположительно, будет ниже — 3−4%, на экваториальном продолжение Нурминского вала еще ниже — 2−3%. Наименьшими концентрациями ОВ характеризуются бортовые зоны бассейна — Западно-Карская, Восточно-Приновоземельская и Восточно-Карская зоны ступеней. Здесь максимальные содержания ОВ не превышают 2%, постепенно уменьшаясь к обрамляющим плиту складчатым сооружениям Новой Земли и Пай-Хоя на западе и юго-западе, и Северо-Сибирского порога на севере.

7. Аналитические исследования зрелости юрских НМТ методом Коск-Еуа1 и замеры отражательной способности витринита ряда образцов установили, что границы ГЗН согласно замерам ПОВ и значениям Ттах пиролиза в районе Нурминского вала условно определяются в интервале 2,1 — 3,3 км. На севере п-ова Ямал, на Малыгинском и Южно-Тамбейском месторождениях, положение верхней границы ГЗН остается неясным, нижняя — условно проходит на глубине около 4 км. Используя полученные значения 11° и Ттах, с учетом геолого-геотермической истории развития региона были построены карта ПОВ в кровле и подошве юрского комплекса. По полученным данным ПОВ в кровле юрской толщи изменяется от 0,3 до 1,5%, уменьшаясь к бортам бассейна, где происходит выклинивание отложений. В акватории южной части Карского моря область катагенетически незрелого ОВ в тектоническом плане соответствует бортовым зонам, обрамляющим центральную область глубоких прогибов. В связи с этим формирование залежей в районе Припайхойской моноклинали и Восточно-Новоземельской зоне ступеней возможно лишь за счет латеральной миграции из центральных областей ЮжноКарской впадины, где отложения находятся в ГЗН. Наиболее интенсивно процессы нефтегенерации протекают на Обручевском валу, прогибах Чекинском, Ноябрьском и Благополучия, где уровень катагенеза соответствует градации МК2. В районе Ленинградского, Русановского и Анабарского валов и Восточно-Карского прогиба степень катагенеза выше (градация МКз), что свидетельствует об остаточном нефтегенерационном потенциале. Наибольшие значения ПОВ (1.3−1.5%) наблюдаются в Пухучанской и Белоостровской впадинах Карского моря, где данные отложения вступили в область газогенерации. В нижне-среднеюрской толще, согласно проведенным расчетам, отложения находятся в области генерации газовых УВ.

8. В виду высокой степени преобразованное&tradeюрских пород и затруднительной оценке их генерационных возможностей были произведены расчеты исходных качественных и количественных характеристик. Это позволило выделить в юрской толще 2 группы нефтегазоматеринских пород с различными качественными характеристиками. К первой относятся отложения левинской, леонтьевской и абалакской свит, в которых установлен преимущественно II-III или III тип" керогена со значениями ШИсх 350 и 250 мгУВ/гСорг, что свидетельствует о генерации преимущественно газовых УВ в процессе катагенеза. Средние начальные концентрации OB в них составляли 1,3−1,5%.Во вторую группу попали отложения китербютской, лайдинской и баженовской свит, в которых установлен I-II и II типы керогена с хорошим нефтегенерационным потенциалом (550−650, до 750 в баженовской мгУВ/гСорг). Среднее содержание Сорг в них составляет 4,5%.

9. Эволюция процессов нефтегазообразования изучались на основе 2D моделирования, проведенного вдоль 2-х взаимоперпендикулярных региональных профилей. В результате чего установлено, что генерация УВ в юрских породах ЮжноКарской впадины началась на рубеже готеривского и аптского веков в наиболее погруженной области — Пухучанской впадине. Поэтапное прохождение всех ступеней катагенетического преобразования продолжалось вплоть до эоценового времени, когда максимальное количество жидких УВ уже было реализовано. Движение УВ из очага генерации носило преимущественно латеральный характер, что создавало предпосылки для формирования скоплений преимущественно жидких УВ в юрских отложениях в периферических частях впадины, куда входит и юго-западный борт и Предновеземельская зона поднятий Южно-Карской впадины. Нижне-среднеюрские отложения представляют наибольший интерес в бортовых зонах акватории южной части Карского моря, на Ямбургском и Мессояхском мегавалах севера Западной Сибири, а также в районе Обской губы и где возможно обнаружение в них промышленных скоплений УВ. Верхнеюрские НГМТ представляют наибольший интерес в районе мегавалов и других крупных поднятий, где они имеют наименьшую степень катагенетической преобразованности и небольшую степень трансформации ОВ.

10. На основе анализа всех имеющихся данных построены карты фазового состава УВ, генерированных юрскими отложениями акватории Карского моря. Согласно которым предполагается, что подавляющее большинство залежей, которые могут быть выявлены в пределах Южно-Карской ГНО, будут газовыми или газоконденсатными. Нефтяные залежи в этой области должны встречаться достаточно редко и, скорее всего не будут иметь промышленного значения.

В Западно-Карской и Приновоземельской ПНГО почти весь меловой разрез является малоперспективным, так как в пределах области меловые породы выведены под четвертичные отложения и размыты в неогеновое время, в результате чего залежи в меловых отложениях были разрушены или сохранились лишь небольшие, не представляющие промышленного интереса, остаточные залежи. Поэтому интервал нефтегазоносности здесь значительно сужен в сравнении с Южно-Карской ГНО. Основные перспективы областей должны связываться с нижне-среднеюрским и неокомским нефтегазоносными комплексами, а также с келловей-волжскими отложениями и корой выветривания фундамента на участках развития фациальных аналогов вогулкинской толщи. В этой области предполагается встретить, в основном, пластовые, литологическиэкранированные, стратиграфические и литологически ограниченные залежи. Предполагается, что превалировать будут нефтяные залежи, а газовые или газоконденсатные будут иметь второстепенное значение.