К оглавлению журнала

УДК 553.9.041(571. 5)

Н.Н. НЕМЧЕНКО (ВНИГНИ), А.С. РОВЕНСКАЯ (ИГнРГИ), Л.Ш. ГИРШГОРН (Ямалнефтегазгеофизика)

Прогноз фазового состояния УВ на больших глубинах в Западной Сибири

Дальнейшее увеличение промышленных запасов нефти и газа в Западной Сибири связано с освоением глубоких горизонтов. Глубокопогруженные зоны приурочены к северным районам Западно-Сибирской НГП, где установлены максимальные мощности мезозойско-кайнозойского чехла от 6 до 18 км. Единичные скважины глубиной более 4,5 км (скв. 7 Надымская, скв. 700 Самбургская, скв. 14 Геологическая, скв. 264, 266, 282 Уренгойские) вскрыли отложения юрского, триасового и палеозойского возраста. Промышленная нефтегазоносность юрских отложений в районах Среднего Приобья, промышленные притоки нефти и газа, полученные из палеозойских отложений на юго-востоке в Нюрольской впадине, на западе в пределах Красноленинского свода, на п-ове Ямал (Новопортовская площадь), в Надым-Пурской НГО (Варьеганская площадь), создают предпосылки для изучения перспектив нефтезагоносности этих отложений в глубокопогруженных зонах Западной Сибири. Основным объектом поисков являются нижне-среднеюрские отложения. В пробуренных скважинах они вскрыты на глубинах 4–5,5 км. Мощность их достигает 2 км. Юрские отложения являются важным объектом прироста запасов УВ. Оценка же перспектив нефтегазоносности палеозойских отложений из-за низкой степени изученности возможна в настоящее время лишь на качественном уровне. Эффективность поискового бурения определяется достоверностью прогнозной оценки, поэтому разработки, направленные на повышение ее точности, являются важным звеном в решении этой проблемы. Прогноз зон возможного размещения залежей, особенно по их фазовому состоянию, имеет важное значение.

Распределение залежей УВ различного фазового состояния на больших глубинах подчиняется первичной генетической зональности, обусловленной соотношением масштабов генерации газообразных и жидких УВ: катагенезом исходного ОВ, связанным со спецификой баланса генерируемых УВ на различных стадиях его превращения; составом ОВ (гумусовым, сапропелевым), определяющим преимущественную генерацию жидких либо газообразных УВ. Генерация тех или иных УВ зависит от фациальной принадлежности нефтегазопроизводящих отложений, определяющей тип, особенности, микрокомпонентный состав, количественного содержания исходного ОВ, а также от степени катагенетической превращенности ОВ. Процессы вертикальной миграции, способные изменить генетическую зональность в пределах нижних горизонтов осадочного чехла, весьма ограничены.

Современное состояние геофизической изученности Западной Сибири дает возможность получить данные, позволившие провести формационный анализ глубокопогруженных зон. Наиболее информативными, опорными, являются материалы сейсморазведки МОГТ [1]. На схеме распространения типов формаций на срезе –5000 м (рис. 1) на большей части рассматриваемой территории глубокопогруженные зоны выполнены нижнеюрской морской и прибрежно-морской песчано-глинистой формацией гетанг-синемюрского и тоарского возраста. В пределах Надым-Пурской и Пур-Тазовской НГО она окаймляется узкой полосой развития триасовой континентальной песчано-глинистой формации (тампейская серия). На северо-западе и на севере (в пределах Ямальской и Гыданской НГО) развита нижне-среднепалеозойская карбонатно-терригенная формация. Вниз по разрезу на срезе –6000 м площадь распространения нижнеюрской формации значительно сокращается, сохраняясь лишь в центральной части северных районов; в пределах Ямальского и Гыданского полуостровов на срезе –6000 м она отсутствует, а континентальные песчано-глинистые отложения триаса широко развиты и выполняют изолированные прогибы. На отдельных участках встречается верхнепалеозойская терригенно-вулканогенная угленосная формация (тунгусская серия). Далее вниз по разрезу на срезе –7000 м нижнеюрская формация практически исчезает, большое площадное распространение получили тампейская серия и нижне-среднепалеозойская карбонатно-терригенная формация (рис. 2).

Прогноз типов формаций по данным ГИС подтверждается результатами бурения и данными керна единичных глубоких скважин. Так, скв. 7 Надымская (глубина 5009 м) остановлена в среднепалеозойских отложениях, скв. 700 Самбургская (6000 м) не вышла из нижней юры. Глубокие скважины Уренгойского района вскрыли нижне-среднеюрские отложения тюменской (пласты Ю2–Ю19) и самбургской (пласты Ю10–Ю17) свит, на глубинах 3,8–5,5 км.

Нижнеюрская морская и прибрежно-морская песчано-глинистая формации содержат сапропелево-гумусовое ОВ смешанного генезиса. Отложения арктических районов формировались в нормальных морских водоемах, а центральных частей севера (Уренгойский район) – в прибрежных субконтинентальных условиях, что предопределило накопление сапропелево-гумусового ОВ.

Триасовая континентальная песчано-глинистая формация (тампейская серия) отлагалась в континентальных условиях, что привело к накоплению преимущественно гумусового ОВ.

Палеозойская формация, представленная в верхней части терригенной толщей с вулканогенно-углистыми отложениями тунгусской серии, а в нижней карбонатно-терригенным комплексом, формировалась как в континентальных, так и морских условиях, что предопределило развитие ОВ смешанного типа.

Изучение распределения стадий катагенеза ОВ на срезе –5000 м показало, что максимальными значениями показателя отражения витринита, соответствующими стадии катагенеза AK1, характеризуются глубокопогруженные зоны в пределах Надым-Пурской НГО, а также северо-западная часть Ямальской НГО; минимальными, соответствующими стадии катагенеза МК3, глубокопогруженные зоны в пределах Пур-Тазовской НГО (табл. 1).

При этом отмечается зависимость между распределением стадий катагенеза, мощностью пород, подстилающих срез –5000 м (в интервале от 5000 м до фундамента), геотермическим градиентом и градиентом изменения ОС витринита. “Сокращенная” зональность катагенеза (относительно повышенные градиенты) характерна для западной части Надым-Пурской и северной Ямальской НГО (стадия катагенеза AK1). Здесь отмечаются относительно высокие геотермические градиенты и минимальные мощности осадочного чехла (1–3 км). Обширная территория в пределах Тазовского, Гыданского полуостровов характеризуется “растянутой” зональностью катагенеза, а также относительно низкими геотермическими градиентами (стадия МК3), максимальными мощностями осадочного чехла – (более 10 км), большая часть Надым-Тазовской и западная часть Ямало-Тыданской синеклизы – стадиями катагенеза МК4 и мощностью осадочного чехла 6–8 км (рис. 3).

Изучение катагенеза и типов формаций глубокопогруженных горизонтов позволило прогнозировать фазовые состояния УВ, выделить зоны, перспективные на поиски залежей различного типа. К наиболее перспективному с точки зрения возможности обнаружения нефтяных залежей может быть отнесено поле развития стадии МК3, в пределах которого разрез представлен морскими и прибрежно-морскими отложениями нижней юры (с сапропелевым и сапропелево-гумусовым типом ОВ). Поле развития стадий МК4 в пределах нижнеюрской морской и прибрежно-морской формаций перспективно для поисков нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей, а стадий МК5 и AK1 для газоконденсатных и газовых. В этих зонах при высоких стадиях катагенеза типы формаций не определяют фазовое состояние УВ. Зона преимущественного развития нефтегазоконденсатных залежей прогнозируется в Пур-Тазовской, Усть-Енисейской и Гыданской НГО. В Пур-Тазовской области возможны нефтяные залежи с высоким газовым фактором, зона преимущественно газоконденсатных залежей – в Ямальской, Надым-Пурской НГО (см. рис. 3).

Высокая информативность геохимических показателей на основе изучения индивидуального УВ-состава бензиновых фракций и фракций высших алканов нефтей и конденсатов нефтегазоносных комплексов Западной Сибири позволила использовать их при прогнозировании фазового состояния УВ в глубокопогруженных зонах северной половины Западно-Сибирской НГП [2].

Изученные соотношения УВ-соединений парафинового, нафтенового и ароматического рядов 2-МГп/3-МГп (из группы парафинов), циклопентан/циклогексан (из группы нафтенов), метаксилол + параксилол/ этилбензол (из группы аренов), i-C19/ i20 (из группы высших алканов) достаточно четко диагностируют зоны различного фазового состояния УВ. Так, минимальные значения (1) соотношения метапараксилол/ этилбензол характеризуют нефтяную зону, максимальные (10) – газоконденсатную, промежуточные (1–5) –нефтегазоконденсатную, значения соотношения 2-МГп/ 3-МГп, равные 1,6–1,7, нефтяную зону, 1,1 –1,3 – газоконденсатную, 1,3–1,7 – зону нефтегазоконденсатных залежей. Минимальные величины коэффициента i-C19/ i-C20 (1) определяют зону нефтяных залежей, максимальные (5) – зону газоконденсатных залежей, промежуточные (3– 5) – зону нефтегазоконденсатных залежей. В табл. 2 приведены данные по индивидуальному УВ-составу бензиновых фракций и фракций высших алканов нефтей и конденсатов, полученных в результате испытания нижнесреднеюрских отложений глубоких скважин на Уренгойском месторождении. По УВ-составу и фазово-генетическим показателям нефти и конденсаты могут быть отнесены к нижней “переходной” нефтегазоконденсатной зоне и зоне развития газоконденсатных залежей. В пределах Пур-Тазовской НГО возможна зона развития нефтяных залежей метанового состава с высоким газовым фактором.

Выявленная зональность находится в полном соответствии с изменением стадий катагенеза ОВ. Нефтяная зона характеризуется стадиями катагенеза MK1–МК3, нефтегазоконденсатная – МК3–MK4, газоконденсатная–MK4, MK5–AK1.

Выполненный комплексный анализ геолого-геохимических и геофизических показателей (изучение типов формаций катагенеза ОВ, индивидуального УВ-состава бензиновых фракций и фракций высших алканов нефтей и конденсатов) позволил отнести глубокопогруженные зоны севера Западной Сибири в пределах нижне-среднеюрского комплекса к области возможного развития преимущественно нефтегазоконденсатных и газоконденсатных систем. Зона преимущественного развития нефтегазоконденсатных залежей прогнозируется в Пур-Тазовской и Гыданской НГО, зона преобладающего развития газоконденсатных залежей – в Ямальской (северная часть) и Надым-Пурской НГО.

При высокой оценке потенциальных ресурсов УВ на больших глубинах важным является соотношение жидких и газообразных УВ. Фазовое состояние пластовых многокомпонентных УВ-систем определяется их составом, свойствами, а также термобарическими условиями. При этом каждая из них может быть описана фазовой диаграммой (кривой давления фазового перехода) давлений насыщения рнас и начала конденсации рнк в координатах Р и Т с критической точкой, а также наивысшими давлениями и температурой, при которых жидкие и газообразные УВ могут существовать в равновесии. В природе известны системы, которые при пластовой температуре не могут быть охарактеризованы давлением начала конденсации. Их отличительной особенностью является то, что при пластовой температуре они ни при каком давлении (вплоть до нормального) не могут конденсироваться. Такие системы характеризуются содержанием конденсата до 1000 г/см3 и более. В Западной Сибири подобная залежь установлена в ачимовской толще Уренгойского месторождения (5000 м, рпл = 99 МПа, TПЛ=140°С), содержание конденсата 760 г/см3.

Специфической особенностью рассматриваемых пластовых систем является их недонасыщенность при высоких содержаниях жидких УВ, что позволяет при разработке этих систем установить такие режимы, когда потери в пласте сводятся к минимуму, а коэффициент извлечения близок к единице. Изучение фазового состояния УВ-систем севера Западной Сибири позволило предположить, что при пластовых давлениях и температурах, превышающих 40 МПа и 120 °С соответственно, возможно существование залежей принципиального нового типа: недонасыщенных газоконденсатных залежей с высоким содержанием конденсата.

Проведенное теоретическое обоснование возможности существования залежей и прогнозирование их фазового состояния позволили провести районирование перспективных территорий с целью выделения зон и участков вероятного распределения залежей и их типов с учетом емкостной характеристики и экранирующих их толщ. К перспективным территориям на поиски залежей УВ относятся Гыданский (южная часть), Тазовский, Усть-Енисейский, Часельский, Толькинский районы центральной части севера Западно-Сибирской НГП. В их пределах следует ожидать развития залежей нефти, конденсата и газа, связанных с перспективными терригенными отложениями юры и триаса, мощность которых достигает 1500–4000 м.

К перспективным на поиски преимущественно газоконденсатных, газоконденсатно-нефтяных и газовых залежей относятся Уренгойский, Губкинский, Ямальский, Гыданский (северная часть), Надымский, Тазовский (восточная часть), Русско-Часельский НГР. Мощность перспективных терригенных отложений юры и триаса достигает здесь 1000–1600 м. К малоперспективным территориям приурочены Нурминский (южная часть), Надымский (западная часть), Губкинский (южная часть), Красноселькупский (восточная часть) и Тамбейский (северная часть) НГР. Здесь в терригенно-карбонатных породах разновозрастных отложений палеозойского возраста, мощность которых не превышает 800–1000 м, возможно лишь обнаружение залежей сухого газа.

К перспективным зонам для поисков залежей нового типа (недонасыщенных газоконденсатных залежей с высоким содержанием конденсата) в юрском НГК могут быть отнесены участки, окаймленные геоизотермой 120 °С в северо-западной части Ямальской НГО, южная часть Юрибейской моноклинали, Большехетская, Западно-Большехетская впадины и др. Учитывая мощность юрского НГК (1500–2500 м) и высокие пластовые температуры в его подошве (до 200 °С), здесь и в более глубоких горизонтах осадочного чехла можно ожидать и более обширное распространение этих зон на севере Западной Сибири. Зоны, характеризующиеся пластовыми давлениями более 40 МПа и пластовыми температурами выше 120 °С, соответствуют областям с возможным содержанием конденсата до 1000 г/м3 и более. Зоны возможного развития газоконденсатных систем с высоким содержанием жидких УВ в первом приближении оконтуриваются зонами АВПД. Открытие залежей нового типа позволит значительно увеличить добычу жидких УВ как за счет их высокого содержания в залежах, так и в результате исключения потерь конденсата при эксплуатации.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Гиршгорн Л.Ш., Кабалык В.И., Соседков В.В. Триасовые осадочные бассейны севера Западной Сибири // Бюлл. МОИП.– 1986.–№ 6.–С. 17–23.
  2. Ровенская А.С., Немченко Н.Н. Раздельный прогноз и формирование УВ-систем.– М.: Наука.– 1989.

Рис. 1. Схема распространения типов формаций Западной Сибири на срезе –5000 м.

Платформенные формации: 1 – нижне-среднепалеозойская карбонатно-терригенная, 2 – верхнепалеозойская терриген-но-углисто-вулканогенная (тунгусская серия), 3 – триасовая континентальная песчано-глиннстая, 4 – нижнеюрская морская и прибрежно-морская песчано-глинистая; формации тафрогенов и внутриплатформенных орогенов, 5 – палеозойская терригенно-карбонатно-вулканогенная, 6 – нижнемезозойская терригенно-вулканогенная, 7 – граница складчато-метаморфических комплексов фундамента

Рис. 2. Схема распространения типов формаций Западной Сибири на срезе –7000 м.

Усл. обозн. см. на рис. 1

Рис. 3. Схема перспектив нефтегазоносности Западной Сибири на срезе – 5000 м.

Границы районов: 1 – перспективных, 2 – малоперспективных; районы различных перспектив на поиски залежей УВ: 3 – перспективные, 4 – малоперспективные, 5 – бесперспективные, районы, перспективные на поиски залежей 6 – нефти, конденсата, газа, 7 – конденсата, газа, 8 – газа, 9 – высокотемпературные недонасыщенные газоконденсатные залежи с высоким содержанием конденсата

Таблица 1

Значения показателя отражения витринита и пластовой температуры

Площадь

Глубина

Ra, ‰

T, ºC

Ямальская НГО (северная часть)

Харасавейская

2000

75

96

Бованенковская

3000

85

112

Харасавейская

4000

100

160

Надым-Пурская НГО

Губкинская

3000

90

100

Надымская

4000

93

121

5000

111

160

Уренгойская

5000

109–111

140

Пур-Тазовская НГО

Русская

2000

69

58

3000

73

61

Тазовская

4000

75

75

5000

79

92

Таблица 2

Геохимические показатели зон различного фазового состояния УВ нижне-среднеюрского нефтегазоносного комплекса Западной Сибири

Залежь

Глубина, м

Бензиновая фракция

Фракция высших алканов

T,°C

Стадии катагенеза ОВ

УВ состав, %

УВ- соотношения

н- и изопарафины

нафтены (5- и 6-членные)

арены

2-МГп/ 3-МГп

циклопентан/ циклогексан

метаксилол + п араксилол/ этилбензол

i19/i20

Нефтяная зона (метановая)

Покачевская

2725–2736

73,04

24,06

2,90

2,16

0,70

0,79

0,88

98

МК2

Широковская

2886–2892

79,58

25,84

3,58

1,76

0,67

0,01

0,72

97

МК2

Коголымская

2803–2807

62,03

34,10

3,87

1,65

0,60

0,89

0,88

93

МК3

Нефтегазоконденсатная зона (метано-нафтеновая)

Талинская

2666–2692

65,19

28,14

6,67

1,40

1,72

1,70

1,11

108

МКз

Ем-Еговская

2619–2675

69,21

29,06

1,73

1,92

1,61

3,54

1,01

107

мк4

 

2369–2500

59,62

31,83

8,55

1,60

1,39

2,96

0,93

102

МК4

Газоконденсатная зона (нафтено-метановая и нафтеновая)

Харасавейская

3170–3202

53,74

40,46

5,80

1,16

2,06

8,35

3,83

123

МК4

Уренгойская

3710–3730

54,63

39,68

15,69

4,98

11,56

4,00

113

МК5

Самбургская

4320–4380

52,89

45,92

1,18

1,14

2,78

17,51

3,97

130

МК5

Уренгойская1

4753–5034

65,72

32,58

1,69

1,012

0,811

12,93

3,93

140

МК5

4504–4520

41,69

49,34

8,99

0,930

0,768

12,44

140

МК5