К оглавлению журнала

 

УДК 553.98.001.18(571.121)

© А.В. Чахмахчев, Т.Л. Виноградова, А.С. Дошко, 1990

Прогноз фазово-генетических типов углеводородных залежей Ямала

А.В. ЧАХМАХЧЕВ (ВНИИгеоинформсистем), Т.Л. ВИНОГРАДОВА, А.С. ДОШКО (ИГиРГИ)

В ряду слабо изученных территорий Западно-Сибирской провинции, несомненно, находится и Ямальская НГО. Здесь имеются широкие возможности открытия разных фазово-генетических типов залежей, особенно в коллекторах юрского возраста. На современном этапе в пределах области более детально изучены меловые отложения, в которых выявлены главным образом газоконденсатные (ГК) и газоконденсатнонефтяные (ГКН) скопления. Значительно хуже разведаны юрские образования, для которых еще не определены закономерности пространственного размещения залежей УВ как по фазовому состоянию, так и по составу. Все указанное предопределяет актуальность постановки геохимического изучения нефтей и конденсатов с целью выявления возможных источников их генерации, особенностей катагенетических преобразований состава УВ-систем и прогноза их фазовых состояний и пространственного размещения.

Ямальская НГО – крупное поднятие меридионального простирания, в геологическом прошлом представлявшее самостоятельный, замкнутый бассейн. Об этом свидетельствуют сильное сокращение мощностей осадочных образований в южной части полуострова, а также существенно разное соотношение структурных планов до-платформенных и платформенных отложений на Ямале и соседних регионах. В геологическом строении области принимают участие дислоцированные и метамор-физованные породы доплатформенного палеозоя, промежуточного терригенно-вулканогенного комплекса триасового возраста, а также терригенные отложения юры, мела, палеогена платформенного чехла. Юрские отложения на юге НГО представлены тюменской свитой (J1-2), характеризующейся неравномерным переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчанников субконтинентального генезиса, мощностью до 600 м. Верхняя часть юры – абалакская и баженовская свиты – сложена аргиллитами (70 м) морского генезиса. На севере НГО мощность юрских отложений увеличивается и они приобретают более морской облик. Здесь доминируют аргиллиты, в толще которых выделено восемь песчано-алевролитовых свит небольшой мощности [3]. Нижнемеловые отложения выражены субугленосными прибрежно-континентальными фациями часто переслаивающихся глин, алевролитов и песчаников. Они перекрыты глинистым региональным флюидоупором туронского возраста (кузнецовская свита). В пределах области наблюдается устойчивое погружение палеозойского фундамента с юга на север, где он залегает на глубинах 5–8 км. В региональном плане это нашло отражение в погружении кровли юрских образований от 2 (Новопортовское) до 3,36 км (Южно-Тамбейское).

Поисково-разведочными работами установлена региональная промышленная нефтегазоносность меловых отложений (K1b-al – K2S). Немногочисленные преимущественно нефтяные и ГКН-скопления установлены в : юрских отложениях (Новопортовское, Нейтинское, Бованенковское, Южно-Тамбейское месторождения). В целом, особенно в пластах неокома, преобладают нефтегазоконденсатные и ГК-залежи. С юга на север области заметно увеличивается преобладание ГК-скоплений.

С целью геохимического изучения особенностей УВ-состава природных систем использовались методы газожидкостной хроматографии для анализа фракций н. к. – 130 °С (С5–С8) и 200–500 °С (C12С32) проб нефтей и конденсатов 12 залежей месторождений региона.

Для правильной ориентации поисково-разведочных работ, бесспорно, важной является диагностика нефтематеринских толщ. Одним из ее способов является геохимическая корреляция состава УВ-флюидов по разрезу продуктивных отложений. Проведенное таким способом сопоставление выявило значительное сходство состава УВ-систем в юрских и неокомских отложениях (табл. 1). Ряд УВ-показателей (повышенные концентрации циклогексановых УВ, относительно завышенный фон значений отношения пристан/фитан и коэффициент нечетности CPI) свидетельствует о смешанном сапропелево-гумусовом типе исходного ОВ. Накопление и диагенетические его преобразования, очевидно, протекали в прибрежно-морских слабовосстановительных условиях, и в материале источников сноса значительную долю составляла континентальная растительная органика. По сходству составов нефти и конденсаты юрских и неокомских пластов могут быть отнесены к единому, так называемому юрскому, генетическому типу. По небольшому числу проб выделены УВ-флюиды изопреноидно-цикланового и цикланового составов, залегающие в альб-сеноманских пластах. Существенно отличные УВ-показатели этих флюидов позволяют с определенной уверенностью отнести их к самостоятельному меловому генетическому типу (см. табл. 1).

Единство типов УВ-флюидов пластов неокома и юры, по-видимому, связано с процессами вертикального перемещения УВ-систем. Обычно эти процессы реконструируются как по сходству типов УВ-флюидов, так и закономерным изменениям их отдельных геохимических показателей (особенно фракционного состава) по направлению вертикальной миграции. Например, соотношение легких алканов (SС5+SС6) / (SC7+SC8), характеризующее механизм вертикального перемещения [4], в пределах Новопортовского месторождения увеличивается от 0,6 в пластах юры до 2,4 в коллекторах неокома. Другим показателем вертикального перераспределения УВ-систем является закономерное уменьшение в конденсатах отношения Sаренов / Sалканов фракции C5–С8 по направлению миграции. Этот параметр свидетельствует о термобарических и адcорбционно-хроматографических факторах преобразования флюидов [4]. Такая закономерность была отмечена в конденсатах неокома на Северо-Тамбейском месторождении, где в интервале 2400–1900 м залегания пластов данное соотношение направленно уменьшается от 0,2 до 0,01.

На признаки вертикальной сообщаемости пластовых УВ-систем в целом по разрезу многих площадей Ямальской НГО указывают также общие тенденции последовательной смены вверх по разрезу фазово-генетических типов залежей: от нефтяных, ГКН к ГК и газовым.

Выше упоминалось, что в пределах области наблюдается устойчивое погружение фундамента и мезозойских образований с юга на север. Это нашло отражение в возрастании максимальных палеотемператур в кровле юрских и подошве неокомских отложений [2], которое не имеет строгой линейной зависимости от глубины залегания подошвы юрских образований. Секущая полуостров Ямальская погребенная нераскрывшаяся рифтовая структура [1] предопределила наличие здесь повышенного теплового потока. Таким образом, зона максимального прогрева мезозойских отложений тяготеет к средней части полуострова. Как следствие этого, в крайних северных и южных частях НГО наблюдаются относительно низкие значения максимальных палеотемператур в мезозойских отложениях (рисунок). Несомненно, указанный палеогеотермический режим мог оказать воздействие на состав пластовых флюидов.

Знание катагенетических влияний особенно необходимо при оценке возможных вариаций фазовых состояний УВ-систем и их составов в наиболее прогретых зонах региона.

В качестве геохимических показателей катагенеза природных систем использованы три УВ-соотношения. Одно из них (коэффициент метаморфизма) kM =

основано на тенденциях возрастания доли алканов, н-алканов, цикло-гексанов в бензинах более превращенных нефтей. Отмечена при этом прямая связь увеличения kM в УВ-флюидах с ростом степени катагенеза вмещающих пород [4]. Другие показатели отражают закономерные явления повышения концентраций в нефтях изопреноидов (i14 – i-C18), а также н-алканов C17 и С18 по сравнению с пристанем и фитаном. Значения отношений (П+Ф) к (n17+n-C18) и более легким изопреноидам обычно понижены в УВ-системах зон высоких стадий катагенеза. Данные расчета указанных показателей по нефтям юрского геохимического типа девяти месторождений приведены в соответствии со значениями максимальных палеотемператур пород зоны контакта юрских и неокомских отложений (табл. 2). Из табл. 2 видно, что степень катагенетической превращенности нефтей растет с юга на север, т. е. от Новопортовского до Бованенковского, Южно- и Западно-Тамбейского месторождений. Однако в более северных районах (Северо-Тамбейское, Малыгинское) проявляется некоторая инверсия в величинах УВ-соотношений. Характерно, что максимальные показатели катагенеза УВ-систем совпадают с повышением числа и объема ГК-скоплений на указанных выше месторождениях.

В целях прогноза фазово-генетических типов залежей в пределах слабо изученных территорий региона использовался метод, основанный на детальном анализе индивидуального УВ-состава бензиновых фракций нефтей и конденсатов. Рассчитанные диагностические коэффициенты представлены в табл. 3, где указано, что УВ-флюиды юрского геохимического типа Бованенковского, Южно- и Западно-Тамбейского месторождений попали в область умеренного мезокатагенеза. По составу такие системы, отвечающие данной геохимической области, уже приближаются к первичным газоконденсатам зоны сильного мезокатагенеза, где практически отсутствуют нефтяные скопления. Обращают внимание слабые тенденции инверсии в составе УВ-флюидов в районе размещения Малыгинского и Северо-Тамбейского место рождений, т. е. на крайнем севере региона. Судя по показателям, здесь вновь намечается зона слабого мезокатагенеза с предполагаемым размещением главным образом нефтяных скоплений. Указанная геохимическая закономерность согласуется со снижением в этих районах палеотемператур до 120°С (см. рис. 1). Кроме того, в этой же северной зоне юрские отложения представлены более морскими глубоководными фациями. При этом доля сапропелевой составляющей РОВ заметно возрастает [3]. Представляется также перспективной на нефть южная часть Ямальской НГО (район Байдарацкой губы), где сравнительно низки стадии катагенеза юрских отложений.

Выводы

1. По особенностям УВ-состава выделено два генетических типа нефтей и конденсатов: юрский и меловой. В первый входят УВ-системы продуктивных пластов юры и неокома, а во второй – пластовые флюиды преимущественно конденсатного типа альб-сеноманских отложений. Показана возможно вторичная природа образования скоплений жидких УВ в отложениях неокома за счет перетоков из пластовых резервуаров юрского возраста. В то же время, не исключается сингенетичный характер УВ-газов и части жидких УВ в осадочных образованиях неокомского возраста. Более однозначные результаты могут дать дальнейшие комплексные исследования РОВ мезозойских пород и нефтей.

2. Установлены в целом основные тенденции изменения отдельных параметров состава УВ-флюидов с особенностями палеогеотермических режимов недр НГО. Максимальный катагенез нефтей по площади совпал с территорией средней части полуострова, где локализована рифтовая структура с повышенными палеотемпературами (до 160 °С) в кровле юрского комплекса. С этой же зоной совпадает максимальное число и объемы ГК-залежей по ряду выявленных месторождений. Согласно геохимическим и палеогеотермическим данным оконтурена крайне северная низкотемпературная (до 120 °С) зона НГО, где в неокомских и особенно юрских образованиях при благоприятных геологических условиях прогнозируется размещение нефтяных скоплений. Перспективна на нефть и самая южная часть области, где юрский комплекс в условиях сравнительно умеренных палеотемператур содержит хорошо выдержанные пласты-коллекторы с благоприятными фильтрационно-емкостными характеристиками.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Кучерук Е.В., Ушаков С.А. Тектоника плит и нефтегазоносность // Физика Земли. Т. 8 – М.: ВИНИТИ.– 1985.
  2. Палеотермические критерии распределения нефти и газа в осадочном чехле севера Западно-Сибирской плиты / В.И. Горшков, Т.П. Волкова, Г.В. Амплеева, Г.Л. Горбенко // Изв. АН СССР. Сер. Геол.– 1986,– № 3.– С. 115– 122.
  3. Строганов Л.В. Новые данные о нефтегазоносности юрских отложений северной части Ямала // Геология нефти и газа.– 1987.– № 7.– С. 23–25.
  4. Чахмахчев В.А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем.– М.: Недра.– 1983.

Abstract

Two genetic types of oils and condensates have been recognized in Mesozoic sediments of Yamal based on certain features of hydgocarbon composition. The first type includes hydrocarbons produced from the Jurassic and Neocomian, and the second is attributed to condensate-kind formation fluids of the Albian-Senomanian. The secondary nature of the formation of liquid hydrocarbon accumulatinos in Neocomian sediments is shown to be due to crossflow between stratal reservoirs of Jurassic age. Close correlation between changes in some parameters of the composition of hydrocarbon fluids and the peculiarities of paleothermal regime has been established. Two promising zones with different types of hydrocarbon accumulations have been identified.


Схематическая карта прогноза зон преимущественного размещения нефтяных и газоконденсатных скоплений в юрско-неокомских отложениях Ямала.

Месторождения: 1 – Новопортовское, 2 – Нулмуяхинское, 3 – Нурминское, 4 – Среднеямальское, 5 – Арктическое, 6 – Нейтинское, 7 – Бованенковское, 8 – Верхнетеутейское, 9 – Южно-Тамбейское, 10 – Западно-Тамбейское, 11 – Северо-Тамбейское, 12– Малыгинское, 13– Харасавейское. Территории, перспективные на поиски: а – нефтяных залежей, б–преимущественно газоконденсатных скоплений; в – границы зон, г -- палеоизотермы по кровле юрских отложений, °С

Таблица 1 Особенности УВ-состава нефтей и конденсатов юрского и мелового геохимических типов

Месторождение

Продуктивные пласты; возраст

Состав УВ-фракций н. к.– 130 °С, %

ГЗ ЦП

Алканы фракций >200 °С

Коэффициент нечетности (СРI)

Преобладающий УВ-состав флюидов и их геохимический тип

алканы

цикланы

арены

изо-алканы

2 циклогексанов

Южно-Тамбейское

ХМ2-3; сеноман

42

49

9

33

24

0,3

1,2

46

Отсутствуют высокомолекулярные алканы и изопреноиды

Циклановый, меловой

Среднеямальское

ТП16; баррем

26

72

2

23

51

0,1

2,4

8

Присутствуют только низкомолекулярные изопреноиды

 

Изопреноидно-циклановый, меловой

Новопортовское

НП2-3; неоком

46*

46

8

30

34

0,7

2,0

2

2,3 0,9

0,6

1,03

 

ю2-3;юра

37

52

10

18,5

34

1,1

2,1

2

2,2

0,8

0,5

1,05

 

Бованенковское

ТП24; неоком

48

45

4

23,5

32,5

1.1

2,9

4,5

2

1,3

0,2

1,06

Алкановый и циклано-алкановый, юрский

Ю6,7; юра

52

45

2,5

24

31

1,2

2,1

3,5

2,1

1,3

0,2

1,04

Северо-Тамбейское

ТП19 ТП24; неоком

52

48

1,5

24,5

32

1,0

2,2

7

2,4

1,3

0,3

1,02

 

Южно-Тамбейское

Ю10-12;юра

51

43

6

25

33

1,0

3,1

6

2,8

1,2

0,4

1,06

 

* Средние данные по составу фракций. ЦГ – циклогексаны; ЦП – циклопентаны; ГЗ ЦП – геминальнозамещенные циклопентановые УВ (% от Sциклопентановых).

Таблица 2 Палеотемпературы и УВ-показатели катагенеза нефтей неокома и юры Ямала

Месторождение

Геохимическая зона, интервал палеотемператур, "С [1]

Коэффициент метаморфизма, Км

Новопортовское

Южная, 100–140

1,5

1,0

0,5

Нулмуяхинское

2,0

0,8

0,5

Арктическое

1,9

0,7

0,3

Верхнетеутейское

2,8

0,7

0,4

Бованенковское

Средняя, 140–160

3,0

0,4

0,2

Южно-Тамбейское

3,9

0,3

0,2

Западно-Тамбейское

3,7

0,5

0,2

Северо-Тамбейское

Северная, 120-125

2,8

0,5

0,3

Малыгинское

£5

Таблица 3

Усредненные значения соотношений УВ различных классов и их изомеров как показатели фазово-генетических типов прогнозируемых залежей

Месторождения

Геохимические зоны

УВ-показатели

Зона мезокатагенеза, тип залежи

ЦГМЦП

МЦГ/S ДМЦП

S цикланов/ S алканов

S аренов/ S алканов (С6– С7)

Бензол/ н-гексан

Толуол/ н -гептан

Арктическое, Верхне-Теутейское, Нулмуятинское

Южная

1,1

2,4

0,8

0,05

0,02

0,2

Слабый мезокатагенез, преимущественно нефтяной

По руководству*

0,4–1,5

0,5–2,8

0,2–0,8

0,01–0,1

0,01–0,2

0,01–0,2

Бованенковское, Западно-Тамбейское, Южно-Тамбейское

Средняя

1,9

3,7

1,0

0,1

0,2

0,4

Умеренный мезо-катагенез, ГКН, ГК

По руководству

1,5–1,9

2,8–3,5

0,8–1,0

0,1–0,3

0,2–0,4

0,2–0,6

Северо-Тамбейское, Малыгинское

Северная

1,2

3,2

0,7

0,07

0,06

0,2

Слабый мезокатагенез, нефтяной

По руководству

0,4–1,5

0,5–2,8

0,2–0,8

0,01–0,1

0,01–0,2

0,01–0,2