Главная – Журналы – Геология и геофизика 2017 номер 3-4

2016 г. был отмечен двумя выдающимися памятными датами в истории советской и российской геологии нефти и газа. 9 сентября исполнилось 145 лет со дня рождения основателя российской геологии нефти и газа, выдающегося ученого и организатора нефтяной промышленности нашей страны, крупного государственного и общественного деятеля, академика И.М. Губкина. В этом же году исполнилось 105 лет со дня рождения одного из первооткрывателей Волго-Уральской, Западно-Сибирской, Лено-Тунгусской и Охотоморской нефтегазоносных провинций, одного из основателей Сибирского отделения АН СССР, наследника творчества И.М. Губкина, ученого, развившего и поднявшего на новый уровень геологию нефти и газа, - академика А.А. Трофимука.

Комплексом физических и физико-химических методов (элементный и рентгеноструктурный анализы, ИК-, ЯМР-спектроскопия, ЭПР, пиролиз Rock-Eval, электронная микроскопия) изучены асфальтены и асфальтогеновые кислоты органического вещества (ОВ) озерных осадков Новосибирской и Томской областей Западной Сибири. Показано, что асфальтеновые компоненты ОВ на диагенетической стадии по сравнению с асфальтенами ранних стадий катагенеза характеризуются высоким содержанием водорода и гетероатомов, низкой степенью ароматичности, невысокой концентрацией парамагнитных центров, высоким содержанием углерода в длинных парафиновых цепях и кислородсодержащих группах, наличием сверхтонкой структуры меди и отсутствием четырехвалентного ванадия. В осадках образуются еще не собственно асфальтены, а лишь их предшественники - протоасфальтены - соединения менее конденсированные, с более рыхлой структурой, не имеющие графитоподобную организацию, но обладающие высоким нефтегенерационным потенциалом. В диагенезе протоасфальтены представляют собой несформировавшиеся блоки протокерогена.

Выявляются условия, при которых латеральная миграция первичных скоплений нефти в прикровельной зоне коллектора приводит к формированию распределения их скоплений по массе в соответствии с распределением Парето. Показано, что степенной характер этого распределения сохраняется в широком диапазоне изменения значений пористости, проницаемости и угла наклона пласта, т. е. не зависит от индивидуальных особенностей нефтегазоносного бассейна.

Приведены результаты генетической типизации нефтей и битумоидов нефтематеринских пород (НМП) Бузулукской впадины. В пределах изученной территории выделены пять генетических типов нефтей, различающихся как по составу, так и по условиям накопления исходного ОВ, дана характеристика их источников. Проведены корреляции нефтей с битумоидами НМП доманиковой толщи. Установлено, что среди изученных, только нефти из отложений верхнего девона-среднего карбона (I и II типы) генерированы породами доманикового типа. Среднедевонские нефти (III-V типа) с доманиковой толщей не связаны. Выявленные связи нефтей с ОВ доманикоидно-доманикитных нефтематеринских пород разного фациально-генетического типа позволяют уточнить границы распространения и стратиграфический объем отложений доманиковой толщи в данном районе.

По результатам хромато-масс-спектрометрического изучения состава и распределения углеводородных молекулярных маркеров (алканов, изопреноидов, цикланов, аренов) охарактеризованы генезис, фациальные условия осадконакопления и уровень катагенеза рассеянного органического вещества триасовых отложений северо-восточной части Баренцевоморского осадочного бассейна, вскрытых опорно-параметрическим бурением на Адмиралтейском поднятии, архипелаге Земля Франца-Иосифа и Ферсмановской структуре. Показано, что позднемезозойско-кайнозойский аплифт региона и последующая интенсивная магматическая деятельность оказали существенное влияние на историю их термального развития. Наиболее ярко данная тенденция проявлена в осадочном разрезе архипелага Земля Франца-Иосифа, где аддитивное воздействие указанных факторов привело к радикальному увеличению трансформации рассеянного органического вещества вплоть до градации АК₁.

Исследован комплекс показателей состава нефтей позднего девона Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна. Данные о составе биомаркеров и ароматических углеводородов свидетельствуют о близкой стадии термической зрелости органического вещества нефтепроизводящих отложений, которая не превышает начала-середины главной фазы нефтеобразования. Выделено пять групп нефтей, три из которых генерированы ОВ доманиковых отложений, а две связаны с другим источником исходного ОВ. В основной части выборки нефтей установлено присутствие производных изорениератена, что указывает на формирование органического вещества нефтематеринских пород в обстановках аноксии фотического слоя вод палеобассейна.

Настоящая работа посвящена Южно-Карской региональной депрессии, охватывающей южную часть Карского моря, проведен сравнительный анализ геологического строения основных нефтегазоперспективных осадочных комплексов в акватории и на континенте, проанализированы региональные тектонические процессы, и восстановлены основные этапы формирования крупных тектонических элементов, приведен краткий сравнительный анализ антиклинальных ловушек в континентальной части исследуемой территории и в акватории Карского моря.

Проанализированы прогнозы академика И.М. Губкина относительно перспектив нефтегазоносности Западной Сибири, данных из публичных выступлений и научных трудов. Изложена стратегия нефтепоисковых работ к востоку от Урала, заложенная в первые послевоенные годы. Дано современное состояние изученности и структуры УВ потенциала провинции. Освещены состояние и перспективы нефтегазоносности юрских отложений, которые И.М. Губкиным рассматривались как потенциально нефтеносные. На сегодняшний день основные объемы перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа провинции заключены в юрских и неокомских комплексах.

По результатам региональной сейсморазведки и бурения скважин обосновывается распространение к западу от р. Енисей мощных умереннодислоцированных верхнепротерозойских и нижнепалеозойских отложений субплатформенного типа, которые погружены под мезозойско-кайнозойский осадочный чехол на востоке Западно-Сибирской геосинеклизы и образуют Предъенисейский осадочный бассейн. Комплексный анализ новых геолого-геофизических данных позволил уточнить сейсмогеологическую модель осадочных комплексов, включая двумерные разрезы, структурные и геологическую карты, тектоническую схему. Обсуждены вопросы геодинамической эволюции западной окраины Сибирского кратона в неопротерозое и палеозое.

Приведены результаты палеотектонических исследований Бованенковского, Тазовского, Губкинского куполовидных поднятий и Новопортовского, Уренгойского, Харампурского и Медвежьего валов, а также результаты исследований по выяснению истории формирования залежей нефти и газа в продуктивном пласте Ю₂ и в целом юрских отложений. Большинство из отмеченных структур имеет древнее раннесреднеюрское заложение, и в начале позднемеловой эпохи (к концу сеноманского века) они были сформированы в основном (Бованенковское, Новопортовское, Харампурское, Тазовское поднятия) или в значительной мере (Уренгойское, Губкинское поднятия). Лишь Медвежий вал был образован существенно позднее, в палеоген-четвертичный период. Наиболее благоприятные условия для формирования нефтяных залежей в продуктивных пластах Ю₁ и Ю₂ рассматриваемых антиклинальных ловушек существовали от середины позднего мела до эоцена включительно. Период формирования залежей газа в юрских отложениях прогнозируется более длительным - от позднеюрской эпохи по настоящее время. Наиболее вероятно, основной этап их формирования произошел в позднемеловой-палеогеновый период.

Регионально-выдержанную конденсированную пачку тонкоотмученных аргиллитов предлагается выделить в отдельную «когалымскую» пачку в составе нижневасюганского стратиграфического подгоризонта (верхи верхнего бата-низы нижнего оксфорда). Приводятся данные о литологическом составе, геофизических характеристиках, особенностях геохимии органического вещества и условиях ее формирования. В качестве типового разреза когалымской пачки предлагается разрез скв. Тюменская СГ-6, в котором биостратиграфическими методами установлен ее стратиграфический диапазон в объеме среднего-верхнего келловея. Обсуждаются вопросы уточнения и детализации келловей-оксфордской части региональной стратиграфической схемы келловея и верхней юры Западной Сибири.

На примере отложений баженовской свиты Западной Сибири рассмотрены подходы к прогнозу нефтеносности черносланцевых толщ и оценке их ресурсного потенциала на основе результатов геохимических исследований. Показано, что региональные закономерности распределения нефти в баженовской толще определяются начальными концентрациями в породах органического вещества (ОВ) и уровнем его катагенетической зрелости. Для уточнения существующих схем катагенеза ОВ баженовской свиты, основанных на данных по показателю отражения витринита ( R ^o_Vt) контактирующих с ней отложений, использованы показатели состава автохтонного ОВ самóй баженовской свиты, определяемые методом Rock-Eval ( T _max, HI, PC, RC). На основании этих показателей определены параметры, необходимые для оценки масштабов генерации УВ, в разных катагенетических зонах. Установленные в хорошо охарактеризованных керном разрезах связи между содержанием С_орг (ТОС) и наличием параавтохтонной нефти в породах дают возможность прогноза перспективных нефтенасыщенных интервалов в разрезах, не охарактеризованных керном по данным ГИС, а также оценки ресурсов и запасов содержащихся в них УВ флюидов.

На основе анализа литературных источников, геолого-геофизических данных и результатов испытаний скважин, вскрывших верхнеюрские отложения, выбран набор критериев, с помощью которых выполнен региональный прогноз нефтеносности баженовской свиты.

На основе детального литолого-геохимического анализа по всей территории распространения баженовской свиты Западно-Сибирского бассейна (ЗСБ) определены пространственные закономерности распределения ее основных породообразующих компонентов: кремнистого, глинистого и карбонатного материала. Определено, что по значениям отношения SiO₂/Al₂O₃ могут быть выделены в разрезе наиболее кремнистые породы баженовской свиты - силициты (> 8) и наиболее глинистые породы - микститы глинистые и аргиллиты (< 3). Промежуточным значениям (SiO₂/Al₂O₃ 3-8) рассматриваемого модуля отвечают микститы различных типов. Построены субмеридиональные профили распределения значений отношения SiO₂/Al₂O₃ и CaO в различных районах ЗСБ. Уточнены ареалы распространения радиоляритов (потенциальных коллекторов) и «кокколитовой» пачки, характеризуемой наиболее высокими содержаниями органического вещества. Установлено, что наибольшая мощность силицитов-радиоляритов (3-4 м) наблюдается в Салымском районе. В некоторых разрезах Северо-Сургутского района эта пачка мощностью 2 м карбонатизирована. В большей части разрезов Северо-Сургутского, Южно-Томского и Западно-Томского районов породы этого типа наблюдаются в виде сантиметровых прослоев, а в Новосибирском районе - практически отсутствуют. Уточнено, что пачка с кокколитофоридами, залегающая преимущественно в верхней части свиты, кроме Салымского и Красноленинского районов, распространена в Северо-Сургутском районе и встречается в Северном районе в южной и центральных частях Южно-Надымской мегамоноклизы. Реликты кокколитофорид в Южно- и Западно-Томском районах присутствуют в единичном виде и отсутствуют в разрезах Новосибирского района и в Северном районе Южно-Надымской мегамоноклизы.

В четырех нефтях севера Западной Сибири изучен состав насыщенных и ароматических углеводородов, определены структурно-групповые характеристики смол и асфальтенов. Сеноманские нефти (залежи пластов ПК, K₂c) Русского, Барсуковского и Пангодинского месторождений, согласно информации по распределению углеводородов, являются нафтеновыми, а пангодинская проба из нижнемеловой залежи (пласт БН₉) - метановая. Особенности углеводородного состава насыщенной фракции и характеристики гетероциклических компонентов указывают на образование исследованных нефтей в условиях главной зоны нефтеобразования из рассеянного органического вещества смешанного генезиса. Следовательно, нефтематеринские отложения погружены на глубины, значительно превышающие современное положение залежей исследованных нефтей. Вторичные (криптогипергенные: окисление и биодеградация) изменения неглубокозалегающих нефтей определили их современный преимущественно нафтеновый состав, в значительной мере затруднив реконструкцию типов исходного рассеянного органического вещества. Предполагается, что смешанный генотип исследованных нефтей обязан не только их гетерогенному источнику, но и процессам переформирования первичных нефтяных залежей в кайнозойский этап тектогенеза. Сеноманские русская и пангодинская нафтеновые нефти обогащены адамантоидами, которые могут селективно накапливаться при биодеградации.

Представлены результаты детальных геохимических исследований рассеянного органического вещества баженовской свиты. Наибольшие содержания С_орг наблюдаются на территориях Сургутского свода и Южно-Надымской мегамоноклизы. Повышенные концентрации органического вещества (до 24 %) отмечаются в верхней части разреза свиты и постепенно снижаются к ее подошве. Органическое вещество по пиролитическим характеристикам и составу углеводородов-биомаркеров относится ко II типу керогена (аквагенное ОВ) и находится в главной фазе нефтеобразования.

На основе более 1500 замеров отражательной способности витринита () с применением математического моделирования и компьютерных технологий построена схематическая карта катагенеза органического вещества (ОВ) для кровли среднеюрских отложений Западно-Сибирского мегабассейна. Уровень зрелости ОВ изменяется в пределах градаций ПK₃-АK₂. Наименее преобразовано ОВ по бортам мегабассейна. По направлению к центральным районам катагенез постепенно нарастает (градации ^-MK₂) и достигает максимума на севере (АK₂), где отложения погружались на значительные глубины в зоны жестких термобарических условий. Распределение в юрских отложениях зон разной преобразованности ОВ по территории мегабассейна - типичный случай регионального катагенеза.

На основе интерпретации регионального сейсмического разреза по Нижней Тунгуске, данных бурения и поверхностной геологической съемки были выполнены исследования геологического строения области сочленения Туруханской зоны дислокаций и Курейской синеклизы. В западной части выделяются четыре больших блока, разделенных разломами. Разломы характеризуются различным отображением в волновом поле сейсмических разрезов. В восточной части проходит граница сочленения Туруханского поднятия с Курейской синеклизой, для которой характерно субпараллельное залегание отложений.

Проанализированы геолого-геофизические факторы, позволяющие дополнить сформулированные в 1960 г. А.А. Трофимуком предпосылки высоких перспектив нефтегазоносности Восточной Сибири. Основные дополнения касаются северной части Сибирской платформы, где вполне реально существенно повысить ее суммарный нефтегазовый потенциал и уточнить размещение крупных и гигантских преимущественно нефтяных скоплений.

Представлены результаты литолого-геохимических исследований палеозойских отложений, вскрытых в пределах Ледянской площади на севере Тунгусской синеклизы. Показано, что изученный разрез характеризуется терригенно-сульфатно-карбонатным составом и осложнен трапповыми интрузиями. Установлено, что осадконакопление в ордовикско-девонский период происходило в пределах эпиконтинентального бассейна с вариациями глубин от супралиторали до нижней сублиторали. В карбоне и перми доминировала прибрежно-континентальная седиментация, которая в позднепермское время сопровождалась вулканической деятельностью. На основании анализа фильтрационно-емкостных свойств пород выделено три потенциальных коллектора: рифогенные карбонатные отложения силура и песчаные горизонты ордовика и карбона. Флюидоупорами для этих резервуаров могут выступать глинисто-карбонатные породы нижнего силура, девонские карбонатно-сульфатно-глинистые пачки и пласты галита, тела долеритов и туфогенные породы. В результате геохимических исследований органического вещества сделан вывод о нескольких возможных источниках углеводородов, к которым относятся отложения верхнего протерозоя, нижнесреднекембрийского куонамского комплекса, юктинская свита среднего девона и угленосные отложения верхнего палеозоя.

Юрубчено-Куюмбинский центр нефтедобычи формируется в центральной части Красноярского края, в бассейне среднего течения р. Подкаменная Тунгуска. Он объемлет собой Камовский свод, наиболее приподнятую часть Байкитской антеклизы, и его склоны. Основные запасы нефти (около 820 млн т) содержатся в рифейских залежах уникальных месторождений (Юрубченского и Куюмбинского) Юрубчено-Тохомской зоны (ЮТЗ) нефтегазонакопления. Первый промышленный приток газа получен в 1973 г. (скв. Куюмбинская-1), нефти - в 1976 г. (скв. Куюмбинская-2, Куюмбинская-9). Юрубчено-Тохомская зона нефтегазонакопления впервые выделена в 1986 г. в «Комплексной программе по оптимизации региональных, поисковых и разведочных работ в Юрубчено-Тохомской зоне газонефтенакопления». Сегодня в центре нефтедобычи основные запасы и ресурсы нефти, газа и конденсата содержатся в двух нефтегазоносных комплексах - рифейском (основной) и вендском (дополнительный). В настоящей статье рассмотрено распространение, строение и нефтегазоносность резервуаров этих комплексов. Для продолжения геолого-разведочных работ по поиску и разведке новых месторождений и залежей нефти в Юрубчено-Куюмбинский центр предлагается включить территории, прилегающие к ЮТЗ: Оморинскую ЗНГН, Вайвидинский и Таимбинский перспективные участки, Турамский и Муторайский малоизученные участки. Основной задачей нефтегазопоисковых работ предполагается обеспечение стабильной годовой добычи нефти в Юрубчено-Куюмбинском центре нефтедобычи.

В Южно-Тунгусской нефтегазоносной области отложения терригенного комплекса венда и рифея не затронуты процессами траппового магматизма и поэтому могут рассматриваться как первоочередные объекты для дальнейшего поиска залежей углеводородов. Эти комплексы на изучаемой территории не вскрыты скважинами и не охарактеризованы керном, однако их наличие доказывается сейсмическими работами. Полученные данные и проведенные ранее палеогеографические реконструкции свидетельствуют о сходных условиях накопления терригенного материала в Южно-Тунгусской и Байкитской НГО и позволяют выделить критерии прогноза песчаных коллекторов на изучаемой территории. С учетом сложности геологического строения Южно-Тунгусской НГО, неоднозначности результатов интерпретации сейсморазведки, проблем технологии глубокого бурения даны предложения направлений геолого-разведочных работ.

В вендском терригенном комплексе Ангаро-Ленской ступени на юге Сибирской платформы открыты значительные запасы природного газа. За последние годы в ходе региональных и площадных геолого-разведочных работ получен большой объем информации о строении перспективных осадочных толщ и их коллекторских свойствах. В статье проанализированы главные особенности строения продуктивных вендских отложений, выполнена детерминированная и вероятностная оценка начальных ресурсов углеводородов (УВ) с учетом данных по запасам открытых месторождений.

Органическое вещество (ОВ) и породы верхней пачки малгинской свиты мезопротерозоя юго-востока Сибирской платформы изучены современными методами исследования. В битумоидах идентифицированы гомологические ряды алкановых, трициклановых и гопановых углеводородов. Среди редких сохранившихся в аргиллитах микрофоссилий определены Leiosphaeridia crassa , L. Minutissima , cf. Leiosphaeridia tenuissima , cf. Glomovertella и Oscillatoriopsis sp. Геохимическое, литологическое и палеонтологическое изучение показало, что основным источником ОВ были бактериальные микросообщества и в меньшей степени эукариотические микроорганизмы. На основе седиментологического анализа и исследования биомаркеров выполнена реконструкция условий осадконакопления. В работе обсуждается модель формирования черных сланцев и карбонатных пород малгинской свиты. Обоснована гипотеза, что высокоуглеродистые породы формировались в некомпенсированных депрессиях в субокислительных обстановках мелководного морского бассейна эпиконтинентального типа. Представлены оценки генерационного потенциала и катагенеза ОВ потенциально нефтепроизводящих пород малгинской свиты. По результатам пиролиза, битуминологии, изучения углеводородов установлено присутствие в горючих сланцах, аргиллитах и карбонатных породах автохтонных и паравтохтонных битумоидов. Показано, что породы малгинской свиты могли участвовать в нефтегазообразовании в Учуро-Майском регионе.

Выполнено изучение разреза венд-рифейских отложений параметрической скважины Усть-Майская-366 - первой глубокой скважины, пробуренной в центральной части Алдано-Майской впадины, на юго-востоке Сибирской платформы. На основании исследований керна скважины и привлечения материалов геолого-съемочных работ выделены новые, вероятные нефтематеринские породы в составе верхнего и среднего рифея. Приводится геохимическая характеристика органического вещества этих отложений, а также сведения о составе многочисленных миграционных нафтидов, установленных в разрезе скважины Усть-Майская-366. С учетом новых геолого-геохимических материалов дан прогноз нефтегазоносности Алдано-Майской впадины.