Полный текст

Введение Проблема оценки перспектив нефтегазоносности рифей-вендских отложений северных районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (НГП) до сих пор остается нерешенной. Это связано как с низкой изученностью отложений бурением [1-12], так и с недостаточным вниманием к современным методам, применяемым при оценке перспектив. К таким методам относится бассейновое моделирование формирования потенциально продуктивных нефтегазоносных комплексов, процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления, особенно эффективного для малоизученных регионов и комплексов отложений, где имеется небольшое количество информации [13-18]. За рубежом, где большое значение придается закономерностям и тенденциям развития нефтяных систем на основе исследований крупных нефтегазоносных бассейнов в различных странах, значительное внимание уделяется развитию бассейнового моделирования как одного из эффективных методов научно обоснованного прогноза нефтегазоносности [19-39]. Краткая литолого-стратиграфическая характеристика Рифей-вендские отложения на северо-востоке Волго-Уральской НГП характеризуются крайне слабой степенью изученности как геофизическими методами, так и бурением. В северо-восточной части Волго-Урала из рифейских комплексов развиты только верхнерифейские дислоцированные отложения. Мощность верхнерифейских отложений по геофизическим данным - более 2000 м. Позднерифейские отложения выходят на поверхность в ядрах антиклинальных структур Полюдовско-Колчимского антиклинория в составе четырех свит (снизу вверх): рассольнинской, деминской, низьвенской и усть-чурочинской. Рассольнинская свита сложена песчаниками полевошпат-кварцевыми, аргиллитами и алевроаргиллитами, а также алевролитами с редкими прослоями доломитов, в верхней части с прослоями туфов. Граница с подстилающими отложениями неясная. Мощность свиты 800-1000 м. Деминская свита сложена известняками доломитизированными с прослоями доломитов и глинистых известняков, мергелей и аргиллитов. Присутствуют строматолиты. Мощность свиты 300-400 м. Низьвенская свита сложена в основном сероцветными доломитами с остатками строматолитов и микрофитолитов, а также переслаиванием аргиллитов, алевролитов и глинистых известняков. Общая мощность свиты достигает 1500-1600 м. Усть-чурочинская свита вскрыта скважиной 517 Остяцкого профиля в интервале 1173-1490 м и представлена кварцевыми крупно- и среднезернистыми песчаниками и темно-серыми аргиллитами. Усть-чурочинская свита, выделяемая по результатам геокартирования в северных разрезах Волго-Урала как нижняя часть венда, некоторыми специалистами (Ехлаков Ю.А., Богданов Б.П.) на основании согласного залегания с низьвенской свитой и литолого-фациальных особенностей разреза рассматривается в составе верхнего рифея, завершая этот цикл осадконакопления. Породы вышеперечисленных свит залегают под отложениями тиманского горизонта среднего девона. На севере изучаемой территории Республики Коми скважиной Кельтменская-1 вскрыт разрез верхнерифейских отложений, представленных ышкимесской и ваполской свитами, являющимися аналогами деминской и низьвенской свит соответственно. Скважина расположена в тектоническом плане на Кельтменском валу, осложняющем Вычегодский (Предтиманский) прогиб. Мощность ваполской свиты, вскрытой в полном объеме, составляет 1031 м. Полный разрез ышкимесской свиты не вскрыт, мощность его вскрытой части (до глубины 4900 м) составляет 959 м. Нижневендские отложения в Вычегодском (Предтиманском) прогибе вскрыты скважиной Кельтменская-1 на глубине 2310 м мощностью 600 м. Отложения представлены вычегодской свитой и несогласно перекрывают толщу отложений ваполской свиты позднего рифея. Вычегодская свита в нижней толще преимущественно алевритового состава и в верхней представлена песчаниками, переслаивающимися с алевролитами и аргиллитами. В складчато-надвиговой зоне Западного Урала в Полюдовском районе отложения нижнего венда установлены в зонах выхода их на поверхность в составе чурочинской (аргиллито-песчаная толща) и илья-вожской (алевролит-аргиллитовая толща) свит. Верхневендские отложения на северо-востоке исследуемой территории выделяются в составе редкинского и котлинского горизонтов, соответствующих бородулинской и кудымкарской серии. В Предтиманье редкинский горизонт представлен усть-пинежской свитой, полный разрез которой вскрыт скв. Кельтменская-1. Свита мощностью 432 м состоит из переслаивающихся аргиллитов и алевролитов серых и зеленовато-серых оттенков, плотных, местами хрупких. Отложения усть-пинежской свиты согласно перекрыты породами котлинского горизонта, представленного в составе красавинской и мезенско-падунской свит. Красавинская аргиллитовая свита мощностью 152 м сложена темно-серыми плотными аргиллитами с редкими прослоями алевролитов, глинистых алевролитов. Данная свита согласно перекрывается породами мезенской свиты, представленными неравномерным переслаиванием алевролитов и аргиллитов. Перекрываются эти отложения терригенной толщей тиманского горизонта среднего девона. Методика работы Для построения 1D-моделей использовались программный комплекс PetroMod [40-42], а также авторские реконструкции, которые позволяют восстановить исторический процесс погружения отложений и осадконакопления, эволюцию палеотемпературных условий пород осадочного чехла и на основании проведенных исследований построить модели нефтегазообразования. Общая схема моделирования состоит из нескольких основных этапов: сбор и ввод исходных данных, обработка параметров, вычисление и калибровка моделей. На первом этапе вводятся данные по структуре и эволюции района исследований. Обязательными параметрами являются геологический возраст отложений, глубина залегания поверхности пород различных стратиграфических комплексов, геологическое время накопления осадков, эрозии и перерывов в осадконакоплении, также литологический состав пород и др. В программе PetroMod возрастные временные интервалы приняты согласно общей стратиграфической шкале ВСЕГЕИ, 1995 г. Литологический состав ограничен следующими группами: глина и аргиллит, алевролит, песок и песчаник, карбонат (известняк, доломит, мергель), эвапориты (соль, гипс, ангидрит), уголь, породы фундамента (гранит, базальт, андезит). Дополнительно вводятся петрофизические и геохимические характеристики пород, определяющие их коллекторские и нефтегазоматеринские свойства. Большая часть параметров вводится по результатам бурения и геофизическим данным. При получении новой информации исходная база данных может пополняться на любом этапе. Чем больше первоначальных параметров по результатам бурения, тем точнее и надежнее результаты моделирования. Итогом первого этапа является модель формирования отложений. На втором этапе устанавливаются граничные геологические условия для модели - палеоглубина воды, температура седиментационной воды, тепловой поток и др. Третий этап воспроизводит историю погружения, термическую эволюцию, созревание органического вещества, изменение петрофизических параметров пород, фактические параметры. Вычисление пористости и давлений (литостатического, гидростатического и порового), отражательной способности витринита, температурных зависимостей и других параметров выполняется автоматически. По фактическим данным (современная температура, отражательная способность витринита, в ряде случаев пористость пород и т.д.) проводится калибровка моделей. При калибровке необходимо учитывать варианты изменения глубины фундамента по геофизическим данным, особенности эрозионных событий, воздействие региональных и локальных геотермических процессов для каждого региона, которые оказывают большое влияние на объективность построенных моделей. Особенностью моделирования для рифейско-вендского потенциального нефтегазоносного комплекса является недостаточный объем информации по строению и составу отложений, что обычно связано с неполным вскрытием древних отложений в скважинах и противоречивостью геофизических данных. Кроме того, сложность реконструкции заключается в недостатке сведений о геотермических условиях разрезов, многочисленных перерывах в осадконакоплении и размывах отложений. 1D-моделирование проводилось для разрезов скважин Кельтменская-1, Красновишерская-18, Боровицкая-624 (рис. 1). Рис. 1. Фрагмент схемы тектонического районирования рифей-вендских отложений северо-восточной части Волго-Уральской НГП Результаты Моделирование разреза скважины Кельтменская-1, пробуренной на юго-востоке Вычегодского прогиба в зоне сочленения с Коми-Пермяцким сводом, в районе, крайне низко изученном бурением, в связи с ограниченностью данных по современным температурам и отражательной способности витринита во многом базировалось на косвенных данных и материалах сопредельных районов. Под терригенной толщей верхнего девона скважина вскрыла вендские и рифейские отложения в довольно значительном объеме. Рифейский комплекс отложений в разрезе представлен сероцветной карбонатной толщей - известняками, доломитами, в той или иной степени глинистыми, редко мергелями. В верхней части выявлены единичные образцы пород с повышенными материнскими свойствами. Вендский комплекс сложен в основном терригенными породами, нефтегазоматеринские породы не выявлены. При моделировании реконструированы зависимости современных значений температуры и пористости пород, а также отражательной способности витринита от глубины (рис. 2). Температурный градиент по разрезу в целом составляет не более 2 оС. Петрофизическая модель по пористости в целом соответствует закономерностям уплотнения пород, в вендском комплексе она составляет 12-13 %, в рифейском снижается до 7 % и менее. В вендском и рифейском комплексах, по сравнению с палеозойскими отложениями, наблюдается повышение градиента изменения отражательной способности витринита. На основании результатов моделирования выделяются два основных этапа погружения отложений - рифейский и вендский, которые в последующем дополнились менее интенсивным девонско-пермским (рис. 3). За рифей-вендское время накопилось большое количество осадков мощностью более 6 км. Первые этапы прогибания характеризуются скоростью осадконакопления от 7 до 19 м/млн лет, а в вендское время скорость погружения составляет 18,5 м/млн лет. Температура поверхности фундамента уже к завершению вендского этапа достигла 153 ºС. Современная глубина залегания фундамента по геофизическим данным составляет 6100 м при температуре 124 ºС по данным реконструкции. В результате подошва верхнерифейских отложений вступила в главную зону нефтеобразования (ГЗН) еще в позднерифейское время, а в вендское время в ГЗН вступила и кровля рифея. Нижневендские отложения попали в ГЗН в конце вендского времени, а нижняя часть верхневендских отложений - в девонское время. По результатам моделирования вышележащие верхневендские и палеозойские отложения не вступали в ГЗН. Пожалуй, это единственный случай для Волго-Уральской и Тимано-Печорской провинций, когда протерозойские комплексы не вступали в ГЗН полностью. Следует отметить, что в целом полученная геологическая и палеотемпературная ситуации соответствуют результатам реконструкций, выполненных и другими авторами [19]. На мезозой-кайнозойском этапе осадконакопление практически прекратилось. Рис. 2. Модели изменения современной температуры (а), отражательной способности витринита (б) и пористости (в) в районе скважины Кельтменская-1 Рис. 3. Модели изменения палеотемператур (а) и зональности нефтегазообразования (б) в районе скважины Кельтменская-1. Условные обозначения см. на рис. 2 Таким образом, нижняя часть верхнерифейских и среднерифейских отложений прошла все стадии нефтеобразования и вступила в главную зону газообразования (ГЗГ) начиная с раннепалеозойского времени. Современное положение ГЗН фиксируется в рифей-вендских отложениях в интервале 1760-4990 м (МК1-МК3), ниже отложения могли вступать в ГЗГ. Глубинная граница сохранности нефти («deadline» по нефти) - 5150 м. Скважина Красновишерская-18 расположена в северо-восточной части района работ, где в призабойной зоне были вскрыты только вендские отложения. По геофизическим данным при глубине фундамента 5,6 км ниже вендских отложений залегают верхнерифейские породы. На рис. 4 представлены модели изменения современной температуры, отражательной способности витринита и пористости по разрезу скважины. В целом полученные данные сходны с результатами исследований скважин в районе бурения. В то же время фактические данные по этим параметрам для скважины Красновишерская-18 отсутствуют, что снижает достоверность полученных результатов. Реконструированный градиент изменения современных температур немного превышает 2о/100 м. Отражательная способность витринита в базальной части осадочного чехла достигает 1,41 %. Выделяются два основных этапа погружения и осадконакопления (рис. 5). На рифей-вендском этапе накопление осадков происходило со средней скоростью более 6,5 м/млн лет. Мощность отложений составила 4250 м. Кровля фундамента к завершению первого этапа достигла температуры 120 ºС. К началу среднедевонского времени в результате значительного подъема территории были уничтожены накопленные ранее отложения мощностью до 1000 м. В девонско-пермское время проходил второй этап интенсивного прогибания. Погружение шло очень быстро, скорость превышала 20 м/млн лет. К концу второго этапа прогибания температура фундамента достигла свыше 145 ºС. Вендский комплекс незначительной мощности вступил в ГЗН только в пермское время, тогда как значительная нижняя часть рифейского комплекса - еще в позднерифейское, а в триасовое время вышла из ГЗН и вступила в ГЗГ (см. рис. 5). В ГЗН вступали в пермское время также девонские и нижнекаменноугольные отложения, в кайнозойское - нижняя часть среднекаменноугольных отложений. В результате по предварительной информации в районе скважины Красновишерская-18 в настоящее время реликтовая ГЗН находится в интервале 1830-4930 м (МК1-МК3), т.е. изучаемые комплексы отложений полностью вступали в ГЗН, а в базальных слоях могли вступать и в ГЗГ. Глубинная граница сохранности нефти - 5240 м. Рис. 4. Модели изменения современной температуры (а), отражательной способности витринита (б) и пористости (в) в районе скважины 18 Красновишерской площади. Условные обозначения см. на рис. 2 Рис. 5. Модели изменения палеотемператур (а) и зональности нефтегазообразования (б) в районе скважины 18 Красновишерской площади. Условные обозначения см. на рис. 2 Южнее Красновишерской площади расположены скважины Боровицкого профиля. Моделирование проводилось для района скважины Боровицкая-624, которая вскрыла отложения верхнего венда бородулинской серии на глубине 2878 м. В верхней части породы венда представлены алевролитами темно-коричневыми, тонкослоистыми; в нижней - аргиллитами зеленовато-серыми, тонко- и неяснослоистыми, плотными. По геофизическим данным осадочный чехол в нижней части разреза представлен вендскими и рифейскими отложениями. На рис. 6 приведены модели расчетных и фактических значений современных температур, отражательной способности витринита и коэффициента пористости. Замеренная температура в скважине на отметках 2080 и 2341 м оказалась равной 32 ºС, что несколько ниже, чем для скважин района бурения. Возможно, это связано с качеством проведенных определений. На расчетной кривой прослеживается увеличение температуры с глубиной, в том числе и в зоне замеров. На указанных выше глубинах температурные значения равны 44 и 51 ºС соответственно. Фактическое определение коэффициента пористости серпуховских отложений составляет 11 %, на модели - 12 %, что свидетельствует об удовлетворительной калибровке. Петрофизическая модель характеризует невысокую пористость вендских и рифейских отложений, только в верхней части она превышает 10 %. Исследования отражательной способности витринита пород не проводились. На модели погружения (рис. 7) отмечено два основных этапа погружения: рифей-вендский и девонско-пермский. Первый этап характеризуется высокой скоростью осадконакопления - более 50 м/млн лет. В течение всего периода накопились отложения мощностью более 4100 м. Температура подошвы пород венда составляла 113 ºС. Девонско-пермское время характеризуется погружением со скоростью накопления осадков более 24 м/млн лет. К завершению второго этапа глубина залегания фундамента составила 5,7 км, температура увеличилась до 142 ºС. В мезозой-кайнозойское время осадконакопление практически прекратилось. Современная глубина фундамента по геофизическим данным составляет 5,6 км при реконструированной в модели температуре 120 ºС. Подошва рифей-вендского комплекса на протяжении вендского времени вступила в ГЗН и в начале мелового периода вышла из нее, вступив в ГЗГ. В прикровельной зоне вендские отложения попали в ГЗН только в пермское время и пребывали на начальной стадии ГЗН (МК1). Проведенное моделирование показало, что в районе скважины Боровицкая-624 ГЗН соответствует глубине 1820-5050 м (МК1-МК3). Рифейский комплекс частично находился в ГЗН и в ГЗГ, вендский - только в ГЗН. Глубинная граница сохранности нефти соответствует 5150 м. Рис. 6. Модели изменения современной температуры (а), отражательной способности витринита (б) и пористости (в) в районе скважины 624 Боровицкого профиля. Условные обозначения см. на рис. 2 Рис. 7. Модели изменения палеотемператур (а) и зональности нефтегазообразования (б) в районе скважины 624 Боровицкого профиля. Условные обозначения см. на рис. 2 Выводы Таким образом, результаты 1D-моделирования процессов формирования рифейских и вендских отложений, несмотря на ограниченность исходной информации, позволили получить ряд важных выводов для оценки перспектив нефтегазоносности малоизученных территорий северо-востока Волго-Уральской НГП: - в изученных районах бурения рифейско-вендский этап погружения играл ведущую роль в формировании осадочного чехла, при этом скорости осадконакопления изменялись в широких пределах (до 50 м/млн лет) и были благоприятными для образования нефтегазоматеринских пород; - реликтовая кровля ГЗН в изученных разрезах располагается на глубинах 1760-1830 м, а подошва на глубинах 4930-5050 м, что значительно ниже, чем в западных районах севера Волго-Урала и указывает на возможность более широкого распространения по глубине нефтяных залежей; - как рифейские, так и вендские отложения вступали в ГЗН, однако геологическое время вступления и степень катагенетического преобразования органического вещества существенно различаются; отложения вендского комплекса вступали в начальную стадию ГЗН (МК1) в палеозойское время; исключение составляет район скважины Кельтменская-1, где верхняя часть этого комплекса вообще не вступала в ГЗН; развитие ГЗГ выявлено только на глубинах более 4930 м в нижней части рифейских отложений; - в целом полученные данные указывают на повышенные перспективы районов бурения скважин Красновишерская-18, Боровицкая-624 для обнаружения нефти и более низкие перспективы обнаружения газа для всех изученных районов; - результаты исследования ставят проблему развития геолого-разведочных работ в малоизученных районах северо-востока Волго-Уральской НГП, прежде всего опорно-параметрического бурения с детальным геолого-геохимическим изучением пород рифей-вендского возраста и в комплексе с зонально-региональными геолого-геофизическими исследованиями.

Об авторах

Светлана Евгеньевна Башкова

Автор, ответственный за переписку.
Email: sbashkova@mail.ru
614016, Россия, г. Пермь, ул. Краснофлотская, 15

кандидат геолого-минералогических наук, ученый секретарь, заведующий сектором научного сопровождения параметрического и сверхглубокого бурения

Татьяна Владимировна Карасева

Email: kamniikigs@rusgeology.ru
614016, Россия, г. Пермь, ул. Краснофлотская, 15

доктор геолого-минералогических наук, профессор, директор по инновационным технологиям

Инна Анатольевна Козлова

Email: ikozlova@pstu.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

кандидат геолого-минералогических наук, доцент, заместитель заведующего кафедрой

Андрей Николаевич Башков

Email: bashkov41@yandex.ru
614090, Россия, г. Пермь, ул. Лодыгина, 9, оф. 10

кандидат геолого-минералогических наук, главный геолог

Список литературы

Статистика

Просмотры

Аннотация - 246

PDF (Russian) - 40

PDF (English) - 51

Ссылки

• Ссылки не определены.