К 55-летию Тюменского государственного нефтегазового университета (стр. 4 )

Аналогичная картина наблюдается и в юго-восточной зоне региона, где в юрских отложениях, характеризующихся минерализацией вод 30-70 г/л, обнаружены газоконденсатные и нефтяные залежи (Мыльджинское, Лугинецкое, Северно-Васюганское, Аэросейсмическое, Катальгинское, Лонтыньяхское, Оленье, Калиновое месторождения). Кроме того, углеводородные залежи в этом районе обнаружены и в палеозойском фундаменте (Останинская, Тамбаевская, Малоичская, Елей-Игайская и другие площади)

По мнению ряда исследователей, высокая минерализация подземных вод в юрских отложениях юго-восточного района обусловлена поступлением рассолов в осадочный чехол из предполагаемых соленосных формаций палеозойского фундамента. Можно допускать в этой связи участие в формировании нефтяных залежей в юрских отложениях и углеводородов, мигрирующих вместе с рассолами нижележащих палеозойских отложений.

Механизм перетока УВ из углеводородных скоплений по вертикали на границе осадочных пород чехла и кристаллического фундамента изложен в работе ,
Н. Е Чуприна, на примере Днепровско-Донецкой впадины.

Однако он принципиально возможен и в пределах Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна. Исследованиями и Л. Н Ласточкина показано, что большинство нефтяных (79%), газоносных (92%) и в целом всех (85%) месторождений в над - и приразломных структурах связано с разрывными нарушениями, так или иначе проявляющимися в осадочном чехле, то есть активными в платформенный (в том числе новейший) этап развития плиты.

Месторождения, приуроченные к зонам разрывных нарушений (Хулымское, Уренгойское, Енъяхинское, Харасавэйское и др.) характеризуется во многих случаях свергидростатическими пластовыми давлениями (СГПД). Среди возможных причин возникновения зон СГПД, в частности на Салымском нефтяном месторождении, рассмотренных в работе
, особое внимание уделяется разломам, из которых получена вода с минерализацией 30 г/л и более, очень часто фиксируются СГПД, превышающие условные гидростатические на 25-52% (табл. 2).

Таблица 2

Результаты испытания интервалов разреза, из которых получена

высокоминерализованная вода (пласт Ю1, юрские отложения севера Западной Сибири)

Площадь	Номер скв.	Интервал перфорации, м	Пластовое давление, МПа	Минерализация г/л	Объем воды, извлеченной из пласта м3*
Вэнгаяхинская	30		36,54	55	38-40
То же	35		36,92	50	10
-«-	31		35,42	-	18-20
Вэнгапурская	35		35,82	58,8	25-27
То же	38		34,55	53	6-7
Западно- Таркосалинская	98		41,10	35	15
Ярайнерская	1		40,20	51,9	4-5
Губкинская	45		35,50	32,7	80
То же	45		35,57	31,9	15

*Примечание. Буровой раствор и техническая вода в процессе проводки скважины и ее освоения химическими реагентами не обрабатывались. Это позволяет исключить возможность варианта некачественного опробования пласта.

Таким образом, на рассмотренных площадях в отложениях юрского возраста отмечается прямая связь с нефтегазоносностью: 1) высокой минерализации подземных вод; 2) аномальных концентрации стронция и бария в водах; 3) сверхгидростатических пластовых давлений.

Одной из основных причин появления вод с повышенной минерализацией в этих отложениях следует считать миграцию их из пород фундамента по разрывным нарушениям ДНЗ, возникающих в результате тектонической деятельности в новейший этап тектогенеза. Подтверждением этому являются результаты анализов керна, поднятого из палеозойских отложений на Надымской (скв.7) и Южно-Русской (скв. 24) площадях, в образцах которых обнаружены микротрещины. Во время проведения промыслово-геофизичесих работ в скв. 7 отмечалось сильное поглощение глинистого раствора, кривые микрозондов искажены. В составе водорастворенного газа, полученного из этих скважин, значительный объем занимает диоксид углерода, соответственно, 45,3 и 14,2% при содержании азота в пробах 10,2 и 3,5%, метана — 35,4 и 77,5% , и этана — 5,1 и 3,61%, пропана — 1,4 и 0,75%. По данным
(ВНИГРИ), аномально высокая концентрация углекислоты при значительном содержании метана и его гомологов в составе газа может быть объяснена тем, что в палеозойских отложениях открыты залежи газоконденсата (Новопортовское месторождение). При этом продуктивная часть разреза по керну представлена глубоко метаморфизованными алевролитами и аргиллитами со значительным количеством различно ориентированных трещин, заполненных вторичным кальцитом.

Дебит газа по скважинам изменяется от 123 до 214 тыс. нм3/сут на штуцерах
16-18 мм, в составе газа преобладают метан и его гомологи (до 97%). Другой пример можно провести по Ярудейской площади. В скв. 2, расположенной в сводовой части структуры, в нижнесреднеюрских и палеозойских отложениях опробованы 5 объектов (табл. 3).

Таблица 3

Результаты анализов водорастворенного газа и подземных вод

по скв. 2 Ярудейской площади

Интервал перфорации, м	Возраст отложений	Состав газа, %	Содержание в воде, мг	Характер полученного флюида
метан	этан	пропан	бензола	толуола
	Юра	89,7	1,7	0,3	Не определялись	Вода
	То же	76,7	8,6	4,8	0,03	н/обн	Нефть с водой и газом
	-«-	90,9	2,6	0,2	1,20	То же	Вода с пленкой нефти
	–	–	–	–	–	–	–
	Палеозой	89,8	3,6	1,2	1,48	-«-	То же
	То же	90,0	3,7	1,2	3,58	1,4	-«-

В отложениях палеозоя можно прогнозировать скопление легкой нефти и, возможно, газоконденсата (см. табл. 3). Кроме того, в скв.1, расположенной на юго-западном крыле Ярудейского мегавала, в 5 км от скв. 2, в водах отложений тюменской свиты в составе водорастворенного газа на долю углекислого газа приходится от 1,5 до 6,6 %, в то время как газы скв. 2 характеризуются содержанием углекислого газа 0,5–1%.

Высокое содержание углекислого газа в пробах не может быть объяснено плохим качеством отбора пробы газа, поскольку содержание азота, например, в интервале 2664–2655 м составляет 1,5%. Повышение концентрации углекислоты здесь могут быть связаны с разрывными нарушениями, имеющимися в районе скв.1.

Таким образом, рассмотренные гидрогеохимические данные указывают на своеобразное «просвечивание» палеозойского фундамента в осадочном чехле, которое проявляется наличием тепловых, гидрогеохимических и гидродинамических аномалий по зонам нарушений. Последние являются флюидопроводящими каналами для подземных рассолов, нефти, газоконденсата и газа, поступающих из более древних палеозойских отложений. Глубокие горизонты Севера Западной Сибири, несомненно, могут содержать углеводородные залежи, в частности на структурах, в которых какая-то доля УВ поступила из нижезалегающих отложений (см. табл. 1–3).

Обобщая, можно отметить, что характер распределения залежей УВ различного фазового состояния находится в тесной генетической связи с особенностями геологического развития той или иной провинции, области, района и даже отдельной структуры. К таким особенностям в первую очередь относятся палеотектонические, палеогеографические, палеогеохимические, палеогеотермические, литолого-фациальные условия накопления осадков и РОВ и дальнейшая направленность их преобразования и др.

Следует еще раз подчеркнуть исключительную важность в решении прикладных задач нефтегазовой геологии именно литогидрогеохимического направления. В рамках методологического подхода, основанного на геохимической системе : порода – вода – углеводороды, такие исследования достаточно масштабно проводились в нашей стране в 70-80 гг. Эти исследования давали очень высокий экономический эффект, особенно, если учесть огромные масштабы поисково-разведочных работ, проводимых в то время в стране, в том числе и в Западной Сибири.

В настоящее время в среднем по этому региону из 5 пробуренных глубоких скважин, 3 (иногда и 4) являются не продуктивными (чаще всего водоносными). В связи с предстоящим, при этом неизбежном, увеличении объемов геолого-разведочных работ проблема повышения геологической эффективности становится особенно актуальной. Наибольшие перспективы в этом аспекте открывает системное литогидрогеохимическое изучение геологических объектов (зон, районов, локальных структур, интервалов, разрезов). Нельзя не отметить и возможность получения при этом весьма существенной экономической эффективности геолого-разведочных работ. Литогидрогеохимическое исследование несомненно позволяет снизить число непродуктивных (водоносных и «сухих») поисково-разведочных скважин, что при высокой стоимости и будет определять масштабы эффективности работ.

Список литературы

1. Дмитриевский литолого-генетический анализ нефтегазоносных осадочных бассейнов. – М.: Наука, 1982. – 230с.

2. , , и др. Использование литогидрохимических исследований для прогноза коллекторов нефти и газа//Нефтегазовая геология и геофизика. Вып. 6(113). – М.:ВНИИОЭНГ, 1987. – 52 с.

3. , , Матусевич нефтегазоносных бассейнов. М.:Недра.1986. – 224 с.