Геолого-геохимическая концепция формирования углеводородной системы на территории проекта «Отдаленная группа месторождений» в периметре АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

Н.В. Морозов, Д.Ю. Калачева, О.А. Захарова, М.В. Букатов, С.А. Погребнюк, Ф.Г. Гайнетдинов, М.Н. Николаев
ООО «Газпромнефть НТЦ», АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», ООО «Газпромнефть-ГЕО»
Morozov.NV@gazpromneft-ntc.ru, Kalacheva.DYu@gazpromneft-ntc.ru

Журнал «Нефтяное хозяйство»

Геолого-геохимические исследования проводились на лицензионных участках (ЛУ) Западно- и Тектоно-Чатылькинский, Воргенский, Чатылькинский, Холмистый, Южно-Удмуртский и Равнинный, а также на сопредельных территориях Вынгаяхинского и Вынгапуровского месторождений. Объектом исследований являлся верхнеюрский нефтегазоносный комплекс (НГК), расположенный в зоне сочленения ПурТазовской и Васюганской нефтегазоносных областей (НГО). Нефтеносность комплекса доказана в каждой из НГО в яновстановской, сиговской и васюганской свитах. Отложения представлены чередованием песчаных пластов-коллекторов и глинистых пачек (покрышек), приуроченных к георгиевской и баженовской свитам.
Основными нефтематеринскими породами (НМП) на территории работ являются отложения баженовской свиты. В восточном направлении она переходит в яновстановскую свиту, которая исходя из истории развития региона также является НМП, однако менее обогащена органическим веществом (ОВ) по сравнению с баженовской свитой. К основным особенностям территории работ, которые учитывались при проведении комплексных геохимических исследований относятся: существование разных генетических источников углеводородов (УВ) (баженовская и яновстановская свиты); значительное расстояние очагов генерации от области аккумуляции (в случае баженовской свиты); наличие тектонических нарушений, экранирующих залежи; процессы эмиграции вниз по разрезу.
Целью работы являлась оценка рисков, связанных с углеводородной системой, участвующей в формировании нефтегазоносности верхнеюрского комплекса на территории Отдаленной группы месторождений (ОГМ). Задачи исследования заключались в определении основных НМП на территории работ, их качественных и количественных характеристик, путей миграции и возможных зон аккумуляции; прогнозе заполнения ловушек юго-восточной части исследуемой территории.
Для решения поставленных задач в 2018–2019 гг. Научно-Техническим Центром «Газпром нефти» были проведены комплексные геохимические исследования керна и флюидов в лаборатории геологического факультета МГУ имени М.В. Ломоносова, включающие: пиролитические исследования керна и шлама, экстракцию, групповой, хроматомасс-спекторметрический и изотопный анализы выделенных битумоидов, а также нефтей.

16.PNG

Региональные предпосылки нефтегазоносности на территории ОГМ 

Для выявления и уточнения региональных характеристик НМП на территории работ были выполнены пиролитические исследования керна и шлама отложений баженовской, георгиевской, яновстановской, сиговской свит и пород мелового возраста. Изучение органического вещества (ОВ) баженовской свиты подтвердило региональные критерии, относящие ОВ ко II типу с начальным водородным индексом НI на уровне 700 мг УВ/гТОС [1]. По фактическим данным, полученным на территории Вынгапуровского и Вынгаяхинского месторождений, содержание общего органического углерода (ТОС) в породах баженовской свиты составляет от 0,93 до 14,93 % (среднее – 6,90 %), НI при этом варьируется от 110 до 668 мгУВ/гТОС (среднее – 491 мгУВ/гТОС).
Отложения яновстановской свиты (в верхней битуминозной части разреза) представлены морскими глубоководными глинами с содержанием ТОС от 0,95 до 3,51 %, в среднем – 2,08 %, НI не превышает 334 мгУВ/гТОС, в среднем НI = 215 мгУВ/гТОС. Изученное ОВ яновстановской свиты обладает меньшим генерационным потенциалом и повышенным кислородным индексом OI, что может характеризовать его как смешанное ОВ гумусо-сапропелевого типа.
Аналогичными свойствами обладает изученное ОВ георгиевской и сиговской свит. В отложениях последней зафиксированы прослои углистого детрита с содержанием ТОС, равным 17,19 %, и HI = 524 мгУВ/гТОС. Схожие характеристики имеет ОВ в аргиллитах георгиевской свиты, по нескольким образцам HI = 403 мгУВ/гТОС. Показатели ОВ, полученные по результатам пиролитических исследований изученных пород, представлены в таблице.
Основываясь на результатах пиролитических исследований пород яновстановской свиты, можно утверждать, что ее ОВ не вносило значительного вклада в формирование нефтегазоносности на изучаемой территории. Температура максимального выхода УВ Tmax, полученная по результатам пиролиза после экстракции для пород с относительно высоким (в пределах яновстановской свиты) остаточным генерационным потенциалом S2, не превышает 434 оС, составляя в среднем 430 оС, что свидетельствует о зрелости ОВ на уровне раннего мезокатагенеза МК1. Учитывая структурный план распространения глинистых пластов яновстановской свиты, можно предполагать, что в не охваченных геохимическими исследованиями зонах зрелость ОВ также будет невысокой (на уровне протокатагенеза ПК3 – начала МК1).
Отложения георгиевской и сиговской свит также не могли вносить значительного вклада в нефтегазоносность исследуемой территории, поскольку данные отложения тяготеют преимущественно к III типу ОВ и имеют невысокую зрелость и обогащенность ОВ: значение Tmax для наиболее обогащенных ОВ прослоев сиговской свиты равно 435 оС (для углистого прослоя пласта СГ8 – 428 оС), для георгиевской свиты Tmax несколько выше и составляет 437 оС (рис. 1).

17.PNG

Зрелость ОВ баженовской свиты на территории Вынгапуровского и Вынгаяхинского месторождений (данные были привлечены дополнительно) была определена на уровне МК2 (Tmax достигает 445 оС, в среднем равна 441 оС,), т.е. отложения баженовской свиты на данной территории вошли в главную зону нефтеобразования (ГЗН). Учитывая высокий генерационный потенциал и достаточную зрелость ОВ, можно сделать вывод, что баженовская свита является основным источником УВ в пределах исследуемой территории. Исходя из фактических замеров и структурного плана кровли горизонта Б, на всей исследуемой территории баженовская свита повсеместно находится в ГЗН, максимально достигая зрелости ОВ уровня МК3.

Биомаркерные характеристики нефтей и битумоидов 

Результаты анализа битуминологических характеристик пород показали, что сингенетичные битумоиды приурочены к аргиллитам яновстановской и баженовской свит, в меньшей степени – георгиевской и сиговской свит. Часть исследуемых образцов отобрана из прослоев, содержащих включения углей. Наибольшая часть эпигенетичных (миграционных) битумоидов приурочена к песчаникам, алевролитам яновстановской и сиговской свит. Следует отметить, что на территории Воргенского, Чатылькинского, Тектоно- и Западно-Чатылькинского ЛУ основная масса полученных битумоидов относится к миграционным. Дополнительно были исследованы биомаркерные характеристики нефтей, полученных на Западнои Тектоно-Чатылькинском, Вынгаяхинском ЛУ.
Для типизации сингенетичных и эпигенетичных битумоидов по комплексу биомаркерных характеристик, отражающих тип исходного ОВ, фациальные условия его захоронения, зрелость НМП, проведен кластерный анализ. Алгоритм объединения данных в кластер – метод Уорда, мерой сходства объектов служило Евклидово расстояние. В качестве исходных данных для анализа использовались биомаркерные коэффициенты, основанные на количественных соотношениях алкановых, стерановых, тритерпановых, ароматических углеводородов: Pr/Ph, STER С27/С29, TAR, Its, С27/С17, DBT/P, С29ββ/(αα + ββ), R°(MPI 1), Ts/(Ts + Tm), 4-MDBT/ 1-MDBT, TRIOCR 1, Ki, С29S/(S+R). По результатам кластерного анализа все исследуемые сингенетичные битумоиды разделяются на две группы. В I группу входят битумоиды, генетически связанные с ОВ яновстановской, сиговской, георгиевской свит, во II – битумоиды, отобранные из аргиллитов баженовской свиты на территории Вынгапуровского месторождения. Согласно биомаркерным характеристикам в составе исходного ОВ для битумоидов I группы велика доля гумусовой составляющей, которая по своим свойствам ближе к III типу ОВ. Об этом свидетельствуют преобладание стеранов С29 над С27 [2], повышенные значения трицикланового индекса Its (достигает 1,5), количественное соотношение Pr/Ph > 1, увеличенное содержание высокомолекулярных н-алканов.
Для битумоидов II группы напротив характерен преимущественно сапропелевый тип ОВ, на что указывает преобладание стеранов С27 над С29, алканов C13-C17 над более высокомолекулярными гомологами, значения Pr/Ph, составляющие в среднем 1, что подтверждает восстановительные обстановки захоронения исходного ОВ, повышенные значения соотношения количества диастеранов и регулярных стеранов. Биомаркерные характеристики являются типичными для УВ, генетически связанных с ОВ баженовской свиты, и были неоднократно рассмотрены в работах А.Э. Конторовича, И.В. Гончарова и других исследователей [3, 4].
Результаты анализа эпигенетичных битумоидов, приуроченных к песчаникам и алевролитам сиговской и яновстановской свит, а также нефтей, полученных в пределах тех же отложений, показывают схожесть параметров распределения биомаркерных углеводородов и идентичных параметров распределения УВ-биомаркеров II группы сингенетичных битумоидов, что свидетельствует о преимущественно едином источнике углеводородов для эпигенетичных битумоидов на территории Чатылькинского, Тектоно- и Западно-Чатылькинского, частично Воргенского ЛУ, которым является баженовская свита.
Образцы эпигенетичных битумоидов, отобранные из отложений яновстановской свиты скв. X и Y на территории Воргенского ЛУ, значительно отличаются от всех других образцов по результатам кластерного анализа (рис. 2): исходное ОВ для данных битумоидов содержало значительную долю гумусовой составляющей, зафиксировано утяжеление изотопного состава углерода битумоидов, высокие значения трицикланового индекса (Its > 1) в совокупности с повышенными соотношением Pr/Ph, превалирующее относительное содержание стерана С29. Данные битумоиды также выбиваются из общей выборки по многим параметрам зрелости. Например, распределение стерановых показателей зрелости показывает, что битумоиды скв. X и Y, отобранные из коллекторов, имеют более низкую зрелость по сравнению с другими образцами (рис. 3). Вероятно, данные образцы генетически связаны с ОВ яновстановской свиты. Оценка отражательной способности витринита R° по стерановым показателям на рис. 3 взята из работ [5, 6].
Учитывая резкое отличие биомаркерных характеристик эпигенетичных битумоидов (см. рис. 3), отобранных в пределах яновстановской свиты скв. X и Y Воргенского ЛУ, от остальных образцов, генетически связанных с ОВ баженовской свиты, можно сделать вывод, что миграция углеводородов из баженовской свиты в залежи верхнеюрского комплекса территории ОГМ не достигла района скв. X и Y, что, вероятно, обу - словливает отсутствие промышленного притока УВ при испытании данных скважин.

18.PNG

Если проводить более детальное сравнение биомаркерных характеристик зрелости миграционных битумоидов, полученных из сиговской, георгиевской и яновстановской свит, но генетически связанных с ОВ баженовской свиты, то можно отметить некоторую дифференциацию биомаркерных коэффициентов. Резкое преобладание в некоторых эпигенетичных битумоидах 4-МDBТ над 1-МDBТ, повышенное значение метилфенантреновых, гопановых показателей зрелости, по-видимому, связано с тем, что миграция углеводородов на территорию Воргенской и сопредельных площадей, за счет которой сформировались залежи УВ, происходила из отложений баженовской свиты, однако из более погруженных зон, которые не были охвачены исходной выборкой. Предположение о разделении источников генерации на два очага со зрелостью ОВ баженовской свиты на уровне МК2 и МК3 подтверждается результатами геохимических исследований, выполненных на Вынгаяхинском месторождении. По корреляции нефтей, полученных в пределах баженовской свиты и из пластов Ю1 1, БП17, диагностируется различие биомаркерных характеристик зрелости при едином генетическом источнике – баженовской свите (рис. 4). Данная особенность связана с тем, что залежи в пластах БП17 и Ю1 1 сформировались за счет миграции УВ из отложений баженовской свиты более погруженных зон, примыкающих к Вынгаяхинскому поднятию, к которому также приурочено одноименное месторождение. Таким образом, можно утверждать, что в отложениях баженовской свиты граница начала ГЗН отличается от границы начала эмиграции УВ. По результатам пиролитических исследований ОВ баженовской свиты установлено, что эмиграция УВ начинается при значениях пиролитического параметра зрелости Тmax = 440 оС (соответствует градации катагенеза МК2).
На основании гипсометрических отметок глубины и границы начала эмиграции УВ из отложений баженовской свиты (Тmax = 440 оС) происходит разделение очагов генерации на два, ближайших к территории ОГМ (рис. 5), – Варьеганский мегапрогиб, а также Восточно-Харампурская малая котловина, что подтверждает предположение, полученное по данным биомаркерного анализа.

Концепция формирования залежей 

УВ Согласно геохимическим данным формирование нефтегазоносности верхнеюрского НГК на территории ОГМ происходило последовательно. Первым этапом стал рубеж позднемелового времени, в котором происходили миграция УВ из Варьеганского мегапрогиба в восточном направлении и заполнение всех существующих на тот момент ловушек УВ. Границей окончания миграции стал район скв. XиY Воргенской площади.
Далее в процессе альпийской складчатости, происходившей на рубеже плиоценового времени, активировались уже существующие тектонические нарушения, результатом чего стала вертикальная миграция УВ в районе Западно-Чатылькинского и Чатылькинского месторождений в вышележащие горизонты яновстановской свиты Воргенской площади (рис. 6).

19.PNG

20.PNG

21.PNG

22.PNG

После окончания процессов складчатости происходило постепенное «залечивание» тектонических нарушений, которые впоследствии стали экранами для залежей УВ. В это время проходил также второй этап миграции УВ из Восточно-Харампурской малой котловины в юговосточном направлении, что привело к заполнению ловушек в интервале пластов СГ1-3 и СГ5-7 Западно-Чатылькинского и Чатылькинского месторождений.

Выводы 

1. Основным генетическим источником для исследуемых образцов нефтей и битумоидов является баженовская свита, ОВ которой в наиболее погруженных частях достигло градации катагенеза МК2 – начала МК3, что соответствует ГЗН, т.е. развитым процессам генерации и эмиграции УВ.
2. Для района скв. X и Y на территории Воргенского ЛУ состав битумоидов отличается от состава других исследуемых образцов, что дает основания полагать, что в районе данных скважин миграционные процессы из баженовской свиты заканчиваются. Расстояние от очага генерации в восточном направлении составляет 115 км.
3. Залежи на территории Воргенского и других ЛУ сформировались в основном за счет латеральной миграции УВ из очагов генерации баженовской свиты. Сначала заполнялись пласты сиговской свиты (на территории Чатылькинского, Тектоно- и Западно-Чатылькинского ЛУ), а затем за счет активации тектонических нарушений и межпластовых перетоков происходило заполнение пластов яновстановской свиты на территории Воргенского ЛУ.
4. По итогам проведенных геохимических исследований углеводородных систем верхнеюрского комплекса выполнена переоценка рисков GCoS. Снижен параметр вероятности миграции Рм нефти в ловушку с 0,8 до 0,6 в предполагаемой зоне аккумуляции, связанной с яновстановской свитой, за счет установления наличия путей миграции УВ от нефтематеринской породы к ловушке и эффективности миграции (аккумуляция и рассеивание).

Список литературы 

1. Prospects of Shale Oil Bazhenov Formation in the South-East of Western Siberia / I.V. Goncharov [et al.] // SPE-171170. – 2014.
2. Grandtham P.G., Wakefield L.L. Variations in the sterane carbon number distributions of marine source rock derived crude oils through geologic time // Organic Geochemistry. – 1988. – V. 12. – P. 61–73.
3. Региональное исследование геохимии сырых нефтей и отдельных материнских пород Западно-Сибирского бассейна. Интерпретативное издание / А.Э. Конторович [и др.]. – GEOMARK RESEARCH, INC., СП Таирус, 1994. – 294 с.
4. Генетические типы и природа флюидов углеводородных залежей юговостока Западной Сибири / И.В. Гончаров, Н.В. Обласов, А.В. Сметанин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 11. – С. 8–13.
5. El Diasty W.S., Moldowan J.M. The Western Desert versus Nile Delta: A comparative molecular biomarker study // Marine and Petroleum Geology. – 2013. – V. 46. – Р. 319–334.
6. Waples D.W., Machihara T. Application of sterane and triterpane biomarkers in petroleum exploration //Bulletin of Canadian Petroleum Geology. – 1990. – V. 38. – № 3. – P. 357–380.
7. Открытие новых залежей углеводородов – результат системного подхода к оценке потенциала длительно разрабатываемого региона / В.А. Шашель, М.В. Букатов, Д.Н. Пескова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 12. – C. 21–23. 

References 

1. Goncharov I.V. et al., Prospects of shale oil Bazhenov formation in the southeast of Western Siberia, SPE-171170-MS, 2014.
2. Grandtham P.G., Wakefield L.L., Variations in the sterane carbon number distributions of marine source rock derived crude oils through geologic time, Organic Geochemistry, 1988, V. 12, pp. 61–73.
3. Kontorovich A.E. et al., Regional'noe issledovanie geokhimii syrykh neftey i otdel'nykh materinskikh porod Zapadno-Sibirskogo basseyna (Regional study of the geochemistry of crude oils and selected parent rocks of the West Siberian basin), GEOMARK RESEARCH, INC., SP Tairus Publ., 1994, 294 p.
4. Goncharov I.V., Oblasov N.V., Smetanin A.V. et al., Genetic types and nature of fluid of hydrocarbon deposits south-east of Western Siberia (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2012, no. 11, pp. 8–13.
5. El Diasty W.S., Moldowan J.M., The Western Desert versus Nile Delta: A comparative molecular biomarker study, Marine and Petroleum Geology, 2013, V. 46, pp. 319–334.
6. Waples D.W., Machihara T., Application of sterane and triterpane biomarkers in petroleum exploration, Bulletin of Canadian Petroleum Geology, 1990, V. 38, no. 3, pp. 357–380.
7. Shashel' V.A., Bukatov M.V., Peskova D.N. et al., New discovery as a result of complex approach to brownfield region evaluation (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2017, no. 12, pp. 21–23.


Возврат к списку