Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 История и современное состояние методов моделирования процессов генерации углеводородов в осадочных бассейнах 13
1.1. Количественные модели генерации углеводородов в осадочных бассейнах 13
1.1.1. Объёмно-генетический метод 13
1.1.2. Историко-генетический метод 19
1.2. Современная методика реконструкций процессов генерации, миграции и аккумуляции углеводородов в осадочных бассейнах 24
Глава 2 Геологическое строение и история изучения территории Северо Тазовского очага нефтегазообразования 35
2.1. История геологического изучения территории Северо-Тазовского очага нефтегазообразования 35
2.2. Стратиграфия. Литология пород осадочного чехла 39
2.3. Тектоника. История тектонического развития. 66
2.4. Палеогеография 73
2.5. Геохимия рассеянного органического вещества и нафтидов 97
2.6. Геотермический режим недр. Тепловые потоки 106
2.7. Нефтегазоносность и нефтегазогеологическое районирование территории исследования 111
Глава 3 Модели Северо-Тазовского очага нефтегазообразования 124
3.1. Структурно-литологическая модель 124
3.2. Калибровка температурной модели 127
3.3. Нефтегазопроизводящие толщи 129
Глава 4 Нефтегазовые системы Северо-Тазовского очага нефтегазообразования 142
4.1. История генерации углеводородов в Северо-Тазовском очаге нефтегазообразования 142
4.2 Время литификации флюидоупоров Северо-Тазовского очага нефтегазообразования 212
4.3 Оценка генерационного и аккумуляционного потенциалов Северо-Тазовского очага нефтегазообразования 216
4.4 История формирования Ванкорской группы месторождений 220
Список литературы 227
- Современная методика реконструкций процессов генерации, миграции и аккумуляции углеводородов в осадочных бассейнах
- Палеогеография
- Нефтегазопроизводящие толщи
- История формирования Ванкорской группы месторождений
Введение к работе
Актуальность работы и степень разработанности.
В 2008 году утверждена «Стратегия развития Арктической зоны Российской Федерации и обеспечения национальной безопасности на период до 2020 года». В 2014 году утверждена государственная программа «Социально-экономического развития Арктической зоны Российской федерации на период до 2020 года». Программа и стратегия развития предусматривают, в том числе, повышение эффективности всех видов экономической деятельности в Арктической зоне.
Одним из значимых объектов прироста запасов и формирования новых центров добычи нефти и газа в Арктической зоне России является Северо-Тазовский очаг генерации углеводородов и окаймляющие его зоны нефте- и газонакопления. В тектоническом отношении территория исследования включает Мессояхскую наклонную гряду, разделяющую Антипаютинско-Тадебеяхинскую и Большехетскую мегасинеклизы. Последняя осложнена Северо-Тазовской мегавпадиной. Восточную часть территории исследования занимают структуры Внешнего пояса.
Для снижения геологических рисков и четкого планирования геологоразведочных работ в труднодоступных, со сложными природно-климатическими условиями регионах севера Западной Сибири необходимо уточнить закономерности размещения и формирования залежей нефти и газа. Разработка теоретических основ изучения процессов
формирования скоплений углеводородов в пределах объекта исследования является значимым составным элементом стратегии развития Арктической зоны Российской Федерации в низовьях р. Енисей, что определяет актуальность работы.
Историко-геологические методы оценки перспектив нефтегазоносности и восстановления истории генерации углеводородов на территории северных районов Западной Сибири и Южно-Карской мегасинеклизы применялись в работах [Трофимук, Конторович, 1973; Конторович и др., 1975; Littke et al., 1999; Schaefer et al., 1999; Сафронов и др., 2011; Малышева и др., 2011, 2012; Конторович др., 2013; Богданов и др., 2017; Бондарев, 2014; Мусихин, Шуваев, 2014; Ступакова др., 2014; Дешин и др., 2017].
Этапы исследования:
-
На базе материалов ИНГГ СО РАН и других организаций, а также данных из открытых источников была сформирована единая база данных, содержащая информацию о стратиграфии, литологии, органической геохимии, тектонике, времени и масштабах оледенений, размывах отложений, распределении современных температур в осадочном бассейне, отражательной способности витринита в разрезе. При этом были использованы опубликованные и фондовые материалы А.П. Афанасенкова, Л.И. Богородской, Л.Н. Болдушевской, И.П. Варламова, Г.Д. Гинзбурга, А.И. Данюшевской, С.В. Ершова, Н.С. Ким, А.Э. Конторовича, В.А. Конторовича, В.И. Кринина, К.И. Микуленко, Б.Л. Никитенко, Д.А. Новикова, И.Д. Поляковой, А.П. Родченко, Д.С. Сорокова, Д.Б. Тальвирского, Ю.А. Филипцова, А.Н. Фомина, А.С. Фомичева, Г.Г. Шемина, Б.Н. Шурыгина и др.
-
Сформирована численная структурно-литологическая модель мезозойско-кайнозойского осадочного чехла района исследования.
-
На основе построенной структурно-литологической модели Северо-Тазовского очага нефтегазобразования и прилегающих территорий восстановлена, с учетом уплотнения пород, история формирования мезозойско-кайнозойского осадочного чехла.
-
Исходя из современных геотермических данных, определений отражательной способности витринита в мезозойско-кайнозойском разрезе и существующих схем катагенеза в кровле верхнеюрских пород Западно-Сибирского бассейна реконструирована тепловая история пород.
-
На основе палеогеографических и геохимических исследований обоснованы тип и кинетические характеристики органического вещества юрских и меловых нефтегазопроизводящих толщ.
-
Восстановлена динамика генерации жидких и
газообразных углеводородов в основных НГПТ.
-
Проанализирована история генерации, аккумуляции и диссипации углеводородов в Северо-Тазовском очаге нефтегазообразования. Оценено время литификации регионально выдержанных глинистых толщ до состояния флюидоупора.
-
Выполнена оценка возможных масштабов генерации углеводородов. Оценены потери углеводородов до формирования регионально выдержанных флюидоупоров.
-
Предложена концептуальная историко-генетическая модель формирования крупных по запасам месторождений нефти и газа Ванкорской группы вблизи периферии Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна.
Научная новизна заключается в детальном описании процессов нафтидогенеза в осадочном чехле Северо-Тазовской мегавпадины – крупнейшего очага генерации углеводородов на северо-востоке ЗападноСибирского бассейна и прилегающих территорий. Единственного крупного очага, расположенного вблизи границ бассейна. Впервые детально восстановлена динамика генерации, дана дифференцированная по стадиям катагенеза и по времени оценка объемов и масс генерации углеводородов органическим веществом юрских и меловых пород. На основе расчета времени достижения регионально выдержанными глинистыми толщами состояния флюидоупоров впервые выполнена оценка сверху потерь углеводородов, генерированных основными НГПТ. Впервые предложена концептуальная модель формирования крупных по запасам месторождений нефти и газа Ванкорской группы вблизи периферии Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. Определены основные факторы, суперпозиция которых привела к формированию уникальной Ванкорской группы месторождений.
Методика исследования.
Теоретические основы историко-генетического метода реконструкции нафтидогенеза были заложены учением о стадийности нефтегазообразования [Вассоевич, 1958, 1967; Конторович и др. 1967; Конторович, 1976; Трофимук, Конторович, 1976; Неручев, 1969 и др.]. Главным фактором катагенеза органического вещества является температура [Вышемирский, 1963; Конторович и др., 1967; Лопатин, 1971].
Решающие результаты были получены Н.Б. Вассоевичем (1967) и А.Э. Конторовичем (1967), доказавшими неравномерность процессов нафтидообразования в катагенезе и выделившими «главную фазу» (Н.Б. Вассоевич) и «главную зону» (А.Э. Конторович) нефтеобразования. Позднее в американской и западноевропейской литературе появился термин, являющийся синонимом понятия «главная зона
нефтеобразования» – «нефтяное окно».
Несколькими годами позже С.Г. Неручев [Неручев и др., 1973; Рогозина и др., 1974;], поддержав идеи Н.Б. Вассоевича – А.Э. Конторовича, ввел понятие о «главной зоне газообразования». А.Э. Конторович (1976) в те же годы развивал идею о том, что есть две зоны интенсивного газообразования – верхняя – протораннемезокатагенная, располагающаяся на глубинах выше главной зоны нефтеобразования, и глубинная, позднемезоапокатагенная, на глубинах ниже главной зоны нефтеобразования. Глубинная зона соответствует главной зоне газообразования С.Г. Неручева. К точке зрения А.Э. Конторовича склонялся и Н.Б. Вассоевич. Предтечей представлений о «главной» («глубинной») зоне газообразования были теория «углеродного коэффициента» [White, 1915; Вассоевич, 1958, и др.] и теоретические схемы нефтегазообразования А.Ф. Добрянского, А.А. Карцева и др.
На базе этих геологических концепций начал формироваться историко-геологический метод прогноза нефтегазоносности, известный в современной литературе как метод бассейнового моделирования [Конторович, Рогозина, 1967; Вышемирский и др., 1971; Вассоевич, Соколов, 1971; Трофимук, Конторович, 1973; Лопатин, 1971; Конторович, 1976; Tissot, Welte, 1984; Applied petroleum geochemistry, 1993; Welte et al., 1997; Makhous, Galushkin, 2005; Галушкин, 2007; Hantschel, Kauerauf, 2009; Конторович и др., 2013; Астахов, 2015; Burnham, 2017 и др.].
Историко-геологический метод исследования заключается в численном моделировании процессов нафтидогенеза как результата развития осадочного бассейна. Такие исследования включают несколько последовательных этапов: восстановление истории уплотнения пород; реконструкция термической истории; расчёт образования нафтидов органическим веществом, их эмиграции из нефтегазопроизводящих толщ, потерь на путях миграции, аккумуляции в ловушках и диссипации из ловушек.
Применение историко-геологического метода позволяет восстановить динамку генерации углеводородов. Историко-геологический подход к моделированию во времени процессов нефтегазообразования был реализован в виде ряда широко известных и постоянно развиваемых пакетов программ Temis – Beicip Franlab; Petromod – Schlumberger; Trinity – Zetaware Products; BasinMod – Platte River Associates, Inc.; ГАЛО – МГУ и др.
В своей работе автор использовал программно-методический комплекс Temis.
Защищаемые положения и результаты:
-
Трехмерная количественная динамическая модель генерации УВ в мезозойско-кайнозойском осадочном чехле Северо-Тазовского очага нефтегазообразования.
-
Оценка времени реализации основных этапов нефтегазообразования в Северо-Тазовском очаге. Интенсивные процессы генерации углеводородов в очаге начались 165 млн лет назад, в середине келловея. Более 50% от общей массы генерированных органическим веществом всех нефтегазопроизводящих толщ углеводородов была образована к концу меловой эпохи, 70 млн лет назад. Наиболее интенсивно процессы нефтегазообразования углеводородов происходили в период 95 -55 млн лет назад, в поздне меловую эпоху. Пик генерации углеводородов приходится на период 65 - 60 млн лет назад (конец меловой - начало палеогеновой эпох).
-
Оценка суммарных объёмов генерации газообразных и масс жидких углеводородов в Северо-Тазовском очаге. Общий объём генерированных газообразных углеводородов составил 388 трлн м3. Большая часть углеводородных газов была образована органическим веществом китербютского - 49%, зимнего - 18% и малышевского - 13% горизонтов. Суммарные объёмы газа, образованного в породах баженовского и лайдинского горизонтов, а также танопчинской свиты, не превышают 20%. Суммарное количество генерированной нефти составило 438 млрд тонн. Доля жидких углеводородов, генерированных в породах китербютского, малышевского, баженовского, лайдинского и зимнего горизонтов, составила 38%, 33%, 20%, 5% и 4% соответственно. Вклад в генерацию нефти танопчинской НГПТ ничтожно мал (не превышает 0.2%). Большая часть всех углеводородов была образована до формирования кимеридж-волжского флюидоупора и могла накапливаться в юрских и, частично, меловых резервуарах. На основе сопоставления динамики и масштабов образования углеводородов НГПТ и времен литификации регионально-зональных флюидоупоров дана оценка (сверху) возможных масштабов аккумуляции в основных нефтегазовых системах объекта исследований.
-
Историко-генетическая модель, объясняющая формирование Ванкорской группы месторождений.
Фактический материал. В основу работы положены результаты исследований севера Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, полученные в ИНГГ СО РАН:
20 сеточных моделей структурных поверхностей основных стратиграфических горизонтов мезозойско-кайнозойского осадочного чехла (В.А. Конторович, СВ. Ершов, и др.) и такое же количество
соответствующих им сеточных моделей распределения литологических типов пород;
тектоническая карта юрского структурного яруса Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции [Конторович и др, 2001].
данные геохимических (112 замеров Сорг в породах юрского и 192 в породах мелового возраста соответственно) и пиролитических (112 замеров HI и Тщах в породах юрского и 200 в породах мелового возраста соответственно) исследований органического вещества северо-восточной части Большехетской мегасинеклизы и западной части Енисей-Хатангского регионального прогиба (Н.С. Ким, В.Н. Меленевский, А.П. Родченко и др.);
карты катагенеза в кровле верхне- и среднеюрских отложений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции [Конторович и др., 1971, 1974; Kontorovich et al., 2009; Фомин и др., 2001; Фомин, 2012];
22 палеогеографические схемы района исследования [Конторович и др., 2013, 2014];
замеры температур в 165 скважинах на изучаемой территории [Курчиков, Ставицкий, 1987; Курчиков, 1992; Геотермический..., 2009-2012].
Достоверность научных результатов определяется:
опорой на теоретические основы историко-геологического подхода к анализу условий формирования месторождений нефти и газа и прогноза нефтегазоносности, разработанные в трудах Н.Б. Вассоевича, А.Э. Конторовича, С.Г. Неручева, И.И. Нестерова, Б.А. Соколова, А.А. Трофимука, В.А. Успенского, Л.М. Бурштейна, Н.В. Лопатина, и др.
максимально-полным использованием имеющихся геологических и геолого-геохимических материалов;
применением современного программно-методического комплекса бассейнового моделирования Temis (Beicip Franlab);
комплексным характером выполненного исследования, позволившим учесть совокупное влияние процессов формирования осадочного чехла на реализацию генерационного потенциала основными НГПТ.
Личный вклад автора.
Автором собрана и систематизирована первичная информация и на этой основе построена трехмерная численная модель мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Северо-Тазовской мегавпадины и прилегающих территорий. Выполнено историко-геологическое моделирование развития осадочного чехла и генерации углеводородов на территории исследования. Дана дифференцированная по времени и по стадиям катагенеза оценка масштабов генерации углеводородов. Построен набор карт реализации генерационного потенциала органическим
веществом юрских и меловых нефтегазопроизводящих толщ. Оценены потери углеводородов до формирования региональных флюидоупоров.
Теоретическая значимость работы состоит в том, что автором впервые для северо-востока Западно-Сибирской нефтегазоносного бассейна, существенно отличающегося по истории геологического развития от его центральных районов, выполнено базирующееся на новейшем геологическом и геохимическом материале историко-геологическое моделирование процессов генерации и аккумуляции в залежи углеводородов, которое, в частности, объясняет природу Ванкорской зоны уникального нефтегазообразования.
Практическая значимость работы состоит в создании теоретической базы для количественной оценки перспектив нефтегазоносности северных и арктических территорий и акваторий северо-востока Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна и проектирования поисково-оценочных работ.
Апробация работы. Основные результаты, представленные в работе, были доложены автором на международных (Трофимуковские чтения, г. Новосибирск, 2013; XX Международный симпозиум имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых, г. Томск, 2016; V Международная конференция молодых ученых и специалистов памяти акад. А.П. Карпинского, г. Санкт-Петербург, 2017; Трофимуковские чтения, г. Новосибирск, 2017; Интеграция современных технологий и прикладных дисциплин при прогнозе свойств УВ систем, г. Санкт-Петербург, 2017) и всероссийских (Успехи органической геохимии, Новосибирск, 2010) научных конференциях.
Основные результаты проведенных исследований полностью изложены в 15 публикациях. В том числе в 3 статьях в журналах, входящих в Перечень научных изданий, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертаций («Геология нефти и газа», «Геология и геофизика»)
Структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав и заключения. Общий объём работы 273 страницы, включая 125 рисунка, 13 таблиц. Список литературы включает 285 наименований.
Работа выполнена в ИНГГ СО РАН в лаборатории теоретических основ прогноза нефтегазоносности под руководством д.г.-м.н. Л.М. Бурштейна. Автор выражает ему глубокую благодарность.
Автор также выражает благодарность за консультации, рекомендации, предоставленные материалы и ценные советы при подготовке работы академику А.Э. Конторовичу, а также С.В. Ершову, Н.С. Ким, В.А. Конторовичу, А.П. Родченко, А.Н. Фомину, Г.Г. Шемину, Б.Н. Шурыгину.
Современная методика реконструкций процессов генерации, миграции и аккумуляции углеводородов в осадочных бассейнах
Методика выполнения работ, связанных с численным восстановлением истории формирования и развития осадочного чехла, в том числе процессов погружения и уплотнения осадочных пород, изменения теплового поля отложений, генерации, миграции и аккумуляции углеводородов, отражена в большом количестве работ [Вассоевич и др., 1975; Конторович, 1976; Вассоевич, Соколов, 1980; Tissot, Welte, 1984; Тепловое поле…, 1987; Курчиков, Ставицкий,1987; Курчиков, 1992; Applied petroleum geochemistry, 1993; Welte et al., 1997; Makhous, Galushkin, 2005; Галушкин, 2007; Hantschel, Kauerauf, 2009; Астахов, 2015; Burnham, 2017 и др.]. Принципиальная схема, показывающая последовательность и взаимосвязь блоков, составляющих метод бассейнового моделирования, показана на Рисунке 1.
Формирование и развитие нефтегазоносного осадочного бассейна обусловлено сложным сочетанием факторов, приводящих в итоге к формированию скоплений углеводородов. Можно выделить несколько основных групп процессов и соответствующих им наборов данных, последовательное численное моделирование которых позволяет выполнить полноценное бассейновое моделирование:
1. Формирование осадочно-породного бассейна:
Возраст стратиграфических границ и стратиграфических несогласий. Длительность эрозий.
Изменение пористости и проницаемости осадочных пород при погружении.
Глубина залегания отложений и их толщины. Палеобатиметрия. Мощности эродированных отложений.
Литология (распределение литотипов) отложений.
Формирование ловушек углеводородов разного генезиса.
2. Становление теплового режима бассейна:
Современные и палеотемпературы. Длительность оледенений.
Теплопроводность и теплоёмкость пород.
Источники генерации тепла.
Положение в разрезе современной границы вечномерзлых пород.
Граничные условия. Значения температур на верхней границе осадочного чехла и значения температур либо плотности теплового потока на его нижней границе.
3. Реализация генерационного потенциала органическим веществом нефтегазопроизводящих толщ:
Начальное содержание органического углерода и эффективные толщины нефтегазопроизводящих толщ.
Тип органического вещества и его кинетические характеристики.
4. Миграция и аккумуляция углеводородов:
Первичная и вторичная миграция углеводородов.
Аккумуляция углеводородов.
Разрушение скоплений углеводородов.
На данный момент программные пакеты, обеспечивающие численное моделирование основных процессов, приводящих к формированию месторождений углеводородов, широко применяются для реконструкции процессов нафтидогенеза, оценки динамики генерации углеводородов, сопоставления возможных схем формирования скоплений углеводородов.
Несмотря на разнообразие программных пакетов (TEMIS - Beicip Franlab; Petromod - Schlumberger; Trinity - Zetaware Products; BasinMod - Platte River Associates, Inc.; ГАЛО - МГУ и др.), все они (в той или иной степени) включают в себя модели, описывающие вышеупомянутые процессы, а именно:
Структурно-литологическая модель.
Термическая и барическая модель.
Модель генерации углеводородов.
Модели первичной и вторичной миграции углеводородов.
Модель аккумуляции углеводородов.
Более подробно остановимся на наиболее значимых элементах каждой из вышеупомянутых моделей для выполнения настоящей работы.
Каркас структурно-литологической модели формирует набор согласованных структурных карт, характеризующих распространение и изменение современных толщин горизонтов в разрезе и по латерали. Под согласованностью набора карт понимается отсутствие взаимных пересечений структурных поверхностей. Границы кровли и подошвы используемых слоев/горизонтов в общем случае должны быть изохронны, а возраст границ должен быть определен с максимальной доступной точностью.
Также структурно-литологическая модель содержит данные о времени и продолжительности перерывов в осадконакоплении, мощностях эрозии, палеоглубинах моря.
Литология объекта характеризуется двумя составляющими: набором литотипов пород и картами распространения литотипов. Каждому литотипу соответствует набор физических характеристик, таких как: теплоемкость, теплопроводность, минералогическая плотность, содержание радиоактивных элементов (U, Th и K), реологические константы, определяющие законы уплотнения, и эмпирические зависимости изменения плотности с глубиной.
Наборы стандартных литотипов (библиотеки) имеются во всех современных системах бассейнового моделирования. С одной стороны, это значительно упрощает процесс построения моделей, с другой, может привести к неожиданным результатам, связанным с расхождением расчётных и замеренных петрофизических характеристик пород на конкретной территории.
Наиболее значимой характеристикой, изменяющейся в процессе осадконакопления, является пористость. В системах бассейнового моделирования процесс консолидации осадка рассматривается как вертикальное адиабатическое сжатие. Наиболее часто используемые модели изменения пористости - это модель Л.Ф. Эти и модель Ф. Шнайдера.
Значение эффективного стресса определяется на основе представлений об одноосном вертикальном уплотнении насыщенных водой глин за счет геостатического давления [Terzaghi, 1923; Terzaghi, Peck, 1948; Rubey, Hubbert, 1959; Perrier, Quiblier, 1974; Bethke, 1985].
Если давление, которое оказывает вышележащий слоя осадков - Р, пластовое давление жидкости внутри слоя породы - 5", то эффективное напряжение в скелете пород - а равно
Палеогеография
Палеографические исследования мезозоя Западной Сибири начались в 50-х годах прошлого века [Казаринов, 1958; Сакс, Ронкина, 1958]. В 60-х годах опубликованы работы Т.И. Гуровой, В.П.Казариновой [Гурова, Казаринова, 1962], и коллектива авторов под редакцией Н.Н. Ростовцева и А.А. Трофимука [Геология…, 1963]. В 1968 году опубликован Атлас литолого-палеографических карт СССР под редакцией А.П. Виноградова [Атлас…, 1968], и тогда же работа коллектива авторов под редакцией В.Н. Сакса [Палеоландшафты…, 1968] с комплектом карт палеогеографических обстановок. В 70-х годах вышли в печати работы В.Н. Сакса и А.Э Конторовича [Конторович и др., 1967, 1971, 1974; Сакс и др., 1971; Сакс, 1972, 1976]. В 1976 году был опубликован Атлас литолого-палеографических карт юрского и мелового периодов Западно-Сибирской равнины по редакцией И.И. Нестерова [Атлас…,1976].
Современное представление о палеогеографии Западной Сибири для юрского и мелового периодов отражено в работах коллектива авторов ИНГГ СО РАН [Конторович и др., 2013, 2014]. Несколько более детально палеография берриас-нижнеаптских отложений Западной Сибири рассмотрена в работе А.Р. Курчикова и В.Н. Бородкина [Курчиков, Бородкин, 2011]. За основу этой главы взяты вышеперечисленные работы.
Геттанг, синемюр, плинсбах
В начале юры территория современной Западной Сибири представляла собой слаборасчленённую приподнятую сушу. На дневную поверхность выходили разновозрастные гранитные массивы, сланцы и карбонаты, эффузивно-осадочные породы. В условиях теплого гумидного климата формировались коры выветривания. Среднегодовые температуры колебались от 10 до 12 оС.
Области аккумуляции формировались во внутренних частях бассейна в зонах активно погружавшихся депрессий. На территории исследования для позднего плинсбаха выделены следующие палеогеографические области (Рисунок 14):
равнина прибрежная, временно заливавшаяся морем;
море мелкое, глубиной менее 25 метров.
Прибрежная равнина первоначально занимала территорию современно Большехетской мегасинеклизы. Затем, по мере развития трансгрессии, область прибрежной равнины мигрировала на юг и восток.
Большую часть территории исследования занимало море глубиной не более 25 метров. В это время на этой территории шло накопление отложений зимнего горизонта, характеризующегося гравелито-глинисто-песчаным составом. После поздне-плинсбахской трансгрессии режим осадконакопления изменился, начал формироваться левинский горизонт, представленный преимущественно глинами.
В конце позднего плинсбаха произошло обмеление морского бассейна. В это время формировался шараповский горизонт. Из-за смены условий осадконакопления по сравнению с левинским горизонтом, отложения шараповского сформированы более грубым осадочным материалом.
Современное среднее содержание органического углерода в аргиллитах зимнего, левинского и шараповского горизонтов для северных районов Западной Сибири составляет 1.26 %. Источником органического вещества для вышеупомянутых горизонтов могли служить как высшая наземная растительность, так и фитопланктон. В породах зимнего горизонта преобладает аквагенное органическое вещество. В левинском и шараповском горизонтах в равных пропорциях представлено аквагенное, террагенное и смешанное органическое вещество [Конторович и др., 2013].
Снос материала в плинсбахское время шел с востока, с современных моноклиналей Внешнего пояса Западной Сибири.
Ранний тоар
В раннем тоаре, после позднеплинсбахской регрессии, произошла одна из самых крупных в ранней и средней юре трансгрессия. На смену гумидному пришел тёплый и влажный климат [Ясаманов…, 1976; Шурыгин и др., 2000] Среднегодовые температуры моря составляли 20.5 оС [Сакс, Нальняева, 1975].
В раннем тоаре на территории исследования увеличилась площадь морской седиментации. Произошло углубление моря до 25 - 100 метров. Вследствие чего сформировался выдержанный глинистый флюидоупор - китербютский горизонт.
На территории исследования для раннего тоара выделены следующие палеогеографические области (Рисунок 15):
зона открытого моря глубиной 25 - 100 метров;
море мелкое, глубиной менее 25 метров.
Область открытого моря занимала большую часть территории исследования. В это время накапливались тонкоотмученные глинистые илы китербютского горизонта. Мелкое море занимало восточную и южную части территории исследования. Современное среднее содержание органического углерода в породах китербютского горизонта составляет 0.83 %. Преобладает органическое вещество аквагенной природы.
Поздний тоар – ранний аален
В конце раннего тоара возобновление регрессии привело к некоторому обмелению морского бассейна на территории исследования. Среднегодовые температуры понизились (Берлин Т.С. и др., 1970). Понижение уровня моря во второй половине тоара привело к повышению зернистости осадочного материала, поступавшего в бассейн (Рисунок 2.4.3).
Для этого времени на территории исследования выделены следующие палеогеографические области:
зона открытого моря глубиной 25 - 100 метров;
море мелкое, глубиной менее 25 метров;
равнина прибрежная, временно заливавшаяся морем.
Сократилась область открытого моря (25 - 100 метров). В это время накапливались отложения надояхского горизонта, представленные песчаниками мелководного и прибрежно-морского генезиса и алевролитами. Глинистость горизонта возрастает в западном направлении. Концентрация органического углерода составляет 1.75 %. Органическое вещество надояхского горизонта преимущественно аквагенной природы.
Нефтегазопроизводящие толщи
На территории исследования в отложениях нижней юры в качестве нефтегазогенерирующих толщ рассматривались левинская и китербютская свиты. Органическое вещество этих свит имеет смешанную природу. По разным оценкам доля аквагенной компоненты может составлять от 50 до 75 %. Конторович и др, 2013; Бостриков и др., 2011]. На основе данных о вещественном составе пород, а также по содержанию и генезису рассеянного в них органического вещества при моделировании нижнеюрский комплекс пород был разделен на два: зимний (левинский) (геттанг – плинсбах) и китербютский (конец верхнего плинсбаха – начало нижнего тоара). В силу сложившейся практики при проведении работ геттанг-плинсбахский комплекс пород называется зимним, а не левинским. Было принято, что нижнеюрские газогенерирующие комплексы содержат керогены IV типа (левинская свита) и III типа (китербютская свита).
В отложениях среднеюрского возраста функции нефтегазогенерирующих толщ выполняют лайдинская и малышевская свиты. Органическое вещество этих свит так же имеет смешанную природу. При моделировании среднеюрский комлекс пород был разделен на лайдинский (верхняя часть раннего тоара – аален) и малышевский (верхняя часть аалена – бат). В соответствии с результатами геохимических исследований было принято, что породы лайдинского горизонта содержат кероген IV типа, малышевского – смесь II и III типа.
В качестве верхнеюрской нефтегазогенерирующей толщи на территории исследования выступает насыщенная аквагенным и террагенным (с преобладанием первого) органическим веществом верхняя часть яновстанской свиты, верхняя часть гольчихинской свиты, баженовская свиты (поздний оксфорд – ранний берриас). При моделировании в соответствии с генезисом органического вещества было принято, что породы баженовского горизонта содержать смесь II и III типов керогена.
Генерация преимущественно газообразных углеводородов происходила в обогащённых органическим веществом породах танопчинской свиты (поздний готерив – поздний апт) и ее возрастных аналогах.
В соответствии с результатами геохимических исследований в работе было принято, что в породах танопчинской свиты содержится IV тип керогена. Характеристики органического вещества и условия осадконакопления охарактеризованы в работе [Конторович и др., 2013а]. Под генерирующим комплексом понимается совокупность обогащённых органическим веществом глин и аргиллитов, объединённых по возрастному критерию.
Восстановление тепловой истории отложений позволило оценить степень трансформации рассеянного органического вещества и восстановить исходные концентрации содержания органического углерода в аргиллитах и глинах нефтегазопроизводящих комплексов на начало катагенеза (Рисунок 47 – 53).
Керогены
Для расчетов динамики генерации углеводородов использованы керогены II, III и IV типов (Рисунок 54 – 57), которые были модифицированы таким образом, чтобы отвечать современным представлениям о соотношении в продуктах генерации жидких и газообразных углеводородов. Для учёта раннекатагенной генерации метана танопчинской нефтегазопроизводящей толщи в кинетические характеристики керогена были внесены изменения на основе балансовых расчетов изменения элементарного состава керогена [Успенский, 1954; Конторович, Рогозина, 1967; Конторович и др. 2013а].
Необходимо отметить, что именно от распределения значений водородного индекса по энергиям активации для отдельного керогена зависит время и условия реализации главной фазы нефтеобразования. Другими словами, при прочих равных условия, степень преобразованности керогена II типа будет выше, чем степень преобразованности керогена III типа.
Шкалы катагенеза и зональность нефтегазообразования
По мере погружения осадков, обогащенных органическим веществом, происходит их уплотнение, изменение пористости, проницаемости и минерального состава. Вопросами преобразования органического вещества в связи со стадийностью литогенеза, в том числе разработкой шкал катагенеза занимались И.И. Аммосов, А.В. Бочкарев, В.А. Бочкарев, Н.Б. Вассоевич, И.В. Высоцкий, В.С. Вышемирский, А.Э. Конторович, Н.В. Логвиненко, Н.В. Лопатин, С.Г. Неручев, Н.М. Страхов, А.А. Трофимук, А.Н. Фомин, M. Teichmuller, D. White [White, 1935, Спутник…, 1954; Нестеров, 1965; Страхов, 1957; Teichmuller, 1958; Страхов, Логвиненко, 1959; Аммосов, 1961а, 1961б, 1967; Вышемирский, 1963; Высоцкий, 1967; Логвиненко, 1968; Конторович, Неручев, 1971; Конторович, 1976; Конторович, Трофимук, 1976; Неручев, Вассоевич, Лопатин, 1976; Бочкарев А.В., Бочкарев В.А., 2006; Фомин, 2011] и многие другие. Сам термин «катагенез» предложил академик А.Е. Ферсман [Ферсман, 1922] для обозначения этапа литогенеза между диагенезом и метаморфизмом пород.
Новообразование жидких и газообразных углеводородов на разных стадиях катагенеза происходит неравномерно. Одним из первых на вертикальную зональность процессов нафтидогенеза обратил внимание В.А. Соколов [Соколов, 1948, 1972]. Позже этим вопросом занимались Н.Б. Вассоевич и В.А. Успенский [Вассоевич, Успенский, 1954].
В 1967 году Н.Б. Вассоевич предложил называть главной фазой нефтеобразования этап в истории погружения нефтегазопроизводящей толщи, когда наиболее интенсивно происходят процессы новообразования битумоидов [Вассоевич Н.Б., 1967]. В это же время, независимо А.Э. Конторовичем с соавторами была выделена главная зона нефтеобразования [Конторович А.Э., Парпарова Г.М., Трушков П.А., 1967; Конторович А.Э. и др., 1967].
В работе использована шкала катагенеза, предложенная А.Э. Конторовичем и А.А. Трофимуком (Рисунок 58).
История формирования Ванкорской группы месторождений
Как известно, на протяжении своего развития Западно-Сибирская низменность прошла через ряд этапов формирования. Не касаясь триасового этапа развития, рассмотрим мезозойско-кайнозойские события, приведшие к формированию Ванкорской группы месторождений.
На протяжении юрского и мелового этапов развития на территории современной Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции имели место процессы прогибания и заполнения осадочного бассейна чередующимися песчаными и глинистыми разностями осадочных пород в зависимости от колеблющегося уровня моря.
В конце юрской – начале меловой эпох на севере Западной-Сибири в условиях лавинного ритмичного заполнения глубоководно морского палеобассейна был сформирован клиноформный комплекс пород. В постаптское и кайнозойское время существовавший палеобассейн постепенно заполнялся осадками.
Как отмечалось ранее, интенсивные процессы образования углеводородов протекали с начала позднего мела до середины эоцена. Рассмотрим влияние тектонических факторов на формирование ловушек и возможные пути миграции углеводородов.
В тектоническом плане на протяжении значительной части меловой истории Ванкорское поднятие не претерпевало существенных изменений. Формирование поднятия в качестве крупной ловушки углеводородов происходило в посттуронское время. Северо-Тазовская мегавпадина испытывала тенденцию к относительному прогибанию, что привело к формированию крутого западного склона Ванкорского поднятия [Конторович В.А., Конторович Д.В., 2011], тогда как само поднятие испытывало тенденцию к относительному росту.
Ванкорское, Тагульское и Лодочное поднятия приурочены к выступам фундамента, которые никак не проявляли себя на протяжении мезозоя. На посттурон-кайнозойском этапе развития произошла активизация тектонических процессов, повлекшая движение древних блоков земной коры, что привело к дифференциации рельефа мезозойских горизонтов осадочного чехла.
Таким образом, прогибание Западно-Сибирского бассейна, и Северо-Тазовской мезовпадины, в частности, предопределило основные пути миграции в северном, восточном, и юго-восточном направлениях, в сторону Мессояхской гряды, Предъенисейской мегамоноклизы Северо-Часельской седловины. Об этом свидетельствует и распределение геологических запасов по площади исследования в апт-сеноманском и валанжин-нижнеаптском резервуарах.
Нельзя недооценивать и влияние процессов, протекавших в кайнозойскую эпоху. К сожалению, влияние их в современных пакетах бассейнового моделирования не всегда можно осуществить в полной мере.
В позднем олигоцене – начале миоцена погружение Западно-Сибирского осадочного бассейна сменилось воздыманием. Сопровождавшие этот процесс размывы палеогеновых и частично меловых отложений привели к снижению давления и температуры в очагах нефтегазообразования. В результате процессы генерации углеводородов в значительной мере замедлились.
В противовес им с новой силой заработали процессы миграции углеводородов. Воздымание отдельных блоков, приведших к формированию Ванкорской зоны, и дизьюнктивная тектоническая активность сформировали новые пути миграции и диссипации углеводородов.
Нефть и газ из различных нефтегазопроизводящих толщ могли мигрировать не только латерально, в сторону гипсометрически более высоких отметок, но также и вертикально по зонам трещиноватости и разломам.
В конце плиоцена, около 2.5 млн лет назад, произошло резкое похолодание климата в Северном полушарии. Похолодание климата привело к образованию вечномерзлых пород, что способствовало снижению температуры всего осадочного тепла. По разным оценкам до глубины 1.5 - 3.5 км были снижены пластовые температуры. Растворимость углеводородных газов уменьшилось при снижении температуры. Выделение газа в свободную форму могло дополнительно подпитывать залежи углеводородов. Осложнялся этот процесс образованием и таянием ледниковых покровов, что повышало либо уменьшало давление на осадочный чехол и также приводило к высвобождению углеводородных газов.
Наиболее значимыми факторами, (суперпозиция) совокупное влияние которых привело к формированию месторождений, в том числе и ванкорской группы, являются:
1. Наличие крупного Северо-Тазовского очага нефтегазообразования, благоприятного для формирования нефтегазопроизводящих толщ на протяжении юрской и меловой эпох, и являвшегося зоной питания.
2. Формирование по периферии очага зон нефтегазонакопления, за счет тектонических процессов.
3. Совпадение во времени формирования ловушек и интенсификации процессов нефтегазообразования.
4. Влияние размывов, похолодания климата и оледенений на дополнительную подпитку углеводородными газами существующих ловушек.