Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности верхнеюрских и неокомских отложений юго-восточной части Надымской впадины тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат геолого-минералогических наук Гурьев, Игорь Михайлович

• Гурьев, Игорь Михайлович
• кандидат геолого-минералогических наук
• 2010

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Гурьев, Игорь Михайлович

Введение.

Глава 1. Строение юрских и нижней части меловых отложений Северного Приобья.

1.1 Формирование баженовской свиты юго-восточного борта Надымской впадины и северного склона Сургутского свода.

1.2 Строение и условия формирования неокомского комплекса и ачимовской толщи Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна.

1.3 Геохимическая характеристика ОВ и нефтей Надымской впадины и прилегающих районов.

Глава 2. Геологическое строение юго-восточной части Надымской впадины.

2.1 Стратиграфия.

2.2 Тектоника.

2.3 История геологического развития.

2.4 Температурный режим недр в пределах Надымской впадины.

2.5 Нефтегазоносность.

Глава 3. Генерация углеводородных флюидов юго-восточной части Надымской впадины

3.1 Нефтегазоматеринские породы юрских и нижней части меловых отложений.

3.2 Восстановление геохимической истории формирования состава нефтей юго-восточной части Надымской впадины и прилегающих районов.

Глава 4. Миграция и аккумуляция углеводородных флюидов и консервация залежей

4.1 Условия и показатели миграции.

4.2 Природные резервуары в юрских и нижнемеловых отложениях.

Глава 5. Моделирование процессов формирования нефтегазоносности в пределах юговосточной части Надымской впадины.

5.1 Методика 2D и 3D моделирования.

5.2 Положение очага нефтегазогенерации.

5.3 Моделирование процессов миграции углеводородов.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности верхнеюрских и неокомских отложений юго-восточной части Надымской впадины»

Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн (НГБ) остается основным районом по добыче нефти и газа в России, многие месторождения находятся на заключительной стадии разработки. В связи с исчерпанием фонда крупных антиклинальных структур, с которыми связаны уникальные месторождения нефти и/или газа, поисково-разведочные работы на сегодняшний день ориентированы преимущественно на сложно построенные объекты, которые относятся, главным образом, к неантиклинальным ловушкам, а также на поиск залежей не только в меловых и юрских отложениях, но и в глубокозалегающих горизонтах палеозоя. Перспективы открытия месторождений в недостаточно изученных районах высоки.

Настоящая работа посвящена изучению условий формирования месторождений нефти и/или газа в пределах юго-восточной части Надымской впадины. Современная оценка перспектив нефтегазоносности любого района не может обойтись без комплексного применения геологических, геофизических и геохимических методов. Как инструмент для оценки перспектив нефтегазоносности в малоизученных районах применяется бассейновое 2D и 3D моделирование с привлечением данных геохимических исследований органического вещества (ОВ) и нефтей.

Геолого-геохимическое моделирование основано на главных положениях осадочно-миграционной теории образования нефти и газа: для формирования месторождений необходимы генерация, аккумуляция углеводородных флюидов и консервация залежей. Моделирование предполагает построение компьютерной модели каждого из вышеперечисленных процессов, что позволяет достигнуть понимания основных факторов, определивших развитие нефтегазоносных комплексов и сделать количественную оценку объемов образовавшихся, мигрировавших и аккумулированных углеводородных флюидов.

В настоящее время накоплено большое количество геолого-геохимической информации, которую необходимо обработать и переинтерпретировать с позиций новых достижений современных геофизических и геохимических методов исследования.

Актуальность работы, включающей элементы геолого-геохимического моделирования и направленной на оценку перспектив нефтегазоносности территорий, где объем поисково-разведочного бурения недостаточно полный, заключается в том, что удалось с наименьшими затратами выявить и оценить перспективные объекты для поисково-разведочного бурения.

Целью настоящей работы является геохимические исследования ОВ нефтегазоматеринских отложений и нефтей, обобщение геолого-геохимических и геофизических данных и оценка перспектив нефтегазоносности юго-восточной части Надымской впадины с использованием 2D и 3D бассейнового моделирования.

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

1. изучение геологического строения и температурного режима Надымской впадины;

2. исследование ОВ пород и нефтей, выявление закономерностей распределения состава и свойств нефтей на изучаемой и прилегающих территориях;

3. выделение в разрезе нефтегазоматеринских толщ, пород коллекторов и ловушек, а также определение положения очагов генерации флюидов и путей их миграции;

4. моделирование процессов генерации, миграции и аккумуляции углеводородных флюидов и условий формирования залежей с использованием программных пакетов 2D и 3D бассейнового моделирования.

В работе защищаются следующие основные положения:

1. Органическое вещество баженовской свиты (основной нефтегазоматеринской толщи) в Надымской впадине - смешанного гумусово-сапропелевого состава, что снижает ее нефтегенерационные свойства по сравнению с центральными районами Западной Сибири, породы находятся на градации катагенеза МК1-МК2 в главной зоне нефтеобразования, выработанность их генерационного потенциала 30%. Второстепенными НГМП являются также глинистые разности котухтинской (радомская и тогурская пачки) и тюменской свит, а также нижней части неокомского комплекса.

2. Поступление углеводородных флюидов в залежи происходило в несколько этапов, что отразилось на молекулярном составе нефтей, в первую очередь на распределении изопреноидных углеводородов, которые отражают условия начальной стадии фоссилизации ОВ.

3. Выявлены основные очаги нефтегазогенерации (наиболее погруженная центральная часть Надымской впадины). Верхняя граница ГЗН проходит на глубине 1700 м. Переход из зоны нефтегенерации в зону газогенерации располагается на глубинах 40004100 м.

4. Направление миграции нефти в основном юго-западное и юго-восточное. В целом в настоящее время большая часть флюидов уже мигрировала в прилегающие районы (Сугмутское, Мало-Перевальное и Милисское месторождения). Основные перспективы связаны с юго-западной (Северо-Нумтойским и Верхне-Казымским поднятия) и центральной (Айхеттинское, Хеттинское и Омрасьюганское поднятия) частями территории.

Научная новизна.

Впервые для юго-восточной части Надымской впадины выполнен полный комплекс геохимических исследований ОВ и нефтей на современном аналитическом уровне, включающий биомаркерный анализ и пиролиз. Для оценки перспектив нефтегазоносности осуществлено 2D и 3D моделирование с использованием программных пакетов Temis Suite и Trinity. По результатам бассейнового моделирования выделены очаги и оценено время генерации углеводородных флюидов, определена величина реализации потенциала выделенных НГМП, выявлены направление миграции и ловушки для аккумуляции нефти, а также оценено количество образовавшихся и аккумулированных углеводородных флюидов и положение возможных скоплений.

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых», Гурьев, Игорь Михайлович

Заключение

По результатам комплексных гсолого-геохимических исследований с привлечением геофизических материалов, а также по 2D и 3D бассейновому моделированию в пределах юго-восточной части Надымской впадины как НГМП выделяются породы баженовской свиты, смешанного гумусово-сапропелевого состава ОВ снижающего ее нефтегенерационные свойства. Подчиненную роль играют глинистые разности котухтинской (радомская и тогурская пачки), тюменской, абалакской свит, а также нижней части неокомского комплекса. НГМП находятся в ГЗН на градациях катагенеза МК1-МК3, их генерационный потенциал выработан не полностью.

Согласно изучению состава и свойств нефтей генерация нефтяных флюидов происходила в несколько этапов: основное количество УВ продуцировала баженовская свита, заполняя ловушки южных участков. По мере вступления в ГЗН глинистых разностей ачимовской толщи заполнялись ловушки центральных и северных районов, изменяя состав алканов. Самые преобразованные НГМП тюменской и котухтинской свит в настоящее время сформировали самые легкие нефти и изменили состав бензинов.

В разрезе выделены возможные коллекторы в нижнеюрских отложениях - пласты Юн и Ю12, которые имеют преимущественно глинисто-алевролитовый состав и максимальную пористость 11,6% и проницаемость до 0,12 мД, наилучшими коллекторскими свойствами обладают южные участки. Коллекторские пласты Ю9, Юз и Юг тюменской свиты имеют максимальные коэффициенты пористости до 12,1 %, коэффициенты проницаемости до 0,49 мД и наилучшими свойствами обладают в южных районах (Ямпинская площадь). Самыми лучшими коллекторами в отложениях нижнего мела являются пласты АС] м и АСц с коэффициентом пористости до 18% и Кпр до 2,57 мД.

На изучаемой территории выделены 2 нефтяные системы: нижне-среднеюрская -нефтематеринские породы котухтинской свиты и коллекторские пласты Юц и Ю12, нефтематеринские породы тюменской свиты и коллекторские пласты Ю9, Юз и Ю2 и верхнеюрско-нижнемеловая (нефтематеринские породы баженовской свиты и глинистых разностей нижней части неокома и коллекторские пласты АСц-i и АСц).

Согласно результатам компьютерного моделирования процессов нефтеобразования очаг нефтегенерации находится на севере изучаемой территории (центральная часть Надымской впадины, а также Левохеттинская и Верхнетанловская впадины) нефтематеринские породы котухтинской свиты находятся на заключительной стадии ГЗН (градация МКз), породы тюменской свиты находятся в середине ГЗН (градация катагенеза МК2), а нефтематеринские породы баженовской свиты и нижней части неокома находятся на границе МК1-МК2. Породы котухтинской свиты вошли в главную зону в туроне (94 млн лет), тюменская свита вошла в главную зону 88 млн лет назад (конец коньякского века), а породы баженовской свиты и низов неокома вошли в главную зону в кампанском веке (78 и 75 млн лет назад для баженовской толщи и нижней части неокома соответственно). Нефтематеринский потенциал пород реализован в основном равномерно: котухтинская свита - на 40% в наиболее прогнутых частях, тюменская - на 20%, баженовская и нижнемеловая - на 30% и 25% соответственно.

Миграционные потоки, протекающие в юрско-нижнемеловых отложениях направлены главным образом в юго-восточном и юго-западном направлениях от очага генерации в сторону Сугмутского вала и Хеттинского поднятия, поэтому основные уже открытые месторождения располагаются главным образом по периферии изучаемой территории. Однако можно ожидать скопления и в пределах юго-восточной части Надымской впадины главным образом в литологически ограниченных песчано-алевролитовых ловушках пластов нижней и средней юры в центральных и юго-западных участках в районе Хеттинского поднятия, а также скопления нефти в линзовидных прослоях нижнего мела на восточных участках, где коллекторские свойства ачимовской толщи лучше. Наиболее перспективные локальные поднятия для испытания пластов нижнего мела - Ай-Хеттинское, Устьевое, Омрасьюганское, Восточно-Хеттинское и Нумтойское.

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Гурьев, Игорь Михайлович, 2010 год

1. Алексеев А.Д. Природные резервуары нефти в отложениях баженовской свиты на западе Широтного Приобья. Москва 2009 г.

2. Аплонов С.В. Палеогеодинамика Западно Сибирской плиты. Советская геология 1989 №7;

3. Атлас литолого-палеогеографических карт юрского и мелового периода Западно Сибирской равнины. Под ред. И.И. Нестерова, Тюмень 1976;

4. Артюшков Е.В, Беэр М.А. О механизме образования нефтегазоносных бассейнов Западно Сибирской плиты и Русской платформы. Геология и геофизика 1987 №11;

5. Атлас тектонических карт и опорных профилей Сибири. Ред. A.JI. Яшин. 1988;

6. Атлас геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского автономного округа. Под ред. Шпильмана В.И. Ханты-Мансийск, 2004 г;

7. Биншток М.М, Онищук Т.М, Наумов A.JI, Лю-До-Фун. К вопросу о размещении литологических залежей в Среднем Приобье. Геология и разведка нефтяных месторождений западной Сибири. Вып 64 1977;

8. Брадучан Ю.В. Нестеров И.И, Соколовский А.П. Стратиграфия мезо-кайнозойских отложений Среднеобской нейтегазоносной области. Тюмень ЗапСиб НИГНИ 1968;

9. Брехунцов А.М, Бородин В.Н, Бочкарев B.C. Условия формирования и особенности строения основных продуктивных пластов ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны, 1999 с 35-58;

10. Ботнева Т.А. Генетические основы классификации нефтей. М. Недра 1987г;

11. Беспалова Е.Б., Прогнозирование залежей нефти в ундоформной зоне неокомских клиноформных отложений Надымской мегавпадины Западной Сибири, Москва 2005 г;

12. Бочкарев B.C. Особенности строения доюрского основания Западно-Сибирской равнины // Доклады АН СССР, 1979 г том 249 №3;

13. Брод И.О., Еременко Н.А. Основы геологии нефти и газа. М. Гостоптехиздат, 1957, 480с

14. Вассоевич Н.Б. Происхождение нефти. Вестник МГУ №5 1975;

15. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти. Известия АН СССР, Геология №11 1967;

16. Влияние палеорельефа и эвстатических колебаний моря на формирование коллекторов ачимовской толщ. Геология нефти и газа 2006г №4 с22-32;

17. Величко А.А., Климаты Земли в геологическом прошлом. Москва, 1987 г;18