Геолого-структурные и термобарогеохимические условия формирования залежей углеводородов Большехетской синеклизы (Западная Сибирь) тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат геолого-минералогических наук Сухарев, Анатолий Иванович

• Сухарев, Анатолий Иванович
• кандидат геолого-минералогических наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Сухарев, Анатолий Иванович

Содержание

ВВЕДЕНИЕ:

1. Обзор и анализ ранее проведенных работ

1.1 Состояние проблемы трансформации терригенно-осадочных пород, формирования залежей углеводородов и их прогнозирование

1.2 Стратиграфические исследования

1.3 Сейсморазведочные работы

1.4 Комплексные лабораторные исследования керна и шлама

1.5 Геофизические исследования в скважинах

1.6 Испытания перспективных на углеводороды горизонтов

2. Методика работы

2.1 Литологическое описание

2.2 Минералого-петрографические исследования

2.3 Литогеохимические исследования

2.4 Термобарогеохимические исследования

2.5 Геолого-структурный анализ

2.6 Статистический анализ результатов лабораторных исследований

2.7 Факторный анализ

3. Геолого-структурные особенности и закономерности распределения залежей углеводородов Болынехетской синеклизы

3.1 Стратиграфия . '

3.2 Тектоника

4. Гидротермальный метасоматоз и его влияние на распределение залежей углеводородов

5. Термобарогеохимические условия формирования залежей углеводородов в меловом комплексе

осадочного чехла Болынехетской синеклизы

6. Состав и физико-химические свойства углеводородов (пластовые пробы нефтей)

7. Модель формирования и перспективы обнаружения залежей углеводородов Болынехетской синеклизы

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Защищаемые положения

Литература

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Геолого-структурные и термобарогеохимические условия формирования залежей углеводородов Большехетской синеклизы (Западная Сибирь)»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. Активная эксплуатация месторождений нефти и газа Западной Сибири привела к осознанию необходимости поиска новых залежей углеводородов на флангах уже разведанных месторождений, открытию новых нефтегазоносных структур. Снижение общего уровня добычи в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции требует поиска новых подходов при проведении геологоразведочных работ, учитывающих весь спектр представлений о генерации, миграции и локализации залежей углеводородов с учетом всех генетических типов постседиментационных процессов трансформации терригенно-осадочных отложений с позиции истории геологического развития региона. Особое место в спектре постседиментационных процессов трансформации породных комплексов занимает гидротермальный метасоматоз, развивающийся на этапах активизации глубинных процессов. Одним из признаков развития глубинных процессов являются структуры типа «ПКД-ИКС» (погруженные кольцевые депрессии - инверсионные кольцевые структуры), формирование которых связано с гидротермальным метасоматозом. Этот факт позволяет говорить о новых генетических типах ловушек углеводородов, что требует новых подходов к исследованию терригенно-осадочных отложений осадочного чехла Болыпехетской синеклизы.

Апробированная методика исследований позволяет картировать маломощные зоны эпигенеза, которые рассматриваются как сейсмические «шумы» и практически не фиксируются в процессе обработки результатов сейсморазведочных работ. Актуальность их исследований заключается в том, что данные зоны определяют анизотропию стратифицированных комплексов, существенно влияют на распределение и продуктивность залежей углеводородов.

Объектом исследования является меловой комплекс осадочного чехла Северо-Тазовской впадины - структуры 1-го порядка Болыпехетской синеклизы, расположенной на севере Западно-Сибирской плиты. Административно Северо-Тазовская впадина расположена в Тазовском районе Ямало-Ненецкого автономного округа, северо-восточнее районного центра — пос. Тазовский. Предметом исследования являются зоны флюидомиграции, сформировавшиеся на определенных этапах тектоно-гидротермальной активизации глубинных процессов.

Цель и задачи исследований. Целью диссертационной работы является создание структурно-генетической модели формирования залежей углеводородов в осадочном чехле Болыпехетской синеклизы, основанной на исследовании геолого-структурных и термобарогеохимических условий развития процессов гидротермального метасоматоза,

разработка критериев прогноза залежей углеводородов, основанных на сопоставлении результатов испытания продуктивных горизонтов с литогеохимическими, минералогическими и термобарогеохимическими характеристиками пород-коллекторов. Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

1. Выявление геолого-структурных факторов распределения залежей углеводородов на основе анализа результатов сейсморазведочных работ.

2. Исследование процессов гидротермального метасоматоза и их влияния на формирование залежей углеводородов.

3. Проведение термобарогеохимических исследований с целью выделения аномальных флюидоактивных зон и параметров процесса флюидизации.

4. Создание модели формирования залежей углеводородов, выделение структурных, термобарогеохимических, литогеохимических и минералогических критериев оценки перспектив нефтегазоносности флюидоактивных зон и прогнозирование характера распределения углеводородов.

Фактический материал и методика исследований. В процессе подготовки диссертационной работы использовались результаты комплексных литолого-петрофизических исследований керна и шлама 4-х площадей: Западно-Хальмерпаютинской, Пякяхинской, Северо-Хальмерпаютинской и Хальмерпаютинской. Для выявления структурных признаков распространения залежей углеводородов использовались данные по другим месторождениям и площадям, расположенным в границах Болыпехетской синеклизы (рис. 1).

Рис. 1. Обзорная схема расположения опоискованных перспективных площадей и разведанных месторождений углеводородов Болыпехетской синеклизы.

Условные обозначенш: 1 - Парусовое, 2 - Западно-Мессояхское, 3 - Восточно-Мессояхское, 4 - Ямбургское, 5 - Находкинское, 6 - Южно-Мессояхское, 7 - Северо-Хальмерпаютинское, 8 - Вадинская площадь, 9 -Юрхаровское, 10 - Перекатное, 11 - Пякяхинское, 12 - Западно-Хальмерпаютинская площадь, 13 -Хальмерпаютинское, 14 - Туколандинская площадь, 15 - Северо-Уренгойское, 16 - Лангаямская площадь, 17 - Салекаптское, 18 - Российская площадь, 19 - Тазовское, 20 - Восточно-Тазовское, 21 - Песцовое, 22 - Ен-Яхинское, 23 - Заполярное.

Обзорная схема составлена на основе схематической геологической карты доюрского комплекса Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна под редакцией А.Э. Конторовича, 2004 и схемы расположения месторождений нефти и газа Западной Сибири, созданной в Картографическом Информационном Центре ИНКОТЭК, 2003.

В основу диссертации легли результаты исследования керна и шлама из скважин Пякяхинской-2020 и Северо-Хальмерпаютинской-2051. Комплекс лабораторных исследований представлен минералого-петрографическими, литогеохимическими, петрофизическими и термобарогеохимическими методами. Термобарогеохимический комплекс исследований представлен методом термовакуумной декриптации, газовой хроматографией температурных интервалов декриптации, дифференциальным термовакуумным методом, а также хроматографией керна, шлама и пластовых проб нефтей. Рентгеноспектральным методом исследовался химический состав пород продуктивных горизонтов. С целью определения характера распределения его компонентов результаты исследований обрабатывались методом статистического анализа. Комплекс минералогических исследований включал петрографический метод исследования керна, рентгеноструктурный анализ и растровую электронную микроскопию с микрозондированием микродрузовых минеральных агрегатов в поровом пространстве пород-коллекторов. Микрозондирование проводилось с целью выделения кристаллохимических особенностей микродрузовых минеральных агрегатов. Анализ тектонического строения Болынехетской синеклизы и ее структурных элементов проводился на основе изданных и фондовых материалов сейсморазведочных работ.

Литолого-петрофизические исследования и хроматографический анализ углеводородов проводились в ЦИКиПФ филиала ООО «ЛУКОЙЛ - Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть», в г. Когалыме; термобарогеохимические исследования - в Южном Федеральном университете, в г. Ростове-на-Дону; специализированные петрографические и рентгеноструктурные исследования в Саратовском Государственном университете, г. Саратове и в Научном Центре института геологии Коми УрО РАН, в г. Сыктывкаре.

Научная новизна и личный вклад автора. Проблема трансформации терригенно-осадочных отложений была поднята еще в 60-е годы XX века в связи с необходимостью разработки общих подходов к решению проблемы их литификации. И уже в 70-е годы, с целью отразить роль гидротермального метасоматоза в данном процессе, был предложен термин «гидротермальный литогенез». Исследования, проведенные в Институте проблем нефти и газа РАН (Дмитриевский и др.) однозначно доказали определяющую роль геофлюидных систем в формировании месторождений углеводородов и сопровождающих их эпигенетических изменений осадочного чехла нефтегазоносных бассейнов. Основные выводы этих исследований получили свое дальнейшее развитие в работах П.Ф. Иванкина и Н.И. Назаровой (ЦНИГРИ), где решение данной проблемы рассматривалось с позиций глубинной флюидизации земной коры.

Впервые данные о термобарогеохимических параметрах нефтеобразующих флюидов, особенностях эпигенетических изменений вмещающих пород, этапах и стадиях гидротермального литогенеза были получены сотрудниками Ростовской школы исследователей флюидных включений в процессе изучения месторождений углеводородов Северного Кавказа (Сианисян и др.). Автор настоящей работы совместно с Южным Федеральным университетом, в 2008 году впервые применил комплекс термобарогеохимических методов для исследования флюидоактивных зон и оценки их влияния на характер распределения залежей углеводородов на севере Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Анализ результатов комплексных лабораторных исследований показывает, что в процессе накопления терригенно-осадочных отложений мелового комплекса и в постседиментационные этапы их трансформации активное участие принимали эндогенные процессы, интенсивность которых увязывается с периодами альпийского этапа тектоно-гидротермальной активизации на севере ЗападноСибирской плиты. Впервые был проведен большой объем термобарогеохимических исследований в комплексе с литогеохимическими и минералогическими методами, результаты которых позволяют рассматривать структуры типа ПКД-ИКС как элементы тектоно-гидротермальных систем. Было установлено, что в процессе развития гидротермального метасоматоза, во флюидоактивных зонах, в структурах типа «ПКД-ИКС» в зависимости от термобарических и геохимических параметров в системе «порода-флюид», по первичным седиментогенным коллекторам формируются вторичные флюидоупоры, а первичные седиментогенные флюидоупоры трансформируются во вторичные коллекторы. Научная новизна исследований заключается в том, что впервые на севере Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции в меловом комплексе осадочного чехла Болынехетской синеклизы выделен новый генетический тип ловушек углеводородов — гидротермально-метасоматический.

Автором, начиная с 2007 года, была проведена систематизация и анализ результатов комплексных лабораторных исследований проб керна и шлама из 42 скважин 7-ми площадей, в том числе, хроматографического, рентгенофлюоресцентного, петрографического и рентгеноструктурного анализов, определения коллекторских свойств, состава и физико-химических свойств пластовых проб УВ. В 2008 году автор обосновал необходимость проведения комплекса термобарогеохимических исследований, что позволило в период 2008-2010 годов провести исследования 237 проб шлама из 4-х скважин и 148 проб керна из 13 скважин. Автор лично провел на растровом электронном микроскопе анализ пород-коллекторов берриас-валанжинских продуктивных горизонтов Пякяхинской площади. В процессе исследований было сделано более 150 РЭМ-снимков и до 600 точек микроанализа микродрузовых минеральных агрегатов в поровом пространстве 55 проб пород-коллекторов из 16-и скважин Пякяхинского месторождения.

Научные результаты, выносимые на защиту.

1. Установлены геолого-структурные особенности локализации залежей углеводородов, заключающиеся в том, что наиболее перспективные на углеводороды площади располагаются над центральной частью погребенных структур доюрского комплекса, а характер распределения наиболее продуктивных залежей углеводородов в разрезе неокома зависит от структур типа ПКД-ИКС.

2. Выявлены закономерности распределения залежей углеводородов в зависимости от развития процессов гидротермального метасоматоза, которые обуславливают трансформацию первичных терригенно-осадочных пород с образованием эпигенетических флюидоупоров и коллекторов, представляющих гидротермально-метасоматический тип ловушек УВ.

3. Установлены оптимальные термобарогеохимические условия формирования залежей углеводородов, заключающиеся в том, что наиболее продуктивные нефтегазовые скопления формируются на прогрессивной и низкотемпературной регрессивной стадиях гидротермального метасоматоза.

4. Создана структурно-генетическая модель формирования залежей углеводородов и разработаны на ее основе критерии прогноза перспективных площадей в меловом комплексе осадочного чехла Большехетской синеклизы.

Апробация работы и публикации. Впервые методика исследований гидротермального метасоматоза терригенно-осадочных пород термобарогеохимическими была апробирована на Северо-Хальмерпаютинской-2051, затем на Западно-Хальмерпаютинской2014 и скважинах Пякяхинской площади. Результаты этих исследований подтвердили

эндогенную природу структур типа ПКД-ИКС и их связь с этапами тектоно-гидротермальной активизации на севере Западно-Сибирской плиты. Предположение об эндогенной природе данных структур в противовес доминирующей седиментогенной гипотезе было впервые изложено соискателем в статье «Метасоматиты верхней части осадочного чехла Болынехетской синеклизы». Ее основные тезисы докладывались в 2008 году на V Всероссийском литологическом совещании «Типы седиментогенеза и литогенеза и их эволюция в истории Земли», ИГГ УрО РАН, г. Екатеринбург.

В статьях «Тектоно-гидротермальные системы Северо-Хальмерпаютинской площади» и «Метасоматиты по отложениям мелового комплекса Верхнеиндикъяхской впадины Болынехетской синеклизы» были опубликованы результаты минералогических и термобарогеохимических исследований терригенно-осадочных пород мелового комплекса Северо-Хальмерпаютинской и Пякяхинской площадей. Тезисы о широком развитии эпигенетических процессов по отложениям осадочного чехла Болыпехетской синеклизы опубликованы в сборнике VIII Уральского литологического совещания «Актуальные вопросы литологии», ИГГ УрО РАН, г. Екатеринбург, 2010 гг.

На конференции «Минеральные индикаторы литогенеза» в Институте геологии Коми НЦ УрО РАН (Сыктывкар, 2011) сделан доклад на тему: «Минералы-индикаторы наложенного эпигенеза Болыпехетской синеклизы». На совещании «Глины, глинистые минералы и слоистые материалы» в ИГЕМ РАН (Москва, 2011) сделан доклад на тему: «Смектит-гидрослюдистые образования вторичного цемента песчаников и продуктивность газоконденсатных залежей неокома Болыпехетской синеклизы (Западная Сибирь)». В докладах были отмечены кристалл охимические особенности парагенетических минеральных ассоциаций в поровом пространстве пород-коллекторов и дана общая оценка их влияния на продуктивность залежей углеводородов. В статье «Пострифтогенные процессы в Болыпехетской синеклизе и характер распределения углеводородов (Западная Сибирь)» дано расширенное обоснование смены минеральных парагенезисов с изменением термобарических параметров в системе «порода-флюид» на этапах активизации глубинных процессов.

В 2012 году, на Российском совещании «Диагностика вулканогенных продуктов в осадочных толщах» в Институте геологии Коми НЦ УрО РАН в г. Сыктывкаре и на VIII научных чтениях памяти выдающегося ученого-геолога, члена-корреспондента АН СССР, профессора Михаила Владимировича Муратова «Проблемы региональной геологии Северной Евразии» в МГРИ-ГГРУ в г. Москве сделан доклад на тему: «Признаки гидротермально-эксгаляционных процессов в верхнемеловых отложениях осадочного чехла Северо-Тазовской впадины (Западная Сибирь)». В основу доклада легли результаты исследования хемогенных отложений позднемелового без сеномана этапа

осадконакопления Северо-Тазовской впадины и установлена связь характера распределения ряда химических элементов в данных отложениях с литогеохимическими аномалиями в берриас-валанжинских отложениях неокома, в основе которых лежит зона дилатансии, выделенная термобарогеохимическими методами. На Международной научно-практической конференции «Новые геотехнологии для старых провинций», г. Тюмень, 2013 г, была рассмотрена проблема анизотропии продуктивных горизонтов с позиции развития эндогенных процессов и предложен комплекс методов ее решения.

Основные положения диссертации опубликованы в межвузовском научном тематическом сборнике «Литология и геология горючих ископаемых» издательства Уральского Государственного Горного университета, г. Екатеринбург, и в журнале «Известия ВУЗов. Северо-Кавказский регион. Естественные науки» издательства СКНЦ ВШ ЮФУ, г. Ростов-на-Дону.

Всего подготовлено к изданию и опубликовано 15 статей, из них 2 — в издательстве, входящим в перечень ВАК. Результаты исследований представлены в отчетах ЦИКиПФ филиала ООО «ЛУКОЙЛ - Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть», по программе НТР ГРР ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь».

Теоретическая и практическая значимость работы. Обоснование эндогенной природы структур типа «ПКД-ИКС» и их связь с миграцией глубинных флюидов имеет важное теоретическое значение. Эти структуры автором данной работы рассматриваются как активные зоны генерации, миграции и локализации углеводородов.

Особенностью строения данных структур является сочетание локальной синклинали в ее основании (ПКД) и антиклинали в ее кровле (ИКС). Стратификация внутриструктурных горизонтов нечеткая. Обязательным элементом замковой части структуры ПКД является зона потери корреляции (ЗПК), деструктивно пересекающая нижележащие стратифицированные отложения. ПКД представляют собой погребенные фумарольные поля, в зоне развития которых имел место активный вынос вещества с образование депрессионных воронок. По мере снижения тектоно-гидротермальной активности глубинных процессов, выносимое из недр вещество, заполняя депрессионную воронку, формировало ИКС. Механизм накопления осадочного материала аналогичен деятельности грязевых вулканов.

Из опубликованных источников взята информация о РТ-параметрах и составе катализаторов, при которых идет синтез углеводородов. Данные термобарогеохимических и литогеохимических исследований пород осадочного чехла позволяют говорить, что подобные параметры имеют место и в исследуемых природных комплексах. Источником углерода является как рассеянное в терригенно-осадочных отложениях углефицированное

органическое вещество, так и углеводородные газы (метан и др.), входящие в состав глубинных флюидов и флюидных включений в породных комплексах. Поступление свободного водорода обеспечивается глубинными флюидными потоками, а также из флюидных включений в породных комплексах. Это дает основание утверждать, что во флюидоактивных зонах идет активный синтез углеводородов. Рудная специализация метасоматитов обеспечивает зону синтеза соответствующими катализаторами.

Активизация глубинных процессов ведет к глубокой трансформации пород осадочного чехла, в основе которой лежат процессы гидротермального метасоматоза. Изменение термобарических параметров в системе «порода-флюид», связанное с внедрением глубинных флюидов, запускает механизм разрушения первичных седиментогенных комплексов и формирования новых генетических типов пород. На этом этапе, первичные терригенно-осадочные комплексы приобретают вторичные свойства, которые в зависимости от интенсивности их трансформации, могут приобрести свойства, как вторичных коллекторов, так и вторичных флюидоупоров. При этом, в зависимости от путей миграции флюидных потоков, новообразования залегают, как согласно стратифицированным отложениям, так и деструктивно им, что говорит о новом генетическом типе ловушек углеводородов, исследования которых нацелены на решение практических задач, в том числе анизотропии продуктивных горизонтов.

Благодарности. Автор выражает искреннюю благодарность своему научному руководителю и наставнику, заслуженному деятелю науки РФ, профессору, доктору геол.-мин. наук Труфанову В.Н. За активное участие в организации исследований и консультации - профессору, доктору геол.-мин. наук Гамову М.И.; профессору, доктору геол.-мин. наук, действительному члену РА ЕН Коробову А.Д.; начальнику ЦИКиПФ -заместителю директора филиала ООО «ЛУКОЙЛ - Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» по геологии Бружесу В.Л, главному геологу ЦПиМГРР (2012) кандидату геол.-мин. наук Лебедеву А.И. За понимание и моральную поддержку особая благодарность выражается профессору Уральского государственного горного университета доктору геол.-мин. наук Алексееву В.П., доктору геол.-мин. наук Института геологии Коми НЦ УрО РАН Юдовичу Я.Э., первому заместителю генерального директора по научной работе в области геологии ООО «КогалымНИПИнефть» (2012) кандидату геол.-мин. наук Федорову Ю.Н, начальнику отдела лицензирования и геологоразведочных работ ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» Мордвинцеву М.В.

1. Обзор и анализ ранее проведенных работ

Обзор ранее проведенных работ сделан на основе изданных и фондовых материалов. В процессе анализа использовались материалы, обзор которых был составлен сотрудниками научно-исследовательских организаций, участвовавших в исследованиях в рамках договоров с ООО «КогалымНИПИнефть» (с 2011 года - филиал ООО «ЛУКОЙЛ -Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени). За основу анализа проблемы трансформации терригенно-осадочных отложений, взят обзор материалов, обобщающих проблему катагенеза, любезно предоставленный Е.А. Предтеченской (2011), на основе которого она успешно защитила диссертационную работу на соискание степени доктора геолого-минералогических наук (Екатеринбург, 2011). Исследования эпигенетических процессов в границах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции наиболее детально проводились в Шаимском районе. В основу анализа легло обобщение по данной проблеме, проведенное доктором геол.-мин. наук, действительным членом РА ЕН, профессором А.Д. Коробовым с соавторами (2003). Обобщение результатов палеонтологических исследований сделано на материале, вошедшего в отчет по результатам палеонтолого-биостратиграфических и геохимических исследований керна и шлама скважины Хальмерпаютинская-2099 (Шурыгин, 2006).

1.1 Состояние проблемы трансформации терригенно-осадочных отложений, формирования залежей углеводородов и их прогнозирование

В рамках разработки общей концепции литогенеза, с целью решения практических задач для поисков полезных ископаемых, в начале второй половины 20-го века мировое научное сообщество сконцентрировало свое внимание на решении проблемы трансформации осадочных отложений в постседиментационный период их литификации. Результаты этих исследований нашли свое отражение в трудах многих отечественных и зарубежных исследователей. Тем не менее, основной проблемой, осложняющей решение поставленной задачи, является и остается проблема терминологии: отсутствие общих подходов для обозначения зон, стадий и этапов трансформации породных комплексов, понимания взаимосвязи геологических процессов. Многие вопросы остаются дискуссионными. Особо остро эта проблема встает в процессе исследования закрытых регионов, таких как Западная Сибирь. В условиях, когда имеет место ограниченный объем доступного для изучения материала, а процессы трансформации растянуты в масштабах геологического времени, в решении геологических задач начинает

превалировать субъективный фактор. Особую актуальность данная проблема приобретает в процессе исследования породных, в частности терригенно-осадочных комплексов, претерпевших только начальные стадии трансформации.

В основе нерешенности многих вопросов, по мнению автора, лежат разногласия, с одной стороны, в применении терминологии, с другой стороны - в отсутствии компромисса между двумя подходами к данной проблеме. Б.А. Лебедев в своих работах делает акцент на разделение процессов катагенеза (см. стадиальный эпигенез) и эпигенетической трансформации породных комплексов (Лебедев, 1992). Тем не менее, несмотря на острые дискуссии и референдум, проведенный в конце прошлого столетия, единая шкала для зон преобразования пород до сих пор не установлена. Компромиссом считается принятие термина «вторичные изменения» и «ранний метаморфизм», предложенные Л.В. Пустоваловым. Термин «вторичные изменения» в принципе возвращает дискуссию в исходную точку. Данный термин всеобъемлющий, включает весь спектр процессов трансформации породных комплексов, в том числе и <<ранний метаморфизм». Все процессы трансформации, приводящие к изменению первичных свойств вещества: литификация песков (литогенез), образование из них гнейсов (метаморфизм) или их разрушение (гипергенез), являются «вторичными изменениями».

Первые две стадии: гипергенез и седиментогенез, трактуются всеми однозначно и дискуссий не вызывают. Трактовка термина «диагенез» вышла на позицию 2-х подходов. Большинство зарубежных исследователей к диагенезу относят все изменения осадков вплоть до метаморфизма. С позиции отечественных исследователей диагенез рассматривается, как начальная, но самостоятельная стадия трансформации дезинтегрированного осадка в осадочную породу и сменяющуюся катагенезом и далее метагенезом. Смена стадий трансформации породных комплексов и определение их границ является основой всех дискуссий (Коссовская, 1993). Наиболее объективным, вероятно, следует считать мнение В.Н. Холодова, утверждающего, что «стадии осадочного процесса представляют собой условные подразделения идеализированной схемы и являются обозначением временной последовательности событий в общем развитии этого явления» (Холодов, 2006). Учитывая эту точку зрения, нужно признать, что границы между стадиями трансформации осадочных пород достаточно условны.

Традиционно в основе обсуждения проблемы трансформации породных комплексов лежит катагенез. По результатам сейсмических работ была установлена прямая корреляционная зависимость между степенью катагенеза осадочных пород и скоростью распространения сейсмической волны, на основании чего катагенетическая зональность по Н.Б. Вассоевичу получила свою количественную оценку. В частности установлено, что

зона протокатагенеза (ПК) характеризуется пластовыми скоростями 1,5-3,3 км/сек, мезокатагенеза (МК) - 3,3-5 км/сек и апокатагенеза (АК) - более 5 км/сек. Этим зонам соответствуют глубины 2-3; 3-4 и 4-5 км соответственно. Кроме того стадии катагенеза увязаны с преобразованностью органического вещества (OB), основанные на изменении величины отражательной способности витринита (Ro) гумусовых углей. Согласно исследованиям С.Г. Неручева, Н.Б. Вассоевича и Н.В. Лопатина (1976 г.), каждой зоне катагенеза соответствует определенная величина Ro, в частности:

• ПК при Ro до 0,3 - 0,5 соответствует градации ПК1 - ПКз;

• МК при Ro до 0,5 - 2,0 соответствует MKi - МК5;

• AK при Ro от 2,0 и более соответствует градации АК1-АК4;

На основании этого А.Г. Коссовская и В.Д. Шутов сделали выводы о том, что процессы катагенеза и метаморфизма пород носят прогрессивный характер, сопровождаются появлением новых аутогенных минералов, возрастанием плотности и потерей воды с ростом глубины захоронения. Кроме того, процессы трансформации пород на уровне минералов развиваются в изохимических условиях. Утверждения, что в основе катагенетической трансформации отложений лежит палеоглубина их захоронения, величина геостатической нагрузки и термический градиент в каждом конкретном районе, признается практически всеми исследователями. Эти утверждения имеют важное значение, поскольку практика показывает наличие фактов развития как экстремальных, так и регрессивных процессов, представленных нелинейным распределением плотности пород, содержанием кристаллизационной воды, трансформацией органического вещества и другими фактами. Вероятно, это обстоятельство побудило вышеупомянутых авторов обозначить проблему влияния «тектонических дислокаций и интрузивного магматизма» на формирование катагенетических аномалий. Вследствие развития данных факторов степень изменения органического вещества оказывается выше фоновых показателей его регионального уровня трансформации, при этом катагенетические аномалии должны повторять зоны распространения данных факторов. Впервые идею оконтуривания "аномальных" зон парагенетическим и кристаллохимическим особенностям глинистых минералов с целью прогнозирования залежей УВ высказала А.Г. Коссовская (1993).

В дополнение к положению, что в основе катагенетических преобразований лежит палеоглубина, определяющая величину геостатической нагрузки на погребенные отложения и температурный градиент района их распространения, по мнению A.A. Карцева (1969), положение границ между стадиями литогенеза также определяется характером и интенсивностью тектонических процессов, развитие которых определяется этапами активизации глубинных процессов. В продолжение темы, предложенной A.A.

Карцевым (1969), следует сказать о разработках в области тектонофаций: «естественных рядах пород по степени деформированности с характерными для них структурными парагенезисами» (Паталаха, 1985). Тектонофациальный анализ основан на выделении термодинамических зон, имеющих сложное комбинированное историко-динамическое содержание, сформированное в ходе эволюции земной коры. В зависимости от «реологического состояния вещества при определенных термодинамических условиях», выделяется четыре типа деформаций. В этой связи, по мнению Е.И. Паталахи, роль и морфология дизъюнктивных деформаций различна, что в свою очередь определяет поведение флюидов и, как следствие, условия трансформации породных комплексов.

Проблема эпигенетического изменения пород осадочного генезиса активно обсуждается в отечественной и зарубежной литературе. В 1952 году эта проблема была поставлена Л.В. Пустоваловым на 1-м Всесоюзном совещании по осадочным породам и для ее решения он выделяет три основных направления исследований (1956):

1. «Изучение общегеологической ситуации, включая фациальный и формационный анализы».

2. «Установление стадийности преобразований осадочных пород на основе минеральных парагенезисов и ассоциаций».

3. «Выявление минералов-индикаторов для каждой стадии или этапа преобразований с помощью минералого-петрографического анализа».

В последующие совещанию годы были предприняты многосторонние, комплексные полевые и лабораторные исследования ученых ведущих академических и отраслевых институтов, высших учебных заведений нашей страны. Список публикаций по данной проблеме насчитывает несколько сотен наименований. В определенной степени эти направления находят свое отражение в трудах многих исследователей. Если рассматривать «общегеологическую ситуацию» как историю геологического развития, «стадийности преобразований» как генезис породных комплексов, предложения Пустовалова актуальны и в настоящее время. В последнее время о необходимости более детального исследования вещества, установления его генетической природы с учетом истории геологического развития региона неоднократно повторяется на различных литологических совещаниях (Япаскурт, 2011).

По наличию реликтовых минералов, образовавшихся на более ранних стадиях трансформации породных комплексов, установлены факты неравномерного, пульсационного протекания данных процессов, увязывая это с изменяющимися геодинамическими условиями среды, «иногда - возвратно-поступательно» (Логвиненко, 1968). При этом нельзя не согласиться с мнением А.Г. Коссовской (1993) и О.В. Япаскурта

(2011) о том, что та современном этапе развития геологии возможности минералогических исследований далеко не реализованы».

Для выделения зон развития эпигенетических процессов А.Г. Коссовская и В.Д. Шутов (1956) предложили комплекс критериев, который включает структурно-текстурные особенности пород; состав минералов цемента; их кристаллохимические особенности; особенности трансформации кварца, полевых шпатов и акцессорных минералов. Кроме того акцентируется внимание на характеристике кристаллической структуры иллита и величине отражательной способности витринита (Яо) углей. Следует отметить, притом, что на стадии МК величина Яо витринита изменяется согласно степени трансформации глинистого цемента, характер распространения парагенезисов аутигенных минералов достаточно условный (Сафронов, 1996). В продолжение темы о тектонофациях (Паталаха, 1985), давалась геодинамическая трактовка продуктов постседиментационных изменений в зависимости от интенсивности и типа тектонических деформаций (Симонович, Япаскурт, 2003). Ряд исследователей развивали и развивают альтернативную идею, связывающую вторичные изменения пород с воздействием глубинных гидротермальных растворов различного генезиса - элизионных, магматогенных, мантийных и др. (Набоко, 1965; Коробов, 1992; Коротаев, 1990; Иванкин, Назарова, 2001,2005; Петрова, 2005 и др.).

Обобщение результатов исследований трансформации осадочных пород с позиции ката-метагенеза показывает, что суждения о РТ-условиях приводятся на основе косвенных представлений. Нет основания отрицать, что фактический гипсометрический уровень нахождения породных комплексов, как и палеотемпературный градиент, отражают последствия последнего тектонического этапа активизации недр. Равновесие ассоциации парагенетических минералов контролируется термобарогеохимическими условиями в системе «порода-флюид». Нелинейное распространение величины Яо при трансформации ОВ, объем разбухающих пакетов в смешаннослойных образованиях, литогеохимические аномалии и другие факты более логично объясняется с гидротермально-метасоматической позиции, нежели катагенеза. Как уже отмечалось ранее, процесс катагенетической трансформации развивается линейно в изохимических условиях системы, что не предполагает нелинейное распределения признаков трансформации отложений.

Первые представления о роли гидротермально-метасоматических процессов при трансформации осадочных пород были высказаны группой авторов в 70-х годах XX в1 и (Тимофеев, Щербаков, 1972; Тимофеев и др., 1979), которые предложили термин «гидротермальный литогенез». При определенных РТ-условиях, парагенетические минеральные ассоциации, формирующиеся в процессе гидротермального метасоматоза, имеют место и при трансформации осадочных пород в условиях регионального катагенеза. Однако в составе вторичных гидротермальных минералов имеются и

существенные отличия, зависящие от конкретных РТ-условий их образования. Еще ранее, в 1953 г, при исследовании гидротермально измененных пород месторождения Вайракей в Новой Зеландии А.Стейнер показал, что 250-метровая толща вулканогенно-осадочных пород под воздействием горячих - выше 300°С, хлоридно-натровых растворов превращается «в ассоциацию глиписто-цеолит-адуляровых новообразований», формирующих вертикальную зональность (сверху вниз): зоны сернокислотного выщелачивания —* аргиллизации —* цеолитизации —► фельдшпатизации. Позднее С.И. Набоко с соавторами (1965) на Паужетском месторождении Камчатки выделили пять метасоматических зон, характеризующихся определенными парагенетическими минеральными ассоциациями, развивающимися при определенных температурах (Т°С):

1. Зона кислотного выщелачивания: каолинит + лимонит + опал, каолинит + опал + алунит, каолинит + монтмориллонит + опал + пирит.

2. Зона аргиллизации и цеолитизации: монтмориллонит + анальцим, монтмориллонит + анальцим + морденит. Т 20-150°С.

3. Зона цеолитизации и фельдшпатизации: ломонтит + адуляр, ломонтит + адуляр + альбит. Сопутствующие минералы: кальцит, кварц, хлорит, монтмориллонит, сфен, эпидот, пренит. Т 100-250°С.

4. Зона пропилитизации: кальцит + хлорит + пирит, кальцит + хлорит + пирит + ангидрит, кальцит + хлорит + пирит + гидросерицит, кальцит + хлорит + пирит + ломонтит. Сопутствующие минералы: ломонтит, альбит, кварц, сфен, апатит, пренит, эпидот. Т 150-320°С.

5. Зона окварцевания: кварц + адуляр + апатит + сфен, кварц + гидрослюда + кальцит + пирит. Т 350-400°С

Детальное рассмотрение динамики гидротермально-метасоматических процессов дало возможность выделить прогрессивный, экстремальный и регрессивный этапы минералогенеза (Трухин, Петрова, 1976). В развитие этих представлений А.Д. Коробов (Коробов и др., 1992), применив методы термобарогеохимии, детально рассмотрел особенности гидротермального минералогенеза пород на Паужетском месторождении. По температурам гомогенизации флюидных включений он установил следующий порядок кристаллизации вторичных минералов: актинолит-кварц (310-300°С); гранат-кварц (320-300°С); кварц-альбит-кальцит (310-290°С); кварц-эпидот-кальцит (320-280°С); кварц-ломонтит (275-190°С); кварц-хлорит-кальцит (180-170°С); кварц-адуляр (195-175°С); леонгардит-кальцит (180-170°С); кварц-морденит-кальцит (135-90°С); клиноптилолит-кальцит (110-80°С); прожилковый кальцит (150-50°С). Из этих данных следует, что минеральные ассоциации гидротермального метасоматоза формируются в широком интервале температур от 300-350 до 100-80°С, что подтверждается и результатами других

исследователей на Мутновском, Паужетском, Океанском, Паратунском и других месторождениях (Словцов, 1996; Рычагов и др. 1993; Трухин, Петрова, 1976).

В двух фундаментальных монографиях П.Ф. Иванкина и Н.И. Назаровой (2001,2005) проблема эпигенетических изменений осадочных толщ и их роли в петрорудогенезе, солеи нефтеобразования детально рассмотрена с позиций глубинной флюидизации земной коры в окислительно-восстановительных условиях. На примере Прикаспийского и Западно-Сибирского нефтегазоносных бассейнов показаны особенности петроминералогенеза, нефте- и рудообразования, заключающиеся в гидротермально-метасоматическом изменении исходных сульфидоносных пород с рассеянным органическим веществом, что в конечном итоге приводило к формированию рудных и нефтегазовых залежей в осадочном чехле. Основным процессом гидротермального литогенеза считается слюдисто-альбит-кварцевое замещение алевропелитов, сменяющееся по вертикали их пропилитизацией, цеолитизацией и аргиллизацией. Выделяются пять зон гидротермально-метасоматического изменения пород с интервалом температур от 400-500°С до 100-120°С и закономерной сменой восстановленных водород-углеводородных флюидов на существенно окисленные углекислотно-водные растворы. На многих месторождениях установлен многостадийный режим минералогенеза, связанный с пульсационной динамикой гидротермальных систем. Во всех случаях наблюдается специфическая вертикальная зональность вторичного минералогенеза.

Возможность идентифицировать и расшифровать динамику вторичных процессов позволяют методы исследований геохимических систем флюидных включений, разработанные Н.П.Ермаковым, Ю.А.Долговым, Г.Г.Леммлейном, А.И.Захарченко, В.А.Калюжным, В.Ф.Лесняком, В.Н.Труфановым, Э.Рёдцером и другими отечественными и зарубежными исследователями. Данные методики имеют ряд преимуществ по сравнению с иными способами изучения минералообразующих сред, в частности:

1. Использование в качестве тест-объектов «законсервированных» в минералах включений истинных минералообразующих растворов.

2. Высокая чувствительность и разрешающая способность определения температур и давлений среды минералообразования.

3. Возможность применения практически к любым минералам, породам и рудам, что позволяет получать данные по большому числу объектов.

4. Широкое использование различных автоматизированных устройств и приборов, исключающих субъективные ошибки экспериментов.

Н.П. Ермаковым и Ю.Д. Долговым (Ермаков, 1972; Ермаков, Долгов, 1979) впервые было обращено внимание исследователей на прикладное значение термобаро-геохимического анализа природных объектов. Начиная с 70-х годов прошлого века, это

направление в области изучения флюидных включений становится все более значимым и доминирующим. В научно-методическом плане важным шагом вперед является переход от раздельного изучения минералов и находящихся в них флюидных включений к комплексному исследованию природных систем «минерал-порода-флюид» «в их диалектическом единстве и противоречии» (Труфанов, 1979).

Это новое направление прикладной термобарогеохимии находится в полном соответствии с современной концепцией глобального развития в земной коре флюидных геодинамических систем, наиболее полно изложенной в фундаментальных работах П.Ф. Иванкина и Н.И. Назаровой и последовательно развиваемой представителями научной школы академика А.Н. Дмитриевского (Дмитриевский, 1997). Об этом же свидетельствуют и материалы, прошедшей в апреле 2008 года, Всероссийской конференции «Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть, газ и их парагенезы», в которых большинство ведущих отечественных ученых признают доминирующую роль процессов флюидизации осадочных и метаморфических пород в формировании, в частности залежей углеводородов.

Универсальность методов термобарогеохимии позволяет использовать их для определения термобарических условий формирования месторождений самого различного генетического типа. Многолетние исследования Э.С. Сианисяна позволили предложить классификацию генетических типов флюидных включений в осадочных породах, отражающую специфические особенности, характерные для генезиса и формирования осадочных пород, подтвердив «целесообразность комплексного изучения гидрогеологических и геотермических проблем в историческом аспекте в связи с нефтегазоносностъю недр» (Сианисян, 1994). Газово-жидкие включения являются универсальными объектами для исследования процессов трансформации породных комплексов в силу их широкого распространения. Уровень флюидонасьпценности может указывать на генерационные свойства осадочных пород. Законсервированные в терригенных обломках флюидные включения при их трансформации как при катагенезе, так и в зонах развития эндогенных процессов, могут являться одним из источников свободного водорода и углеводородов.

Исследования проб пластовых нефтей позволили рассчитать температуры термодинамического равновесия алкилбензолов (CgHio) для месторождений, относящихся к трем типам структур: впадин краевых частей платформ, впадин герцинской и альпийской фаз складчатости. Расчеты показали температуры выше 330°, причем Т°С равновесного состояния алкилбензолов альпийской фаз складчатости «варьируют от 1000 до 2000°С в условиях порядка 150-400 км» (Бойко, Чекалюк, 1965). Т°С реакции изомеризации бутанов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции «находится в

пределах 364-990 по Б.Л. Молдавскому и по Б.Т. Бруксу» (Черченко, 1961).

Как видно из расчетов, ряд углеводородов могут генерироваться в аномальных РТ-условиях, что подтверждается анализом вытяжек из свежих пеплов и вулканических газов (Мархинин, 1985). В этой связи, ряд исследователей предлагают «пересмотреть роль траппового вулканизма в генерации углеводородных газов» (Симанович, Япаскурт, Горбачев, 2010). Следует отметить, что на территории Западной Сибири в районе тройного сочленения Колтогорско-Уренгойского и его дериватов (Добрецов, 1997) расположен один из центов пермо-триасового траппового вулканизма. Учитывая его объемы, а также долю граувакковой составляющей, представленную эффузивами, в перекрывающих его терригенных отложениях, объем законсервированных флюидных включений уникален. В процессе трансформации данных породных комплексов происходит их высвобождение. Например, процесс серпентинизации сопровождается выделений водорода и метана (Дмитриевский и др., 2002).

В настоящее время разрабатывается модель «корового волновода», основанная на действии двух «поочередно происходящих процессов: дилатансии и компакции» (Дмитриевский, Баланюк и др., 2002). В основе механизма лежат тектонические процессы, при активизации которых происходит дилатансионное расширение порового пространства и всасывание в разреженное пространство флюида. В дальнейшем, при сжатии системы происходит отжатие флюида в поровое пространство вмещающих породных комплексов или в зоны трещиноватости. Данный механизм позволяет объяснить проблемы аномально высокого пластового давления (АВПД) и концентрацию углеводородов в ограниченном объеме (Дмитриевский, 2004).

Новые данные об источниках углеводородов и свободного водорода позволили развиться новым представлениям о формировании залежей углеводородов, базирующихся на «глубинно-фильтрационной модели нефтегазообразования и нефтегазонакопления в земной коре» (Тимурзиев, 2007). В основе глубинно-фильтрационной модели лежит трещинная среда «коровых волноводов», формируемая тектоническими процессами и обеспечивающая движение флюидов, в том числе гидротермальных. Их вертикальная миграция приводит к формированию вертикальных зон эпигенетической трансформации породных комплексов. В пределах Западной Сибири и Болыпехетской синеклизы в частности, имеют место сдвиговые поля субмеридионального сжатия и сбросовые поля напряжений, что позволяет говорить но высоком энергетическом потенциале флюидодинамических систем, сложном напряженно-деформированном состоянии нефтеконтролирующих обьектов и неоднородно-анизотропном строении коллекторов» (Гогоненков, Тимурзиев, 2011; Тимурзиев, 2012). На основе полученных результатов, по мнению ряда исследователей, «очевидны практические выводы, имеющие всюкное

прогнозно-поисковое значение для недропользователей Западной Сибири» (Тимурзиев, Шумейкин, 2010). Особо отмечаются приразломные блоки в пределах структур горизонтального сдвига.

Концепция глобального развития в земной коре флюидных геодинамических систем в определенной степени нашла свое подтверждение в процессе исследования Шаимского района Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (Лац, 2009). Здесь выявлены складчато-разрывные дислокации платформенного чехла. Наличие дуплексов или близких к ним по конфигурации тел (Иванов, Федоров, Коротеев и др., 2006), является доказательством достаточно интенсивной тектоники района, с развитием которой связано, в первую очередь, формирование дилатансионного разуплотнения пород и последующими процессами их гидротермальной переработки. Зоны дилатансионного разуплотнения представляют собой протяженные линейные пояса или локальные изометричной формы аномалии. Данные аномалии классифицируются как погруженные кольцевые депрессии - инверсионные кольцевые структуры (ПКД-ИКС). Предполагается пространственная связь между зонами проявления тектонической активности, контролирующих гидротермальную деятельность и участками развития вторичных коллекторов, а также достаточно тесную взаимосвязь условий формирования и размещения залежей углеводородов в доюрском комплексе Шаимского района с эпохами тектонической активизации в регионе в позднем мезозое - кайнозойское время, в т.ч. в неотектонический этап. Структуры типа «ПКД-ИКС2 широко распространены и на севере Западной Сибири, также являясь одним из критериев локального прогноза нефтегазоносности (Бородкин и др., 2006).

Помимо тектонических, к коллекторообразующим факторам относятся и гидротермально-метасоматические процессы. Исследования показали, что резкое улучшение фильтрационно-ёмкостных свойств пород шеркалинской свиты, связано с гидротермальной проработкой пласта. При этом происходит разрушение неустойчивых минералов с образованием диккит-каолинит-кварцевой парагенетической ассоциации. В результате гидротермальной проработки возникает вторичная пористость, формируя порово-кавернозный коллектор, который может быть отнесён к новому классу вторичных коллекторов гидротермального происхождения (Зубков и др., 1991). При этом выделяется два этапа развития метасоматического процесса: прогрессивный, характеризующийся формированием прожилков, сложенных диккитом и структурно совершенным триклинным каолинитом, и регрессивный, выделяемый по «залечиванию» проницаемых участков более поздними парагенетическими ассоциациями. Диккит и каолинит шеркалинской свиты изучались В.И. Белкиным и А.К. Бачуриным (1990), P.A.

Абдуллиным (1991), М.Ю. Зубковым с коллегами (1991), Ю.П. Казанским с коллегами (1993), А.Е. Лукиным и О.М. Гариповым (1994), А.Э. Конторовичем с коллегами (1995).

Структурно-генерационное, физико-химическое и изотопно-геохимическое единство диккита и триклинного упорядоченного каолинита юрских продуктивных комплексов Среднеширотного Приобья и, прежде всего шеркалинско - тюменского комплекса, свидетельствуют, по мнению А.Е. Лукина и О.М. Гарипова, о тождественном механизме их формирования путём синтеза из обогащенных кремнием и алюминием термальных растворов. Данные экспериментальных исследований по трансформационным преобразованиям слоистых силикатов при повышенных давлениях и температурах (Франк-Каменецкий и др., 1983) свидетельствуют о том, что именно триклинный упорядоченный каолинит является наиболее устойчивым из минералов данной группы, образуя самую позднюю генерацию во вторичных коллекторах (Лукин и др., 1994). Диккит, формирование которого по комплексу признаков сопряжено с наиболее высокотемпературными (260-280°С) гидротермами (Зубков и др., 1991), при последующем охлаждении в значительной мере трансформируется в триклинный каолинит. В ряде случаев процесс этого полиморфного перехода не доходил до конца. На основании сказанного, А.Е. Лукин и О.М. Гарипов (1994) считают, что диккит совместно с триклинным высокоупорядоченным каолинитом следует рассматривать как минералогический индикатор вторичных коллекторов шеркалинского типа. С поисковой точки зрения наличие диккита и триклинного каолинита как вместе, так и порознь, а также новообразованный кварц - безусловно, признаки гидротермальной переработки пород. Появление диккита, таким образом, является индикатором участия гидротерм в эпигенетическом преобразовании пород. При этом отмечают исследователи, остается открытым вопрос об источнике генерации высокотемпературных растворов. Ряд исследователей считают, что в периоды тектоно-гидротермальной активизации глубинных процессов в изолированных погребённых грабенах возникали флюидо-динамические системы, в условиях которых «не только создавались коллекторы и флюидоупоры, но и формировались углеводороды» (Коробов, 2003).

Тектоническая активность создают гидродинамическую связь между отдельными продуктивными пластами. В частности, А.Э. Конторовичем и его соавторами (1964) получены данные, позволяющие считать, что нефти вогулкинской толщи и низов тюменской свиты, образуют единую по физико-химическим характеристикам и составу углеводородов группу. Считается, что сложилась такая геологическая обстановка, в которой «разновозрастные пласты — коллекторы связаны через флюидопроводящие каналы в единые флюидодинамические системы» (Москвин и др., 2002). Нисходящая миграция флюидов, в том числе углеводородных, происходила вследствие возникновения

геобарической депрессии и «засасывания их в охлаждающиеся гидротермально — жильные резервуары, что позволило говорить о новом типе ловушек углеводородов — жильном» (Белкин, Медведский, 1987; Зубков и др., 1991; Лукин, Гарипов, 1994). Этот тип ловушек формируется за счет интенсивных вторичных изменений, подчиняющихся определенной метасоматической зональности, сопровождающей трещино- и каверно-образование при выщелачивании неустойчивых минеральных компонентов в зонах повышенной тектонической активности и деструкции при изменении термобарических условий гидротермального процесса (Коробов, 2003).

Среди работ последних лет наиболее детальное и всестороннее освещение проблемы катагенеза и стадиального анализа при литологических исследованиях было выполнено В.Н. Холодовым (2004). Проведенная этим автором ревизия всех имеющихся схем литогенеза и катагенеза в том числе, показала, что наиболее неопределенной по объему и типу процессов является стадия метагенеза. Схема Н.Б. Вассоевича, опирающаяся на зависимость величины Ro от значений палеотемператур, нарушается в случае воздействия на породы флюидных потоков. Холодов отметил значительный пробел в изучении постседиментационных преобразований в трудах ряда литологов 60-70-х годов, которые давали, в основном, качественную характеристику минеральных ассоциаций, в то время как количественные соотношения между отдельными компонентами каждой фации или стадии изменения оставались неохарактеризованными. Возвращаясь к вопросу о слабой количественной оценки процессов трансформации породных комплексов (Холодов, 2004), следует отметить исследования мезозойско-кайнозойских комплексов Предкавказья (Резников, Сианисян, 1991), где была предпринята попытка количественной оценки влияния динамокатагенетической напряженности (Дк) путем анализа зависимости между значениями отражательной способности витринита (Ro) и палеотемпературами (ПТ). Значения ПТ определялись методом вакуумной декриптации (ВД) с проведением контрольных определений методом гомогенизации. Методические исследования показывают, что температуры ВД газово-жидких включений приближаются к истинным с точностью до нескольких градусов (Сианисян, 1989; Резников, Сианисян, 1991). Результаты исследований свидетельствуют о существовании в целом «тесной связи между Ro и ПТ» (Сианисян, 1993). Основная часть значений попала в область «нормального» катагенеза отложений Терско-Каспийского прогиба. Значения, вышедшие за пределы данной области, по мнению Э.С. Сианисяна «отражают зоны повышенной тектонической активности». Аналогичные зависимости с определенными допущениями были получены по бассейну Купер-Эроманга в Южной Австралии (Bone Y., Russell N.J., 1988). В результате было установлено, что в областях динамокатагенетической напряженности показатель Дк имеет положительный знак, а «в

случае локального прогрева, особенно в зонах растяжения» (западная часть Пшекиш-Тырныауз-Аргудан-Сунженского разлома) — отрицательный. Эти данные согласуются с заключениями ряда исследователей Западной Сибири о нелинейном распределении значений Яо. В частности, в процессе исследования Тюменской СГ-6 и соседних с нею скважин было установлен нелинейный характер возрастания палеотемпературного режима и как следствие высоких значений Яо (Галушкин, Лопатин, Емец, 1996). Высокие показатели Яо витринитовых компонентов раннемезозойских пород из СГ-6 на фоне невысоких палеотемпературных градиентов большинства прочих структур ЗападноСибирской плиты «подтвердились новым фактическим материалом» (Япаскурт, Горбачев, 1997). Исследования юрского комплекса позволили выделить аномалии преобразованности органического вещества, пространственно совпадающие с зоной развития погребенного Колтогорско-Уренгойского рифта и его дериватов (Фомичев, 2000). Развитие данных аномалий следует связывать с тектоно-гидротермальной активизацией в его границах в пострифтогенные этапы развития региона. Отдельные этапы активизации были выделены на основании данных ЯЬ-Бг радиологического датирования: возраст метасоматитов, развивавшихся по раннетриасовым эффузивам составил 90-91 млн. лет (Кременецкий, Алексеева, 2004).

В процессе исследования геологических объектов отмечается одновременное развитие процессов различной генетической природы. В связи с чем, Г.И. Теодорович предложил назвать это сингенезом. Вероятно, предложенный термин образован от греческого «яипе^еМсоя» - совместное действие. Возникновение синергетики, как самостоятельного направления научных исследований, датируется 1969 годом. В основу новой парадигмы естествознания положены неравновесная термодинамика Пригожина, опирающаяся на «процессы самоорганизации вещества и фрактальностъ изучаемых объектов». После апробации ее принципов на геологических объектах, в частности на породных комплексах и минералогических ассоциациях, в начале 2000-х годов был предложен термин «геосинергетика». Особо следует отметить вклад в развитии этого направления исследования А.Н. Резникова, применяющего геосинергетический подход в нефтяной геологии с 1977 года. Отталкиваясь от анализа результатов литологических исследований, проведенного В.Н. Холодовым (2004), где было отмечено превалирование качественных характеристик в противовес количественной оценке процессов трансформации, следует сказать, что геосинергетический подход позволяет количественно оценивать во взаимосвязи и каждый в отдельности факторы, определяющие их развитие. В обосновании комплексных геологических показателей учитываются особенности геотермического, геобарического и геодинамического развития нефтегазоносных бассейнов. Методика, основанная на анализе данных о 1500 залежах из разных регионов

Земли, позволяет «изучать проявления геологических процессов в планетарном масштабе, учитывая различные параметры: экспоненциальную геохронотерму, хронобарический и хронолитобарический градиенты, хроноградиент уплотняющего давления и условный показатель динамокатагенеза» (Резников, 2008). Использование данных параметров позволяет решать различные задачи, например, для выявления закономерностей вертикального распределения залежей углеводородов различных фазово-генетических типов или прогноз их фазового состояния на глубинах, недоступных на данном этапе исследования недр.

Исследования показали, что динамика тектонических процессов играет определенную роль в эволюции нефтегазовых бассейнов. При этом необходимо учитывать не только привнос энергии, «а прежде всего снижение энергетических барьеров химических превращений и массопереноса» (Резников, 2008). Под влиянием тектонических (ударная волна, сейсмическая вибрация деформация, дилатансия и компакция) и сопутствующих (вариации электромагнитного и гравитационного полей) факторов происходит геодинамическое возбуждение системы «порода-флюид», вследствие чего активизируются процессы трансформации породных комплексов, генерации, миграции и аккумуляции флюидов, в том числе углеводородных. Методика расчета показателя динамокатагенеза была апробирована на 26 объектах от среднего плиоцена до среднего девона разных регионов Земли.

К настоящему времени накоплен уникальный массив информации, представляющий результаты исследований широкого спектра областей естествознания, охватывающих различные регионы Земного Шара. Показано, что степень трансформации породных комплексов зависит не только от глубины их погружения, но в большей степени от термодинамических факторов, контролируемых глубинными процессами. Трактовка результатов их реализации не всегда однозначна, что требует комплексного аналитического подхода. В этой связи, в исследовании геологических комплексов важным аспектом выступает геосинергетический подход, позволяющий объединить мировоззрения отечественных и зарубежных исследователей недр.

1.2 Стратиграфические исследования

Западная Сибирь относится к закрытым регионам с точки зрения обнаженности геологических комплексов. Основным и единственным методом отбора образцов пород для изучения стратиграфии региона является бурение скважин с отбором керна. Результаты литолого-фациальных и стратиграфических исследований, проведенных на более открытых сопредельных территориях, легли в основу корреляции

стратиграфических комплексов Западной Сибири. Концентрация основного объема разведанных залежей углеводородов в породных комплексах юрской и меловой систем предопределила степень изученности их стратиграфии. Более древние комплексы пород изучены в меньшей степени. В связи с чем, в данной работе приведен обзор стратиграфии только разреза юрских и меловых комплексов, базирующийся на современных представлениях о соотношении общих, региональных и литостратиграфических подразделениях мезозоя исследуемого района, сформировавшихся за последнее десятилетие и освещенных в многочисленных публикациях.

В основу данных о стратиграфических подразделениях Западной Сибири и исследуемого района, в частности, положен результат обобщения палеонтологических исследований, проведенный в процессе палеонтолого-биостратиграфических и геохимических исследований керна Хальмерпаютинской-2099, проведенных Институтом нефтегазовой геологии и геофизики Сибирского отделения РАН (Б.Н. Шурыгин, Б.Л. Никитенко, А.Н. Фомичев и др., 2006). Приведенные в данной работе стратиграфические схемы в полной мере соответствуют новейшим региональным стратиграфическим схемам мезозоя Западной Сибири, утвержденные МСК России в 2004 году [Решения ..., 2004].

В процессе литолого-фациальных и стратиграфических исследований, в границе Северо-Тазовской впадины Болынехетской синеклизы были выделены Уренгойский и Тазовский фациальные районы (ФР), а также Малохетский фациальный надрайон Усть-Енисейского ФР. На рисунке 1.1 представлены временные разрезы по профиля МОГТ и схематический сейсмогеологический разрез с фациальным районированием и основными стратиграфическими элементами района работ.

1.3 Сейсморазведочные работы

Учитывая специфику Западно-Сибирского региона, представляющего собой закрытую с точки зрения обнаженности геологических комплексов территорию, в основе исследования недр лежат сейсмические методы по профилям МОГТ: среднее расстояние между профилями составляет 15 — 20 км. со сгущением на отдельных участках до 5-10 км. Карта фактов региональных сейсмических работ - профилей МОГТ, представлена на рисунке 1.1. Кроме того, практически на всей площади Северо-Тазовской впадины проведены сейсморазведочные работы 20 по сети 1,5x2,0 км, а на Пякяхинской - ЗБ.

В результате проведенных работ в комплексе с литолого-петрофизическими и палеонтологическими исследованиями керна была выделена серия реперных горизонтов, отражающих этапы формирования осадочных бассейнов и характер залегания стратиграфических комплексов. Стратиграфическая последовательность залегания

породных комплексов фиксируется отражающими горизонтами (рис. 1.2, 1.3, 1.4). Наиболее древние отложения представлены доюрским комплексом, кровля которого идентифицируется с ОГ «А». Выше по разрезу осадочного чехла выделяется комплекс пород ранне-среднеюрского этапа осадконакопления. В идентификации группы ОГ нижней и средней юры в разных источниках отмечается несовпадение их стратификации. В частности, в процессе исследования Хальмерпаютинской-2099 группа отражений «Т4» идентифицируется с левинским, «Тг» - с лайдинским, «Т1» - с леонтьевским горизонтами (Шурыгин, 2006). По другим данным (Ордин, 2007) кровля левинской свиты (1] плинсбах) идентифицируется с ОГ «Т5», лайдинской (52 аален) - с ОГ «Тз», левинской (.Ь) - с «Тл» из группы ОГ «Т]», а собственно ОГ «Т1» - с кровлей малышевской свиты.

Временной разрез по линии регионального профиля Лк 4784032

Карта фактов региональных сейсмических работ

Временной разрез по линии регионального профиля М 3883108

Уренгойский фациалышй район Тазоаскин фацнальиый район Усть-Еннсейскнй фациалышй район

| КI /яу "| - тинга.имская спита. | К1 ] - тингалошкам спита. | К/ "! - суходудимскам спита.

| К! %п~| - шрты.искам скита; | К / грг | - мпилмрная свита. \ К; яА/ "| - нижнехетская свита;

| %! тК" ) - мегионская свита: \ К/ тцп | - мегионская свита:

Внефаниалкнме структурные подрачделени» и гтемеиты

| ¿2-3 1 - »¿расчлененный средне- I ц20| отражающий горизонт (ОП; верхний юрский кпигиекс. 1*1

Примечание: Временные разрезы спрямлены по ОГ "Н 2 ** - по кровле аалаижинского ярусам К|.

Рис. 1.1. Временные и сейсмогеологический разрезы Северо-Тазовской впадины

Группа ОГ «Б» и «Н» идентифицируют стратиграфические комплексы позднеюрско-неокомского этапа осадконакопления. Входящие в данную группу ОГ представляют кровлю следующих стратиграфических единиц: «Бз» - сиговской свита (1з кимеридж), «Б]» - внутри структурный ОГ яновстанской свиты (1з волга). Согласно тюменской стратификации кровля яновстанской свиты идентифицируется с ОГ «Б» (1з волга). По уточненным данным (Шурыгин, 2006) стратиграфический объем яновстанской свиты составляет Дз кимеридж - К1 берриас. Группа ОГ «Н5» и «Н4» идентифицируют

стратиграфические единицы мегионской свиты (К] берриас-валанжин), в частности ОГ «Н410» фиксирует ее кровлю (К) нижний валанжин). Группа ОГ «Нз» и «Н2» - заполярной свиты (К] нижний валанжин - нижний готерив), в частности, ОГ «Н200» - ее кровлю.

Пр. МОГТ 3883108 Пякяхинская-2015 Средне-Мессояхская-7

1А781ПД 1В8ЛП11 Л7ЙЛЛП Л19ЛП1А

Г&*- 1 ^"-2-1-3 Г-4

Рис. 1.2. Стратификация отражающих горизонтов (ОГ) Пякяхинской площади Условные обозначения: 1 - линии отражающих ОГ и их индексы, в т.ч., группы ОГ идентифицируются: Т1 -с кровлей малышевской (]2 верхний байос), Б3 - сиговской (.13 кимеридж), Б) _ внутри структурный ОГ яновстанской свиты (13 волга), группа Н5.4 - стратиграфические единицы мегионской свиты (К, берриас-валанжин), в т.ч. Н4'° с ее кровлей (К] нижний валанжин), группа Н3.2 - заполярной свиты (К1 нижний валанжин - нижний готерив), в т.ч. Н2°° - с ее кровлей, М - с подошвой покурской свиты (К| апт), в т.ч., М, - с кровлей нижней пачки (пласт ПК2о) покурской свиты (К] апт), Г - с подошвой кузнецовской свиты (К2 граница сеномана и турона), группа С - стратиграфические единицы часельской свиты, в т.ч. С3 - с подошвой верхнечасельской свиты (К2 кампан); 2 - разломы; 3 - поисково-разведочные скважины с диаграммами ГИС (ПС) и ее №; 4 - линия профиля МОГТ и его №.

ОГ «М» фиксирует завершение позднеюрского - неокомского и начало среднеберриасского-раннеаптского этапа осадконакопления, фиксируя подошву покурской свиты (К] апт). ОГ «М)>> фиксирует кровлю нижней пачки (пласт ПК20) покурской свиты (К) апт). ОГ «Г» - фиксирует границу сеномана и турона: завершение апт-альб-сеноманского и начало позднемелового без сеномана этапа осадконакопления, идентифицируется с подошвой кузнецовской свиты туронского яруса, а ОГ «Сз»

1.4 Комплексные лабораторные исследования керна и шлама

Основной объем исследований, включающих комплекс литолого-петрофизических методов, проводился в Центре исследования керна и пластовых флюидов (ЦИКиПФ) ООО «КогалымНИПИнефть» в рамках договоров с ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь». Исследования, не входящие в стандартный комплекс методов, проводились на основании договоров субподряда в рамках действующих договоров. В частности, термобарогеохимические исследования проводились Южным Федеральным университетом в 2008, 2009, 2010 гг. Минералого-петрографические - Саратовским Государственным университетом в 2008 г. В Научном центре Коми УрО РАН, в 2010 г был проведен рентгеноструктурный анализ 10-ти проб шлама валанжинских пород из скважины Пякяхинская-307/7г.

Объектами исследования являются керн и шлам из поисково-разведочных и эксплуатационных скважин. Методика исследования керна включает этап систематизации, предусматривающий проверку последовательности укладки фрагментов керна, с последующей распиловкой на 1/3 и 2/3 части параллельно его оси. 1/3 часть передается в территориальное кернохранилище и является неприкосновенным запасом. 2/3-я часть - после лабораторных исследований вместе с дубликатами и остатками проб передается в кернохранилище ЦИКиПФ на хранение. Срез керна фотографируется при естественном освещении и в ультрафиолетовом спектре. На основании результатов фотографирования в УФ-спектре производится разметка точек пробоотбора на хроматографический анализ с целью определения насыщенности пород углеводородами.

Комплекс литолого-петрофизических методов исследования керна включает литологическое описание с отбором проб по схеме: через 0,25 м. выбуривается цилиндр (Ь30 и Б30 мм) для петрофизических исследований. В комплексе с каждым вторым цилиндром из точки отбирается штуф на определение гранулометрического состава, карбонатности (%) и насыщенности пород углеводородами

(УВ, г/см ). В каждой

четвертой точке из данного штуфа отбирается проба на рентгенофлюоресцентный и рентгеноструктурный анализы. В связи с тем, что рентгеноструктурный анализ, проведенный в ЦИКиПФ осуществляется по валовым пробам и дает общие представления о содержании групп минералов, в данной работе результаты этих исследований не используются. С торца цилиндра спиливается пластина на петрографию. В зависимости от геологической ситуации и степени изученности определенного пласта отбираются навески пелитовой фракции для определения емкости катионного обмена (ЕКО, С>100 мг-экв/100 г. породы) цемента пород-коллекторов и образец породы для исследования порового пространства методом растровой электронной микроскопии (РЭМ) со спектрометрией.

Объектами исследования методом спектрометрии являются микродрузовые минеральные агрегаты в поровом пространстве пород-коллекторов. С целью уточнения минерального состава карбонатов и глинистых минералов отбираются единичные пробы на термический анализ.

Основной целью петрофизических исследований является определение коллекторских свойств пород, где определяются коэффициенты проницаемости (Кпр, 10"3 мкм ) и пористости (Кпо, %) по гелию и методом насыщения минерализованной водой, аналогичной пластовой. Кроме того, определяется удельное электрическое сопротивление (УЭС, Омм при 100% насыщения) и коэффициент остаточного водонасыщения (Квс, %). Расчетным путем определяются удельная и объемная плотность породы (г/см ).

Комплекс исследования шлама ограничивается его литологическим описанием с последующим отбором проб на рентгенофлюоресцентный анализ и определение насыщенности пород УВ. Пробы отбираются равномерно по разрезу через 50 м. по верхнемеловым и через 25 м. по нижнемеловым отложениям. С целью исследования всего литологического спектра пород, интервалы отбора проб сгущаются до 5 — 10 м.

Комплекс термобарогеохимических методов исследования включал метод вакуумной декриптации, газовой хроматографии температурных интервалов декриптации и дифференциальный термический анализ. Исследовались пробы керна и шлама из скважин Пякяхинской-2020п, Западно-Вадинской-1п, Западно-Хальмерпаютинской-214п и Северо-Хальмерпаютинской-2051п, а также по 3 пробы из керна пласта БУ^ , вскрытого скважинами на Пякяхинской площади. Газовая хроматография проводилась в пробах, характеризующихся контрастной картиной декриптации флюидных включений. Породные комплексы севера Западной Сибири термобарогеохимическими методами исследовались впервые, в связи с чем, данные исследования проводились в рамках опытно-методических работ.

С целью изучения наложенных процессов, в Саратовском Государственном университете проведены петрографические исследования керна с явными признаками вторичных изменений, а также рентгеноструктурный анализ пелитовой фракции песчаников из Северо-Хальмерпаютинской-2051п.

При подготовке настоящей работы использовались результаты исследований, проведенные ЦИКиПФ в период с 2005 по 2012 годы, 2281,5 м. керна из 43-х скважин 7-и площадей, в том числе:

1. Вадинской - 1 скважина.

2. Западно-Хальмерпаютинской — 1 скважина.

3. Пякяхинской - 23 скважины.

4. Салекаптской — 2 скважины.

5. Северо-Хальмерпаютинской — 2 скважины.

6. Хальмерпаютинской —12 скважин.

7. Южно-Мессояхской - 2 скважины.

Из 43-х скважин только две скважины: Пякяхинская-2011 и Хальмерпаютинская-2099, пройдены по юрскому комплексу пород с отбором керна в объеме 170,0 м. Основной объем керна представляет разрез нижнего мела. Пробы шлама, представляющие мел-палеогеновый разрез, отобраны из 25 скважин отмеченных площадей, в том числе 17 скважин с Пякяхинской площади. Частота отбора проб при бурении скважин до сеноманских отложений верхнего мела в среднем составляла 10 м. Нижележащие отложения опробовались через 5 м. При проходке по перспективным на углеводороды горизонтам - через 2 м.

1.5 Геофизические исследования в скважинах

Комплекс геофизических исследований в скважинах (ГИС) включает широкий спектр методов определения физических параметров пород. Данные исследования основаны как на изучении собственно физических свойствах пород: естественный радиационный фон, электрическое сопротивление, акустические свойства и др., так и их реакцию на наведенные воздействия: нейтронное, рентгеновское и др. Результаты данных исследований используются в различных направлениях геологоразведочных работ. В частности, акустические методы позволяют коррелировать результаты сейсморазведочных работ с данными акустического каротажа в стволе скважины, учитывая результаты исследований акустических свойств пород в пластовых условиях, созданных в лаборатории. Данные нейтронного каротажа в комплексе с другими методами ГИС используются при определении интервалов испытаний в стволе скважины перспективных горизонтов на наличие залежей углеводородов.

Стандартный комплекс методов ГИС, применяемый для привязки керна, включает гаммакаротаж (ГК, мкр/час); комплекс методов гамма-гаммакаротажа (ГГКо, усл.ед., ГГКл, г/см3, ГГКм, усл.ед.); комплекс методов измерения электрического сопротивления пород (Омм): каротаж боковой, (БК), индукционный (ИК), кажущегося сопротивления (КС); сопротивление раствора (РС); потенциал собственной поляризации (ПС, мВ). Проводится контроль диаметра ствола скважины (ДС, м.). Из данного комплекса методов, основным для привязки керна используется ГК и ПС. Принцип привязки керна основан на сопоставлении диаграммы ГК в стволе скважины с результатами замера естественного радиационного фона керна на гамма-регистраторе. Значения ПС коррелируются со структурной характеристикой породы: результаты гранулометрического анализа

сопоставляются со значением потенциала в точке пробоотбора. Аномальные значения БК фиксируют реперные прослои: угли, карбонатные породы и др.

Косвенный признак точности привязки керна дают флуктуации диаметра ствола скважины от проектного. Признак основан на литологическом факторе. В интервалах проходки по глинистым породам (аргиллитам или глинистым мелкозернистым алевролитам), фактический диаметр ствола скважины больше проектного. В песчаных -диаметр совпадает с проектным или меньше за счет формирующейся глинистой корки. Изменение диаметра ствола скважины в большей степени зависят от физико-механических свойств разбуриваемого комплекса пород.

Истинное положение керна и точек пробоотбора в пространстве определяется с учетом данных инклинометрии ствола скважины. В данной диссертационной работе данные инклинометрии использовались для построения шламограмм скважин, искривление ствола которых достигало 10 и более градусов (до 70°-80°).

1.6 Испытания перспективных на углеводороды горизонтов

Испытания горизонтов, перспективных на углеводороды (УВ), проводятся практически сразу после завершения бурения скважины и проведения геофизических исследований в его стволе (ГИС). По объективным причинам результаты исследования керна практически не используются при принятии решения на выделение интервалов испытаний. Это связано с тем, что на подготовку отчета по результатам комплексных литолого-петрофизических исследований керна требуется в среднем 4-6 месяцев в зависимости от объема работ. В связи с этим, в основе методики выбора перспективных на обнаружение залежей УВ интервалов лежат результаты ГИС. Кроме того, объем отбираемого керна ограничен. В поисково-разведочных скважинах он составляет 3-5 % от объема проходки, а в программе бурения эксплуатационных скважин отбор керна не предусматривается или отбирается в объеме менее 1% из единичных скважин в случае необходимости доизучения конкретного продуктивного горизонта. В настоящее время для принятия решения используются результаты экспресс-анализа коллекторских свойств пород (Кпр и Кпо) и фотографирования керна в УФ-спектре. В случае, если в процессе анализа материалов ГИС выделяются более перспективные интервалы, испытания проводятся вне интервала отбора керна.

Испытание в стволе скважины представляет собой многоступенчатый поэтапный процесс со сменой различных параметров, в частности: поэтапного увеличение диаметра штуцера (Б, мм.), уровня депрессии — искусственного понижения внешнего давления по отношению к пластовому, а также плотности перфорации. Вариация данными

параметрами позволяет производить расчеты запасов продукта, а также выбрать оптимальный режим его добычи, целью которого является получения максимального притока без разрушения структуры пласта.

Для интенсификации притока применяются различные методики. Наиболее распространенным является гидроразрыв пласта (ГРП), в основе которого лежит создание и фиксация искусственной трещиноватости. Немаловажное значение имеет предварительная обработка зоны испытания специальными реагентами - поверхностно-активными веществами (ПАВ), укрепляющими структуру порового пространства. В данном случае, большое значение имеет наличие информации о составе парагенетических минеральных ассоциациях, заполняющих поровое пространство пород-коллекторов, что позволяет целенаправленно применять определенные типы ПАВов. Нет сомнения, что применение ПАВов, адаптированных к определенному типу коллекторов с определенной ассоциацией минералов цемента, повысит эффективность эксплуатационных работ. Это позволяет говорить о значимости специализированных минералогических исследований, в том числе генезиса минеральных ассоциаций, как пород-коллекторов, так и флюидоупоров.

2 Методика работы

Методика диссертационной работы основана на факторном анализе, предусматривающим выделение структурных особенностей породных комплексов, вмещающих и подстилающих выявленные залежи углеводородов; обобщение результатов комплексных лабораторных исследований проб керна и шлама; анализ связей термобарогеохимических, минералогических, литогеохимических особенностей с результатами испытаний в стволе скважины перспективных на углеводороды горизонтов. На основе палеонтологических и радиологических данных о возрасте породных комплексов, литофациального анализа проведена реконструкция истории геологического развития района работ.

Методика предусматривала дополнительный отбор проб керна и шлама на основе результатов анализа литологического описания и ранее проведенных лабораторных исследований для проведения термобарогеохимических, минералогических и литогеохимических методов исследования. Полученные результаты лабораторных исследований в комплексе с ранее проведенными прошли статистический анализ. Параллельно проводился геолого-структурный анализ, основанный на обобщении и анализе результатов сейсморазведочных работ и геофизических исследований в стволах скважин (ГИС). На завершающем этапе проведен факторный анализ, обобщающий результаты исследований, проведенных на предыдущих этапах.

2.1. Литологические исследования

Дополнительное описание проводились на ограниченном объеме кернового материала, объем которого определялся по результатам оперативного просмотра фотографий керна. Целью данной работы было выделение интервалов с явно выраженными признаками эпигенетических процессов, описание признаков дизъюнктивных деформаций и отбор дополнительных проб для термобарогеохимических и литогеохимических исследований и проведения растровой электронной микроскопии. В связи с тем, что регламент работы ЦИКиПФ, утвержденный Заказчиком, не предусматривает исследований проб шлама из скважин, пробуренных без отбора керна, автор диссертационной работы провел экспресс-описание состава проб шлама из ряда скважин, пробуренных в зоне развития Пякяхинской структуры типа «ПКД-ИКС».

Комплекс литологических исследований предусматривал проверку точности привязки проб шлама. Привязка точек отбора шлама проводится в процессе бурения

скважины методом расчета движения бурового раствора по ее стволу. Проверка точности их привязки осуществлялась по маркирующим горизонтам: угленосным пачкам, стабильно трассирующимся в отложениях покурской свиты (Ki апт-альб) Северо-Тазовской впадины. Данные отложения четко выделяются на диаграмме бокового каротажа (БК, Омм.). Точность привязки проб шлама составляла 15-20 м, что сопоставимо с точностью сейсморазведочных работ. Сопоставимость гипсометрических уровней подсечения угленосной пачки, вскрытой двумя стволами Пякяхинской-2020, расстояние между которыми на уровне подсечения угольной пачки составляет до 100 м, также указывает на корректность привязки проб шлама.

2.2. Минералого-петрографические исследования

В комплекс минералого-петрографических исследований керна входят собственно петрографический метод исследования прозрачных шлифов, рентгеноструктурный анализ и растровая электронная микроскопия с микрозондированием. Петрографические исследования проводились по породам, имеющим явные признаки развития эпигенетических процессов. Основной объем работ проведен по керну скважины Северо-Хальмерпаютинская-2051 в объеме 50 шлифов. Исследования были проведены Саратовским Государственным университетом в рамках договора (Коробов, 2008).

Растровая электронная микроскопия с микрозондированием проводилась в ЦИКиПФ автором диссертационной работы с целью изучения влияния парагенетических минеральных ассоциаций в поровом пространстве пород-коллекторов на дебиты продуктивных горизонтов. Объектом исследования выступали алевритистые м/з песчаники или песчанистые кр/з алевролиты заполярной и мегионской свит, представляющих породы-коллектора продуктивных горизонтов Пякяхинской площади. Из каждого продуктивного горизонта отбирались по два образца. На каждом образце выбирались 2-3 участка с явно выраженными микродрузовыми минеральными образованиями в поровом пространстве породы. С каждого участка делался РЭМ-снимок и по 3-6 микрозондов каждого минерала, имеющего одинаковые кристаллографические формы. Основными объектами исследования методом микрозондирования были чешуйчатые микродрузовые минеральные агрегаты и отдельные кристаллы с четкими кристаллографическими формами. Общий объем исследования составил 55 проб керна из 16-и скважин Пякяхинского месторождения. Было сделано более 150 РЭМ-снимков и проведено до 600 микроанализов микродрузовых минеральных агрегатов.

Результаты рентгеноструктурного анализа, проведенного в ЦИКиПФ в составе комплекса лабораторных исследований керна и шлама, в настоящей работе не

использовались в силу методических особенностей пробоподготовки и интерпретации результатов анализа. В частности, исследовалась пелитовая фракция после дробления штуфной пробы керна с определением только 4-х групп минералов в пересчете на 100%: каолинитов, хлоритов, гидрослюд и смешаннослойных. В диссертационной работе использовались только результаты рентгеноструктурного анализа, проведенного Саратовским Государственным университетом в рамках договора на исследование керна из скважины Северо-Хальмерпаютинская-2051 (Коробов, 2008). На основании запроса Заказчика - ТПП «Ямалнефтегаз» по скважине Пякяхинская-307/7г, в Научном Центре Института Геологии Коми УрО РАН, в г. Сыктывкар, проведен анализ 10-и проб шлама из данной скважины (Юдович, 2011).

2.3. Литогеохимические исследования

Исследования рентгенофлюоресцентным методом проб керна и шлама проводились ЦИКиПФ в рамках договора с ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь». Определялись содержания основных петрогенных окислов: SO2, AI2O3, ТЮ2, Na20, К2О, Fe0+Fe203, CaO, MgO, MnO и P2O5; 24-х элементов-примесей: фтора, серы, хлора, скандия, ванадия, хрома, кобальта, никеля, меди, цинка, мышьяка, рубидия, стронция, иттрия, циркония, серебра, олова, ниобия, бария, золота, свинца, лантана, церия, урана, тория; а также потеря при прокаливании (п.п.п.). Содержания определялись до n х 10"3 %.

Отбор проб керна и шлама осуществлялся по результатам литологического описания. Пробы керна отбирались с шагом 0,5 - 1,0 м по интервалу отбора керна в виде штуфной пробы объемом до 150- 200 гр. Пробы шлама отбирались по следующей схеме:

1. С глубины 950 м до 1500 м, представляющих интервал верхнемелового без сеномана этапа осадконакопления, пробы шлама отбирались равномерно через 50 м.

2. С глубины 1500 м - равномерно через 25 м с учетом их литологических особенностей. В интервалах с контрастной сменой литологического состава, пробы отбирались через 5-10 м. Пробы с высоким содержанием углей (более 10%) в выборку не включались.

Керн из 43-х скважин был исследован рентгенофлюоресцентным методом по утвержденной схеме в полном объеме. В полном объеме проведены исследования проб шлама, представляющих отложения верхнего мела. Пробы шлама, представляющие отложения нижнего мела, исследовались только из скважин, где проведен отбор керна.

2.4. Термобарогеохимические исследования

Универсальность методов термобарогеохимии позволяет использовать их для определения условий формирования месторождений самого различного генетического типа. Начиная с 70-х годов прошлого века, это направление становится все более значимым и доминирующим. И, как показал опыт тематических исследований объектов Западной Сибири, данные методы применимы и к исследованиям месторождений нефти и газа. Вместе с тем имеющиеся к настоящему времени экспериментальные данные и некоторые теоретические положения, касающиеся вопросов исследования флюидных включений в минералах, позволяют определить и ряд ограничений существующих методик термобарогеохимического анализа для решения прикладных задач нефтегазового комплекса, которые были выявлены при выполнении тематических работ. Эти ограничения относятся, прежде всего, к невозможности применения методов гомогенизации ультрамикроскопических флюидных включений, характерных для тонкодисперсных осадочных пород. В значительной мере этот недостаток компенсируется методами вакуумной декриптометрии. Следует отметить, что при этом возникает проблема неоднозначной интерпретации эффектов газовыделения. Это связано с тем, что в исследуемых породных комплексах присутствуют практически все формы нахождения и консервации флюидных компонентов: сорбированные, поровые, фазовые, клатратные, внутримолекулярные и др. Определенный, иногда значительный вклад вносят и эффекты термической диссоциации некоторых минералов. Тем не менее, методы исследований геохимических систем флюидных включений по сравнению с иными способами изучения минералообразующих сред имеют ряд преимуществ:

1. Использование в качестве тест-объектов «законсервированных» в минералах включений истинных минералообразующих растворов.

2. Высокую чувствительность и разрешающую способность определения РТ-параметров среды минералообразования.

3. Возможность применения практически к любым породным комплексам.

4. Широкое использование различных автоматизированных устройств и приборов, исключающих субъективные ошибки экспериментов.

Именно поэтому для решения прикладных термобарогеохимических задач, как наиболее эффективные, были применены методы вакуумной декриптометрии и газовой хроматографии, разработанные сотрудниками кафедры месторождений полезных ископаемых ЮФУ (Труфанов и др., 1979, 1992, 2004). Высказанные положения легли в основу разработанной методики прикладных термобарогеохимических исследований флюидных систем в разрезах, вскрытых скважинами Пякяхинской-2020, Западно-Хальмерпаютинской-2014 и Северо-Хальмерпаютинской-2051.

Комплекс термобарогеохимических исследований за исключением определения насыщенности пород углеводородами проводился ГеоТехЦентром «Юг» в Южном Федеральном университете. Определение насыщенности пород углеводородами методом хроматографии проводилось в ЦИКиПФ филиала ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» «КогалымНИПИнефть».

2.4.1. Отбора проб и представительность анализов

Отбор проб осуществлялся по разрезу мелового комплекса. Верхний структурный этаж представлен осадочным комплексом пород палеоген-четвертичного возраста, не включенный в сферу интересов проводимых исследований. Детальность опробования определялась реальными интервалами проходки скважины с отбором керна и шлама, а также характером распределения литотипов по вскрытым скважинами разрезам на основании литологического описания породных комплексов.

В интервале глубин 1400-3550 м пробы отбирались через 50 м, в том числе, в зависимости от литологического состава исследуемых пород. В интервале 2500-3550 м детальность отбора проб могла составлять 10-30 м. С учетом изложенной выше методики, было отобрано:

1. Проб шлама - 237 штук, в том числе:

• по 1-у стволу Пякяхинской-2020 - 64 пробы в интервале 1400-3525 м.;

• по 2-у стволу Пякяхинской-2020 - 77 проб в интервале 2150-3550 м.;

• по Западно-Хальмерпаютинской-2014 - 45 проб в интервале 1750-3440 м.;

• по Северо-Хальмерпаютинской-2051 - 51 проба в интервале 1900-3570 м.

2. Проб керна -148 штук, в том числе:

• по пласту БУ18 из 2000,2001,2002,2003,2004,2007,2008,2009,2010,2012,2013 и 2015 - 36 проб (по 3-й пробы из каждой скважины);

• по 1-у стволу Пякяхинской-2020 — 12 проб, в том числе

• по 2-е пробы из пластов ПК19 и БУ21;

• по 4-е пробы из пластов БУ15 и БУ18;

• по Северо-Хальмерпаютинской-2051 - 100 проб в интервале 3250,0 - 3638,6 м.

2.4.2. Подготовка проб к анализам

Предварительная подготовка проб к анализу начинается с макро- и микроскопического исследования образцов: описания структурных и текстурных особенностей, однородности состава и строения минеральных агрегатов; установления парагенетической связи сосуществующих минералов и т. п., включает их измельчение

(дезинтеграцию) и приготовление навески пробы для выполнения анализа. Рекомендуемые и наиболее часто применяемые в практике метода пределы измельчения образца заключаются в интервале 0,1-0,5 мм с отклонениями в соответствии с насыщенностью и размером включений, которые можно установить только для прозрачных минералов. Проведенные предварительные исследования показали, что для анализируемых проб представительной является фракция с размерностью от 0,5 до 0,2 мм, величина навески 100 мг.

Пробоподготовка проводились по валовым пробам, заключалась в ее дроблении до фракции 0,1-0,5 мм, многократном квартовании до навески величиной порядка 100 мг.

2.4.3. Вакуумно-декриптометрический анализ

В исследованиях применялись вакуумные декриптографы типа ВД-5, разработанные на основе изобретения «Устройство для определения температур газовыделения». (Авторы Демин, Труфанов и др., свидетельство № 322655, 1969). Декриптограф данной модели отличается от предыдущих более высоким уровнем автоматизации анализов, применением автоматизированных блоков и узлов, расширенным диапазоном температур и скоростей нагрева препаратов, а также рядом технических усовершенствований в блоке датчика, которые обеспечивают проведение анализов в режиме динамического равновесия «откачка - натекание» в диапазоне температур от 20° до 1000° при давлении в капсуле с образцом п-Ю^-п-Ю"1 Па.

Навеска пробы помещается в капсулу прибора, соединенную через интеграционную камеру с системой вакуумирования. Методика вакуумно-декриптометрического анализа осадочных пород имеет ряд особенностей, обусловленных большим разнообразием форм вхождения в них флюидных компонентов и разной степенью консервации последних. Все эти виды флюидных фаз в условиях нагревания пробы в вакууме являются источниками различных газообразных веществ, выделения которых фиксируются на вакуумных декриптограммах. Кроме того, источником газа в условиях анализа, несомненно, являются реакции термической диссоциации, некоторые твердофазные реакции и, наконец, полиморфные превращения в минералах. Как показывают проведенные исследования, газовыделение из проб осадочных особенно тонкодисперсных пород нередко начинается достаточно интенсивно еще до нагревания капсулы с образцом: имеет место вакуумная десорбция и дегидратация. Поэтому, на первом этапе регистрируется изменение давления в интеграционной камере датчика декриптометра на ленте самописца в изотермическом режиме при выключенном нагревателе. По завершению процессов десорбции и дегидратации в изотермическом режиме, включается нагревательная система со скоростью нагрева навески пробы 5-10°/мин. Данный режим нагрева позволяет

дифференцировать разнотипные эффекты газовыделения, которые при большей скорости нагревания 20-25°/мин. могут накладываться друг на друга. С целью компенсации значительного несоответствия интенсивности разных эффектов газовыделения, анализ проводится в режиме стадийного нагревания пробы, т.е. редуктор терморегулятора при появлении интенсивного (аномального) эффекта газовыделения выключен до тех пор, пока это газовыделение не будет компенсировано откачкой. Этот прием позволяет исключить потерю информации о характере декриптации пробы при интенсивной декриптации в одних температурных интервалах и в то же время работать на пределе чувствительности в других.

Полученные кривые изменения давления в датчике прибора в зависимости от температуры служат основной информацией для последующей интерпретации результатов вакуумно-декриптометрических анализов.

2.4.4. Интерпретация вакуумных декриптограмм

Интерпретация вакуумных декриптограмм осадочных пород, содержащих поровые растворы, сопряжена с определенными трудностями, обусловленными неодинаковой природой эффектов газовыделения и конвергентностью признаков, влияющих на вариационно-статистические параметры гистограмм. Для решения данной проблемы был сформулирован ряд общих принципов интерпретации, позволяющих расшифровать достаточно сложные, полимодальные декриптограммы, в частности:

1. Симметричная форма эффектов газовыделения, характеризующихся малыми значениями коэффициентов асимметрии, эксцесса и среднего квадратичного отклонения, свидетельствует об их принадлежности к относительно замкнутым системам фазовых флюидных включений с высокими коэффициентами заполнения, декриптация которых протекает по механизму развития цепной реакции, что и обусловливает близкое к нормальному закону распределение ДР по

2. Асимметричные эффекты газовыделения вправо (А < 0) или влево (А > 0) по температурной шкале связана с неравномерным нарастанием или снижением интенсивности поступления газа в капсулу прибора, что обусловлено обычно явлениями декриптации клатратных соединений включений, например, выделение межслоевой воды.

3. Островершинная форма эффектов на термобарических кривых свидетельствует о газовыделении, связанном с процессами полиморфных превращений в минералах (эксцесс положительный).

4. Плосковершинная форма эффектов (эксцесс отрицательный) образуется в тех случаях, когда причиной газовыделения является термическое разложение минерала; если термически неустойчивый минерал находится в пробе в виде примеси, такой

плосковершинный эффект по мере проведения нагревания постепенно завершается нисходящей плавной ветвью кривой, а в случае преобладающего количества этого минерала эффект обычно не завершается.

5. Кривые декриптации с эффектами сигмоидного характера представляют собой наиболее сложный случай для интерпретации результатов анализа. Кривые такого типа могут быть обусловлены явлениями десорбции в связи с неодинаковой и неравномерной энергией связи молекулярных слоев растворов с поверхностью минералов. Важно отметить, что явления десорбции в вакууме обычно происходят при сравнительно низких температурах - до 100-120°С. Вместе с тем сигмовидная форма кривых может быть связана с интерференцией разнородных эффектов газовыделения.

6. Сдвоенный (двувершинный) вид пиков на термовакуумных кривых - весьма характерный тип эффектов декриптации, обусловлен взрывами сингенетичных разнонаполненных фазовых включений, захваченных в процессе роста минералов из гетерогенных флюидов или близкородственных систем фазовых флюидных включений, имеющих, например, одинаковое заполнение, но резко различающиеся размеры.

2.4.5. Газовая хроматография природных систем «минерал-флюид»

Хроматографический анализ проводился по 2-м методикам.

1. Метод термовакуумной дегазации на хроматографе А§Пеп17890А с парофазовым пробоотборником АдПеп17890Е. Методика позволяет определить состав углеводородов, выделившихся при нагреве пробы до Т200°С в течение 20-и минут. Идентифицируются только алканы до С25 и ряд циклических и ароматических углеводородов. Рассчитывается их количественное соотношение (см /кг).

2. Хроматографический анализ состава флюидных включений при их декриптации в температурном интервале от 20 до 500°С. Более высокий температурный режим не применяется в связи с развитием эффектов термической диссоциации. Исследования проводятся на газовых хроматографах, совмещенными с приборами типа ВД. Методика позволяет оценивать полный состав флюида в каждом отдельном температурном интервале декриптации флюидных включений.

Результаты термовакуумной дегазации дают общее представление о составе и характере распределения углеводородов в исследуемых породных комплексах. Определение же содержания газов и воды во включениях минералов диктуется необходимостью выяснения закономерностей изменения химического состава минералообразующих растворов, а также установления корреляций между степенью восстановленности (окисленности) флюидов и масштабами процессов метасоматоза.

Из большого количества существующих способов определения состава газов одним из наиболее достоверных и быстрых является хроматографический, который может применяться при использовании приборов типа ВД, совмещенных с газовыми

хроматографами. Для определения качественного состава газов, выделяющихся в процессе нагревания минералов и других твердых веществ в вакууме, в конструкции датчика декриптографа предусмотрено соединение с интеграционной камерой крана-дозатора с реактором из кварцевого стекла и-образной формы. В последний помещается исследуемая проба, реактор вакуумируется и нагревается одновременно с капсулой, соединенной с интеграционной камерой. После регистрации эффекта газовыделения через кран-дозатор осуществляется продувка и-образного реактора инертным газом (гелием), и смесь образовавшихся при нагреве пробы газообразных веществ направляется в блок анализатора хроматографа. Состав газов определяется по известным методикам в зависимости от времени их удержания сорбентом.

Ввод проб газа в прибор повторяется столько раз, сколько декриптационных эффектов зафиксировано для данного образца. При хроматографических исследованиях основным признаком для определения природы компонента газовой смеси является время его выхода из колонки после ввода пробы на анализ при постоянной скорости газа-носителя и режиме работы прибора. Основным параметром хроматограммы, характеризующим относительное количество анализируемого компонента, является площадь пика, ограниченная контуром хроматографической кривой и продолжением нулевой линии. Отношение этой площади к суммарной площади всех пиков на хроматограмме с введением поправочных коэффициентов по теплопроводности конкретных газов дает возможность делать выводы об относительных содержаниях газов в анализируемой пробе.

Однако при неполном разделении компонентов во время количественной

расшифровки хроматограммы вместо площади можно определять только амплитуды

пиков. Количественный анализ газов проводят на основе абсолютной калибровки

хроматографа для тех газов, определение которых предполагается. Для метрологической

стандартизованной калибровки использовался стандартный набор газов. Калибровка

производится с использованием крана-дозатора, имеющего несколько калибровочных и

•2

технологических дозированных объемов от 1,0 до 15,0 мм , по результатам калибровки строятся калибровочные графики «объем - площадь пика» либо рассчитываются поправочные коэффициенты единицы объема газа на единицу площади пика. Учитывая различную чувствительность катарометра к разным газам, для расчета концентраций вводились поправочные коэффициенты для каждого анализируемого газа (Малахов, 1978).

Объем исследований методом термовакуумной дегазации определяется утвержденной методикой отбора проб керна, предусматривающей их отбор через каждые 0,4 - 0,6 м. в комплексе с пробами на гранулометрический анализ и определение карбонатности. Пробы шлама отбираются по методике, регламентирующей отбор проб на рентгенофлюоресцентный анализ.

Для проведения хроматографического анализа, совмещенного с приборами типа ВД, были взяты дубликаты навесок вакуумно-декриптометрических проб, характеризующих определенные флюидоактивные зоны, выделенные в процессе интерпретации результатов вакуумной декриптации. По результатам разбраковки было проанализировано:

1 Проб шлама - 54 штуки, в том числе:

• по 1-у стволу Пякяхинской-2020 - 22 пробы в интервале 1400-3500 м.;

• по 2-у стволу Пякяхинской-2020 -12 проб в интервале 2200-3355 м.;

• по Западно-Хальмерпаютинской-2014 - 10 проб в интервале 1800-3356 м.;

• по Северо-Хальмерпаютинской-2051 - 10 проба в интервале 1900-3570 м.4

2 Проб керна - 30 штук, в том числе:

• по Северо-Хальмерпаютинской-2051 - 30 проб в интервале 3346-3589 м.

2.4.6. Дифференциальный термический анализ

Дифференциальный термический анализ минералов, пород и руд основан, как известно, на регистрации термических эффектов и изменении массы анализируемого вещества в результате выделения гигроскопической, кристаллизационной, конституционной воды, сорбированных и окклюдированных газов, термической диссоциации, окисления минералов или органических веществ, фазовых переходов и других трансформаций исходных образцов при их нагревании.

В наших исследованиях применялся прибор синхронного термического анализа STA 449С Jupiter фирмы NETZSCH. Прибор позволяет выявить и исследовать фазовые превращения, химические реакции, удельную теплоемкость, температуру размягчения, протекающие в веществе при нагревании с одновременным измерением любых изменений массы. В прибор встроен масс-спектрометр для анализа выделяющихся газов. Встроенные электромагнитные компенсационные микровесы с верхней загрузкой отличаются высокоточным разрешением до 0.1 мкг. Образец взвешивается до 50 мкг. Результаты анализов в виде термограммы автоматически обрабатываются с помощью компьютера, подключенного к прибору.

Для проведения данного анализа, были взяты дубликаты навесок вакуумно-декриптометрических проб, характеризующих определенные флюидоактивные зоны, выделенные в процессе интерпретации результатов вакуумной декриптации. По результатам разбраковки было проанализировано 53 пробы шлама, в том числе:

• по 1-у стволу Пякяхинской-2020 - 20 проб в интервале 1400-3500 м.;

• по 2-у стволу Пякяхинской-2020 - 20 проб в интервале 2200-3500 м.;

• по Западно-Хальмерпаютинской-2014 - 13 проб в интервале 1750-3440 м.

2.4.7. Расчет энергетического показателя флюидоактивности Рассматривая систему «минерал - флюид» в координатах «температура - давление», в момент взрыва включений и выделения флюидной фазы совершается работа, эквивалентная освобождающейся части энергии системы в соответствии с уравнением

РУ = пЫТ, (2.1)

где Р - давление флюида; V - объем; п - число молей газа; И. - универсальная газовая постоянная; Т - температура.

Универсальная газовая постоянная имеет размерность энергия/град., характеризуя работу изобарного расширения моля идеального газа при повышении температуры на один градус. Поэтому величина РУ/Т может служить мерой энергии взаимодействия флюидной фазы, находящейся во включениях, с минералом «хозяином». Это видно также и из кинетического уравнения состояния газов

РУ = МЧ/ЗИти2 = 2/ЗМи2/2, (2.2)

где N - число Авогадро; М - моль газа; т - масса отдельной молекулы газа; и - среднее значение квадрата скорости молекул газа.

Так как основным условием работы прибора ВД-5 является достижение динамического равновесия в системе «откачка - натекание», имеется возможность рассчитать по декриптограмме значение РУ/Т для любой системы флюидных включений в абсолютных или относительных единицах. Эта величина объективно характеризует тот запас внутренней энергии, который заключен в вакуолях включений. В.Н. Труфановым предложено назвать ее энергетическим показателем флюидоактивности (Р-показателем флюидоактивности) и использовать для оценки энергии взаимодействия флюидной фазы с вмещающим минералом (Труфанов, 1979)

Р=Р,У, /Т1+Р2У2/Т2+... +РпУл/Тп, (2.4), где каждый член уравнения относится к определенной системе включений. Если установлено, что гидротермальное минералообразование связано с характерными интервалами температуры и давления, которым соответствуют также определенные системы включений в минерале, то отношение Рьпоказателя этих систем к суммарному значению Р0бщ даст коэффициент, показывающий относительную интенсивность определенной стадии гидротермального процесса:

Кр=Р,/Робщ, (2.5), где 1 - № температурного интервала декриптации.

В рамках диссертационной работы поставлена задача выделения по Р-показателю флюидоактивности потенциально нефтегазоносных зон эпигенетических изменений пород. Предполагается, что такие зоны образуются под воздействием потоков глубинных

флюидов по тектоническим нарушениям, что обуславливает более высокую флюидоактивность эпигенетически измененных пород. Температурный интервал декриптации Т 40-120°С, классифицируемый как Бь идентифицируется с процессами дегидратации и десорбции. Температурный интервал декриптации более 300-320°С, классифицируемый как Рз+П, идентифицируемый с первичными включениями в терригенной фракции породы и/или с процессами полиморфных превращений в минералах. На этом основании оценка интенсивности процессов эпигенетических изменений проводится по показателю ¥2, соответствующему температурному интервалу декриптации Т 180-280°С.

2.4.8. Определение давления среды минералообразования

Давление среды минералообразования устанавливается по низкотемпературным системам газово-жидких включений по диаграмме состояния Н2О, для углекислотно-водных включений - путем совмещения диаграмм состояния Н2О и СОг, для средне-высокотемпературных включений - методом приведения систем «Н2О - СО2 - соли» к гомогенному состоянию, а также путем расчета критических давлений разрыва стенок вакуолей. Наиболее распространенным является барометрический анализ с использованием диаграмм состояния системы НгО — СОг, в которых исходными данными являются относительные содержания СОг в составе законсервированного флюида и температуры гомогенизации включения. Данные методики индивидуального барометрического анализа применимы при наличии относительно крупных включений. В нашем случае при выполнении работ в изученных пробах не были установлены достаточно крупные включения, пригодные для барометрических анализов, поэтому для определения давления использовались результаты вакуумно-декриптометрических анализов и данные газовой хроматографии идентичных проб эпигенетически измененных пород. Для оценки давления среды минералообразования использовались результаты объемно-статистического анализа включений, и расчеты суммарного барического эффекта, создаваемого в капсуле декриптографа при взрывах однотипных систем флюидных включений. Суммарный барический эффект, отнесенный к определенному объему исследуемого минерала, является количественной характеристикой декриптационной активности образца и может быть привлечен для определения давления в среде минералообразования (рис.2.8).

2.4.9. Обработка результатов анализов

При проведении вакуумно-декриптометрических анализов полученная информация в виде кривых газовыделения обрабатывается в компьютере по адаптированной ХЬ -программе путем построения гистограмм приращения давления через определенные интервалы температур на восходящих ветвях максимумов декриптационных эффектов с

последующим расчетом энергетических показателей декриптационной активности системы "минерал-флюид" по формуле

Б = АР У/Тд = АР КБ/Тд (2.6), где АР - максимальное приращение давления, V -объем газовыделения, К - коэффициент пропорциональности, Б — площадь гистограммы, пропорциональная объему газовыделения, Тд - температура декриптации.

В конечном итоге рассчитываются частные и общие значения Б-показателя в условных единицах флюидоактивности каждой исследуемой пробы. Суммарное значение Б - показателя (Р0бщ) - и частные его значения (Р^ используются как критерии оценки флюидоактивности проб и выделения зон флюидизации на основе сравнения с фоновыми вакуумно-декриптометрическими характеристиками, получаемыми при анализе серии последовательно отобранных по разрезу проб.

При проведении газово-хроматографических анализов, как отмечено выше, полученная информация в виде хроматограмм расшифровывается по времени выхода анализируемых газов и относительным величинам площадей пиков на кривых сорбции смеси газов с введением коэффициентов теплопроводности. Отношение частных значений площадей пиков для каждого газа к сумме всех площадей служит основанием для определения относительных содержаний анализируемого газа в пробе для каждого интервала декриптации системы «минерал-флюид».

Результаты анализов сводятся в таблицы и выносятся в виде графика распределения на литологические колонки скважин. Наиболее характерные декриптограммы представлены в виде рисунков.

2.5 Геолого-структурный анализ

В основу геолого-структурного анализа положены фондовые материалы сейсмического зондирования недр по профилям МОГТ, результаты региональных сейсморазведочных работ в границе Болыпехетской синеклизы и детальных на Пякяхинской и Хальмерпаютинской площадях. Геолого-структурный анализ предусматривает выделение морфологических особенностей поверхности отражающих горизонтов (ОГ) и распространения стратиграфических комплексов, отождествляемые с соответствующими им ОГ. Целью данного анализа является оценка характера распространения выявленных залежей углеводородов, а также результатов испытаний в скважинах на перспективных площадях со структурными элементами, как доюрского

комплекса, так и в перекрывающем его осадочном чехле. Устанавливается взаимосвязь структур нижних структурных этажей с вышележащими.

Структурный анализ является основой для оценки характера распределения факторов, выделенных на основе анализа комплексных лабораторных исследований, и построения структурно-генетической модели и разработки критериев прогноза перспективных на залежи углеводородов площадей.

2.6. Статистический анализ результатов лабораторных исследований

В процессе комплексных лабораторных исследований керна и шлама был получен обширный материал, представляющий количественную оценку ряда параметров широкого спектра породных комплексов. Для решения поставленной задачи, предусматривающей исследование процессов гидротермального метасоматоза, для статистической обработки из всего массива информации, взяты результаты рентгенофлюоресцентного анализа только проб керна из скважин Пякяхинской площади, как с наиболее представительным числом пластопересечений. В выборке были оставлены только псаммитовые терригенные отложения, размерностью от м-кр/з алевролитов до ср-м/з песчаников. Предварительно была проведена оценка характера распределения основных терригенных компонентов породы: кварца, полевых шпатов с разделением на плагиоклазы и калиевые полевые шпаты, а также граувакковой составляющей, по каждому продуктивному горизонту. Анализ показал равномерное распределение компонентов не только в пределах Пякяхинской площади, но и с учетом сопредельных территорий.

В процесс статистического анализа выделилась группа петрогенных окислов, включающих КгО, РеО+РегОз, Р2О5, а также серу, фтор, стронций и мышьяк, показавшие контрастные вариации их содержания в породе. Для построения схем литогеохимических аномалий были рассчитаны аномальные уровни содержания данных петрогенных окислов и элементов-примесей.

Методы статистического анализа были применены для построения схем распределения значений ряда петрохимических модулей в турон-маастрихтских отложениях верхнего мела на Пякяхинской площади. Был рассчитан модуль Страхова

¡л

(Мп+Ре )/Т1), отражающий участие гидротермально-эксгаляционных процессов при осадконакоплении. В связи с тем, что рентгенофлюоресцентный анализ, проводимый в

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых», Сухарев, Анатолий Иванович

Результаты исследования составов и физико-химических свойств пластовых проб УВ согласуются с данными других видов исследований, отражают особенности погребенных структур доюрского и юрского комплексов. Есть основание предположить, что нелинейное распределения содержаний УВ связано с этапами их генерации и миграции. Возможные различия в РТ-параметрах зон генерации вероятно и отражается на составе углеводородов.

7. Модель формирования и прогноз залежей углеводородов

Большехетской синеклизы

В основе модели формирования залежей углеводородов лежит система взаимосвязей между факторами, отражающих геологическое строение региона и выделенных в процессе сравнительно-аналитического и факторного анализа результатов исследования эталонных площадей. При этом анализ предполагает оценку доли влияния каждого фактора на установленный характер распределения залежей углеводородов, как на данной площади, так и на других, находящихся на поисково-оценочной стадии исследования. За эталонную площадь принято Пякяхинское месторождение углеводородов. В процессе аналитических исследований устанавливалась последовательность участия каждого фактора, основанная на принципе «от общего к частному». В целом, модель представляет собой набор факторов, определяющих условия и последовательность этапов формирования залежей углеводородов. При решении задачи по оценке перспектив обнаружения их залежей на определенной территории, данный набор факторов представляет собой критерии прогноза. Первым условием применимости данных критериев является принадлежность перспективной и эталонной площадей к единой структуре более высокого порядка. В основе данного условия лежит принцип разделения генетической природы отдельных литотипов и породных комплексов в целом с учетом единой истории геологического развития перспективной площади и региона.

Комплексные лабораторные исследования керна и шлама выявили признаки активной флюидизации терригенно-осадочных пород мелового комплекса осадочного чехла Северо-Тазовской впадины. В зонах их развития основным фактором являются гидротермальные флюиды, определяющие развитие процессов гидротермально-метасоматической трансформации породных комплексов. Интенсивное развитие гидротермально-метасоматических процессов по локальным зонам дизъюнктивных деформаций отражается на характере распространения залежей углеводородов и их продуктивности, что подтверждается результатами испытаний в скважинах, термобарогеохимическими, литогеохимическими и минералогическими исследованиями. На этом основании были выделены четыре основных фактора, влияющих на формирование и распространение залежей углеводородов: структурный, термобарогеохимический, литогеохимический и минералогический. Данная группа факторов контролируется интенсивностью и последовательностью развития глубинных процессов, выраженных на изучаемом структурном этаже этапами тектоно-гидротермальной активизации. В зависимости от интенсивности и продолжительности данных этапов, а также термобарогеохимических параметров в системе «порода-флюид» формируются литогеохимические и минералогические особенности трансформированных породных комплексов. На этом основании, структурный и термобарогеохимический факторы отнесены к первому и второму соответственно, а литогеохимический и минералогический - к третьему и четвертому уровню факторов, определяющие характер распределения залежей углеводородов.

Отправной точкой формирования залежей углеводородов в отложениях неокома осадочного чехла Северо-Тазовской впадины является характер распределения энергетических потоков, включающих механизм генерации, миграции и аккумуляции углеводородов. В качестве слагаемых генерационного потенциала могут выступать несколько источников, из которых можно выделить четыре основных:

1. Терригенный углефицированный материал.

2. Отложения, обогащенные погребенным органическим веществом.

3. Магматические породы.

4. Ювенильные флюиды.

Первые два источника являются классическими. Третий и четвертый выделяются на основании исследования вулканических пород и газов вулканов Исландии, Камчатки, Курильских и Гавайских островов, в составе которых по результатам исследования современного вулканизма (Мархинин, 1985) выделены органические соединения и свободный водород. В частности, из вулканических пеплов экстрагированы жидкие и твердые фракции УВ, в том числе парафины и ароматические углеводороды. Углеводороды обнаружены в закрытых порах вулканических бомб вулканов Тятя (о. Итуруп, 1973) и Толбачик (п-ов. Камчатка, 1975). Следует отметить, что в алевропсамитовых отложениях неокома Северо-Тазовской впадины терригенные обломки эффузивных пород составляют до 10-15%, а объем погребенных вулканитов позднепермского - раннетриасового рифтогенного этапа севера Западной Сибири по оценкам ряда исследователей считается самым большим в мире (Симонович, Япаскурт, Горбачев, 2010).

Данных о доли ювенильных углеводородов во флюидных системах севера Западной Сибири автор данной работы не имеет, в связи с чем, на основании исследования вулканических газов при извержении вулкана Толбачик (1975-1976), где в их состав входит до 4,2% углеводородных газов, четвертый источник рассматривается как вероятный. Как показывают результаты исследования Тюменской-СГб, в зонах активной флюидизации газово-жидкие включения магматических комплексов в процессе метасоматоза вскрываются, на основании чего можно говорить, что метасоматическая декриптация включений приводит к дополнительному обогащению флюида высвободившимися из них углеводородами. Установлено, что появление жидких УВ в доюрском комплексе Шаимского НГР сопряжено с тектоно-гидротермальной активностью в позднеюрский структурный этап (Коробов, 2003).

Для генерации углеводородов в процессе катагенетической трансформации терригенно-осадочных пород необходим источник свободного водорода (Нг). Те же исследования (Мархинин, 1985) показывают его наличие в составе вулканических газов, где он составляет от первых до двух и более десятков процентов. Максимальные содержания фиксируются в газах вулканов переходного от океана к континенту типа. Океанический и континентальный тип характеризуется его содержанием в пределах первых процентов. Кроме данного источника, Н2 выделяется в процессе серпентинизации ультраосновных магматических комплексов (Дмитриевский и др., 2002). Эти данные согласуются с предположением о декриптацией газово-жидких включений в процессе метасоматоза магматических комплексов в зонах активной флюидизации. Газовая хроматография проб шлама Северо-Хальмерпаютинской-2051 из отложений среднеберриасского-раннеаптского и апт-альб-сеноманского этапов осадконакопления показала высокое парциальное давление свободного водорода во флюидных включениях высокотемпературного интервала декриптации Т380-500°С. Вероятно, в процессе катагенетической трансформации, признаки которой установлены в данной скважине, имеет место высвобождение Нг, на что указывает график его распределения по вскрытому скважиной разрезу (рис.5.4.3). Парциальное давление Нг сокращается с 34,2% на глубине 1900 м. до 7,9% - на 2605 м. В отложениях позднеюрского этапа осадконакопления, включающего отложения неокома, количество Нг во флюидных включениях составляет 11,1 - 13,2 %, при этом, в локальных зонах оно падает до 1,0 % на гл. 2980,0м. и 4,1 % - на 3240,0 м. (табл. 5.2).

Выделение нескольких источников углеводородов и свободного водорода дает основание говорить о конвергентной природе углеводородов.

При разработке модели формирования залежей углеводородов основной акцент сделан на рассмотрение механизма их миграции и концентрации. Одна из нерешенных проблем формирования залежей является концентрация углеводородов в ограниченном объеме с аномально высоким пластовым давлением (АВПД). Существуют различные мнения, объясняющие механизм формирования залежи. Например, в программе Basin Mod, распространяемой компанией Platte River Associatis, Inc., «в качестве движущего механизма выступает архимедова сипа в системе вода-нефть». По мнению А.Н. Дмитриевского, архимедова сила может играть существенную роль лишь на заключительной стадии формирования месторождения. Есть экспериментальные данные, свидетельствующие о том, что «УВ-флюиды проходят длительную эволюцию ., прежде чем они становятся тем, что мы называем нефтью» (Дмитриевский, 2004). На этапе миграции УВ-флюида главную роль играет циклическое развитие этапов дилатансии и компакции, лежащие в основе модели шорового волновода». На 1-м этапе «деформации пород происходит дилатансионное расширение порового пространства, что приводить к всасыванию в волновод флюидов. Затем, идет разрушение пористой среды и переход ее в вязкое состояние. Под действием литостатического давления флюиды отжимаются из волновода в зоны повышенной проницаемости». С позиции данной модели можно объяснить концентрацию углеводородов в ограниченном объеме залежи и проблему АВПД (Дмитриевский, 2004).

Исследования Шаимского НГР выявили дислокации во всём мезозойско-кайнозойском чехле, формирование которых связывают с неотектоническим этапом развития региона. Об этом свидетельствует, прежде всего, конформность основных ОГ -«А», «Т», «Б» и «М» (Лац, 2009). При этом выделяется единая флюидодинамическая система, при которой разновозрастные продуктивные горизонты связаны между собой через флюидопроводящие каналы (Москвин и др., 2002).

Завершающим этапом формирования залежи углеводородов является наличие относительно непроницаемого горизонта на пути миграции УВ-флюида. В качестве ловушки могут выступать локальные антиклинальные структуры, как пликативные, так и приразломные, а также линзы литологических коллекторов, перекрытые и фациально замещающиеся на флангах непроницаемыми отложениями. Литогеохимические исследования позволили выделить в меловом комплексе осадочного чехла Северо-Тазовской впадины метасоматический тип ловушек, представляющий собой зоны развития флюидизитов - вторичных коллекторов, и глинистых аргиллизитов - вторичных флюидоупоров. Подобный тип ловушек с определенной метасоматической зональностью выделен в Шаимском НГР, классифицируемый как жильный (Белкин, Медведский, 1987; Зубков и др., 1991; Лукин, Гарипов, 1994).

Структурный анализ показал наличие только складок обликания погребенных структур. Учитывая тот факт, что инверсионный этап в регионе не получил серьезного развития, приразломная складчатость также слабо выражена. Литогеохимический и литофациальный анализы показывают, что по зонам дизъюнктивных деформаций в различной степени развиваются процессы метасоматической трансформации породных комплексов. В связи с чем, при разработке модели формирования залежей углеводородов основной упор направлен на выделение гидротермально-метасоматического типа ловушки, что предполагает следующую последовательность прогноза: Первый уровень прогноза - структурный. В процессе анализа геологического строения подстилающих меловые нефтегазоносные породные комплексы были выделены структурно-тектонические признаки, определяющие характер распространения залежей углеводородов. Система глубинных разломов формирует свое зеркальное отражение в перекрывающих их отложениях, где формируются зоны напряжений и дизъюнктивных деформаций. Данные зоны и определяют флюидный режим в меловом комплексе пород, в том числе углеводородов. Характер распределения дебитов продуктивных горизонтов, основанный на анализе массива данных испытаний серии продуктивных горизонтов неокома в скважинах 8-ми площадей, позволяет классифицировать степень их перспективности по положению данных площадей относительно определенных элементов структур доюрского и юрского комплекса. Например, по морфологии погребенных структур элементов их строения, по положению перспективных площадей относительно центра данных структур и на основании других признаков (рис. 7.1).

Сравнительно-аналитический подход позволяет говорить, что площади, расположенные над стыками локальных погребенных структур, менее перспективны по сравнению с расположенными над их центрами. Площади, расположенные над стыками локальных погребенных структур, характеризуются нестабильным распределением дебитов, в большей степени испытываемые интервалы оказываются «сухими». Максимальные и стабильные дебиты фиксируется на площадях, расположенных над центрами погребенных максимально изометричных структур. Имеет значение площадь их распространения.

Рис. 7.1. Расположение опоискованных перспективных площадей и разведанных месторождений углеводородов Болынехетской синеклизы

Условные обозначения: 1 - Парусовое, 2 - Западно-Мессояхское, 3 - Восточно-Мессояхское, 4 - Ямбургское, 5 - Находкинское, 6 - Южно-Мессояхское, 7 - Северо-Хальмерпаютинское, 8 - Вадинская площадь, 9 - Юрхаровское, 10 - Перекатное, 11 - Пякяхинское, 12 - Западно-Хальмерпаютинская площадь, 13 - Хальмерпаютинское, 14 - Туколандинская площадь, 15 - Северо-Уренгойское,

16 - Лангаямская площадь, 17- Салекаптское, 18 - Российская площадь, 19 - Тазовское, 20 - Восточно-Тазовское, 21 - Песцовое, 22 - Ен-Яхинское, 23 — Заполярное месторождения.

На основе морфологических особенностей таких структур, выделяются три типа перспективных площадей:

1. Перикратонный тип - расположенные над погребенными положительными структурами типа «горст» и облекающими их антиклинальными структурами.

2. Иптракратонный тип — расположенные над погребенными отрицательными структурами типа «грабен» и облекающими их синклинальными структурами.

3. Переходный тип — расположенные над зонами сочленения первых двух типов погребенных структур.

К площадям 1-го типа относится большинство разведанных и уже эксплуатируемых месторождений Болынехетской синеклизы, в частности Ямбургское и Тазовское. На территории Северо-Тазовской впадины к данному типу относятся Пякяхинское и Находкинское месторождения. Площади 2-го типа распространены гораздо меньше. Из эксплуатируемых месторождений выделяется Северо-Уренгойское. На исследуемой территории к данному типу относится Хальмерпаютинское месторождение.

Выделенные типы месторождений различаются распределением залежей углеводородов по вертикали. В отличие от площадей 2-го Хальмерпаютинского типа, 1-ый Пякяхинский характеризуется нефтегазоносностью всего нижнемелового комплекса при нелинейном распределении продуктивности. Продуктивность залежей зависит от характера распределения структур Ш-го порядка. Продуктивные залежи на площадях 2-го типа локализуются в отложениях берриаса, характеризуются стабильной и самой высокой продуктивностью в районе. Эталонные площади первого и второго типа имеют общие особенности - локальные структуры «ПКД-ИКС».

Анализ структурных и литогеохимических признаков пород позволил выделить два периода альпийского этапа тектоно-гидротермальной активизации: аален-берриаский и турон-маастрихтский. На завершении ааленского-берриаского этапа были сформированы Хальмерпаютинская и Пякяхинская ИКС. В турон-маастритское время на Пякяхинскую аален-берриаскую структуру был наложен позднемеловой этап активизации глубинных процессов. Установленная связь структур типа «ПКД-ИКС», являющиеся в свою очередь прямыми признаками нефтегазоносности, с определенными этапами активизации глубинных процессов, выводит собственно этапы активизации в спектр этих признаков.

На основании анализа параметров эталонных месторождений можно сказать, что максимальные перспективы имеют площади, расположенные над погребенными мульдообразными структурами на северо-востоке и западе Северо-Тазовской впадины. Следует отметить, что меньшие перспективы имеют структуры близкие к линейному типу в связи с вероятным доминированием дизъюнктивного фактора. Над переходными зонами положительных и отрицательных структур Н-го порядка вероятность обнаружения месторождений углеводородов наименьшая.

Структурным фактором, снижающим уровень перспективности площади и влияющим на характер распределения углеводородов определенного продуктивного горизонта, являются зоны дизъюнктивных деформаций И-го и больших порядков, определяющие морфологию погребенной структуры. Например, в центральной части диагональной зоны, определяющей морфологию Хальмерпаютинской погребенной мульды, отмечается снижение дебитов продуктивных горизонтов.

Следующие уровни прогноза: термобарогеохимический, литогеохимический и минералогический; контролируются не только структурным фактором, но и фактором времени. В основе данного фактора лежит последовательность развития этапов активизации глубинных процессов: каждый последующий этап трансформирует результаты предыдущих.

Второй уровень прогноза - термобарогеохимический. Уровень трансформации горнопородного массива определяется термобарогеохимическими параметрами в системе «порода-флюид». Наиболее интенсивно трансформация протекает во флюидоактивных зонах, формирование которых связано с активизацией глубинных процессов. Определяя характер и интенсивность развития процессов гидротермального метасоматоза, глубинные флюидные потоки активно способствуют деградации первичных терригенно-осадочных признаков и формированию новых генетических типов пород. На основе результатов исследования активности флюидных систем, строились новые генетические модели залежей углеводородов, формирование которых связывается с зональным развитием метасоматических процессов. Выделенные зоны с определенными РТ-параметрами и составом флюидных включений в новообразованных комплексах пород формируют условия генерации и локализации углеводородов. Исходя из экспериментальных данных, можно утверждать, что оптимальные условия генерации углеводородов обеспечиваются на прогрессивной и второй регрессивной стадиях при давлении до 50МПа и температуре до 240°С. На первой регрессивной стадии при Т60-140°С и Р15-30МПа генерация углеводородов также имеет место, но основной вклад данной стадии трансформации породных комплексов заключается в формировании гидротермально-метасоматического типа ловушек. Выделение экстремального этапа трансформации определяет один из источников свободного водорода.

Главными факторами из комплекса термобарогеохимических параметров системы «порода-флюид» при формировании залежей углеводородов является уровень парциального давления Н2О, как индикатора развития зон вторичных флюидоупоров, и два газоконденсатных объекта (№ 10 и 17). Ниже гл. 3,4 км, в зоне с высоким парциальным давлением СОг, отмечаются водонапорные интервалы, что также указывает на наличие проницаемых интервалов.

Повышенные содержания УВ во флюидных включениях отложений, вскрытых в интервале 1400 — 2200 м (рис. 7.2.2) вероятно связано с неклассифицированной долей высокотемпературных первичных терригенных включений в общем объеме флюидоактивности (Р0бщ) или с другими факторами, требующими дополнительных исследований.

Формирование проницаемых зон на этапах тектоно-гидротермальной активизации глубинных процессов за счет активного перераспределения вещества обеспечивает свободную миграцию флюидов, в том числе углеводородов. Исследования показали, что смена прогрессивной и регрессивных стадий минералообразования является основным фактором формирования гидротермально-метасоматического типа ловушек. Весь это спектр фактов позволяет рассматривать термобарогеохимические параметры в системе «порода-флюид» как второй уровень прогноза залежей углеводородов. Третий уровень прогноза - литогеохимический. Выделение литогеохимического критерия прогноза основано на необходимости оценки трансформации породных комплексов на вещественном уровне. Исследования характера распределения химических элементов позволяют выделить зоны распространения флюидных потоков, определяющих анизотропию стратифицированных комплексов, в том числе, продуктивных терригенно-осадочных отложений.

Одним из критериев трансформации является аномальный характер распределения основных петрогенных окислов и элементов-примесей при равномерном распределении литологических типов обломочной фракции в терригенно-осадочных отложениях. Исследования выявили аномальное содержания ряда петрогенных окислов и элементов-примесей, что позволяет косвенно объяснить нелинейное распределение дебитов в зоне их распространения. Отмечается Си-№ и редкометальная специализация метасоматитов, что дает основание говорить о то, что флюидоактивные зоны при определенных РТ-параметрах, могут играть роль их генераторов, поскольку ряд этих металлов являются активными катализаторами в данном процессе.

Литогеохимический фактор имеет распространение не только по латерали продуктивных горизонтов, но и по вертикали вскрытого скважинами разреза. В данном случае он оценивается по характеру распределения значений петрохимических модулей. В частности, зонам максимальных значений калиевого модуля (КМ) в интервалах 3000 -3100 и 3325 - 3450 м 1-го ствола Пякяхинской-2020 (рис. 4.11.1) соответствуют продуктивные и водонапорные интервалы. Тем не менее, литогеохимический фактор и тем более отдельно взятый петрохимический модуль не является определяющим критерием прогноза залежей углеводородов на определенных участках разреза. Данный фактор должен рассматриваться в комплексе с другими факторами, например, с уровнем парциального давления отдельных компонентов флюида. На характер прогноза влияет определенное сочетание комплекса факторов, в том числе уровень парциального давления СО2 и Н2О. Собственно литогеохимический фактор играет важную роль при общей оценке анизотропии продуктивных горизонтов перспективной площади. На начальной стадии геологоразведочных работ значения данного фактора эталонного объекта могут с определенной долей вероятности интерполироваться на исследуемый объект с учетом особенностей его строения.

От интенсивности глубинных процессов зависит активность перераспределения вещества с его выносом по зонам дилатансии на поверхность осадочного бассейна. Закономерности распределения значений определенного ряда петрохимических модулей позволяют судить об уровне трансформации нефтегазоносных комплексов. На их основе выделяются гидротермально-метасоматические и гидротермально-эксгаляционные признаки, позволяющие решать структурные задачи, в частности подтверждая наличие и связь флюидоактивных систем со структурами типа «ПКД-ИКС». Выделение гидротермально-эксгаляционных признаков на начальной стадии буровых работ позволяет оперативно дать прогноз на анизотропность продуктивных горизонтов и общей перспективности площади на этапе поисково-оценочного бурения. Зависимость литогеохимического фактора от термобарогеохимических параметров в системе «порода-флюид» и определенных флюидоактивных зонах в частности, выводит его на третий уровень прогноза залежей углеводородов.

Четвертый уровень прогноза - минералогический. При более глубокой трансформации породных комплексов в условиях изменения термобарогеохимических параметров в системе «порода-флюид» происходит разрушение, не только первичных седиментационных минеральных ассоциаций и породных комплексов, но и образовавшихся на более ранних этапах тектоно-гидротермальной активизации глубинных процессов. Особенности парагенетических минеральных ассоциаций в поровом пространстве пород-коллекторов и характер их распространения позволяют выделять в едином стратифицированном горизонте зоны кальматации или улучшенных коллекторов. Их нелинейное распространение и формирует проблему анизотропии продуктивных горизонтов. В зависимости от интенсивности этапов активизации глубинных процессов и РТ-параметров в системе «порода-флюид» формируются как вторичные флюидоупоры, так и вторичные коллектора, представленные определенным набором парагенетических минеральных ассоциаций. Выделяется широкий спектр ладающая парагенетическая минеральная ассоциация: ssln - смешаннослойные, ein - каолинит; 60 в верхнем регистре - ее доля; Ti-Fe - кристаллохимические особенности микродрузовых минеральных агрегатов; 2аф - аномальное содержание ароматического фактора.

На примере Пякяхинской и Северо-Хальмерпаютинской площадей показана серия деструктивных субвертикальных метасоматических зон, контролируемых разломами. Основанием для их выделения послужил характер распределения парагенетических минеральных ассоциаций и основных компанентов флюида среднетемпературного интервала декриптации Т180-280°С - С02 и НгО. В зальбандах зон метасоматоза отмечаются влияние литогеохимического фактора в виде повышенных содержаний суммарного железа (3Fe). Минералогический фактор выражен в виде смешаннослойных образований (4ssln). Зоны распространения данных факторов с подобной характеристикой рассматриваются как вторичные флюидоупоры. Роль вторичных флюидоупоров могут играть и каолинитовые парагенезисы с высокой долей данного минерала (4с1п ), на что указывают результаты испытаний в 1-м стволе Пякяхинской-2020.

Широкое развитие процесса аргиллизации, контролируемого системой разломов, формируют деструктивные флюидоупоры, экранирующие латеральное распространение седиментогенных коллекторов. Данный тип флюидоупоров отчетливо фиксируется во 2-м стволе Пякяхинской-2020, экранируя как продуктивные, так и водонапорные горизонты (рис. 7.2.1). Выделяются два типа флюидизитов, играющие роль вторичных коллекторов. Флюидизиты, развивающиеся по деструктивным зонам, представлены агрегатами вторичного кварца и альбита, кальцита с хорошо выраженными кристаллографическими формами (скв. 306/8г рис. 7.3.2). Второй формируется в процессе дренирования флюидов по стратифицированным терригенным отложениям (скв. 2020п рис. 7.3.2). Здесь имеют место псевдоморфозы кремнезема (4q), Ca- и Na-ые метасомы, широко развивающиеся по чешуйчатым агрегатам.

Таким образом, гидротермально-метасоматический тип ловушек формируется при пространственно-временном сочетании 4-х основных факторов: структурного, термобаро-геохимического, литогеохимического и минералогического. Характер активизации глубинных процессов определяет долю каждого из этих факторов. Определение доли влияния каждого фактора позволяет спрогнозировать вероятность формирования эффективной ловушки данного типа. Кроме того, данная методика позволяет решать ряд практических задач, в частности определение уровня анизотропии петрофизических параметров стратифицированных горизонтов, являющимися потенциальными седиментогенными ловушками углеводородов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В процессе анализа результатов сейсморазведочных работ и комплексных лабораторных исследований керна и шлама были выделены структурный, термобарогеохимический, литогеохимический и минералогический факторы, влияющие на характер распространения и формирования залежей углеводородов в меловом комплексе осадочного чехла Болыпехетской синеклизы, и Северо-Тазовской впадины в частности. Кроме того была установлена зависимость характера распространения залежей углеводородов от типа и порядка погребенных структур доюрского и юрского комплексов, над которыми данные залежи расположены. В основе структурных особенностей строения Болыпехетской синеклизы лежит северная оконечность Колтогорско-Уренгойского погребенного рифта с серией его дериватов, активная фаза развития которого относится к позднепермскому - раннетриасовому периоду. В пострифтогенный период развития региона, в зоне распространения погребенной рифтовой системы, были выделены этапы активизации глубинных процессов, определяющие структурную перестройку доюрского комплекса и условия осадконакопления перекрывающих его отложений. Структурная перестройка сопровождалась внедрением по ослабленным зонам дизъюнктивных деформаций гидротермальных флюидов, определяющих условия трансформации вмещающих породных комплексов. Один из этапов тектоно-гидротермальной активизации зафиксирован Шэ-Бг датированием метасоматитов, вскрытых Тюменской-СГб в Уренгойской зоне данного рифта, развивающихся по пермо-триасовым вулканитам. Возраст метасоматитов составил 90-91 млн. лет.

Факторный анализ, в основе которого лежит сравнительно-аналитический подход при систематизации результатов исследования, позволил выделить взаимосвязи между особенностями геологического строения осадочного чехла Северо-Тазовской впадины и историей геологического развития региона. В процессе анализа было установлено, что на характер распространения и распределение продуктивности залежей углеводородов, а также их состав и физико-химические свойства влияют четыре основных фактора: 1. Структурный фактор. Влияние структурного фактора на характер распространения и распределение продуктивности залежей, на состав и физико-химические свойства углеводородов начинает отмечаться в зависимости от их залегания над определенными структурами юрского и доюрского комплекса, в частности: 1.1. В составе УВ из залежей, расположенных над отрицательными по сравнению с положительными структурами 1-го порядка Западной Сибири, отмечаются более высокие содержания нафтенов, парафинов группы С8 и толуола. Структуры более высокого порядка обнаруживают контрастные различия в составе ароматических и насыщенных

УВ +С15, а также по ряду их физико-химических свойств. В породах с явными признаками дизъюнктивных деформаций отмечаются повышенные содержания цикличных и ароматических У В группы С6-С8.

1.2. Залежи УВ, расположенные над центрами погребенных структур Н-го порядка доюрского комплекса Болыпехетской синеклизы являются наиболее продуктивными и характеризуются стабильными дебитами. Над переходными зонами данных структур залежи в основном отсутствуют: испытуемые интервалы «сухие». Выявленные же залежи характеризуются нелинейным распределением продуктивности - в основном с низкими значениями дебитов.

1.3. Тектоническое строение доюрского и юрского структурного этажа формировалось в процессе развития этапов активизации глубинных процессов, серия которых устанавливается по данным радиологического датирования магматических и метасоматических комплексов пород. Этапы активизации глубинных процессов в пострифтогенный период становления региона, в частности в позднеюрский-валанжинский и позднемеловой без сеномана, сопровождались развитием гидро-термально-метасоматических процессов, интенсивность которых сопровождалось глубокой трансформацией терригенно-осадочных отложений. В результате формировались структуры типа «ПКД-ИКС», представляющие собой вертикальные зоны флюидомиграции и являющиеся прямыми признаками нефтегазоносности.

1.4. Этапы активизации глубинных процессов соответствуют этапам смены условий осадконакопления. Литогеохимические и термобарогехимические исследования фиксируют выходы по зонам дилатансии на поверхность бассейна осадконакопления высоко минерализованных гидротермальных растворов. Формирующиеся при этом литогеохимические аномалии ряда элементов являются косвенными признаками глубокой трансформацией отложений предыдущих этапов осадконакопления и формирование в них гидротермально-метасоматического типа ловушек УВ.

1.5. Вертикальная флюидомиграция формирует проблему анизотропии стратифицированных комплексов, что определяет характер распределения дебитов продуктивных горизонтов.

2. Термобарогеохимический фактор. Термобарогеохимическими методами были выделены зоны интенсивной флюидизации породных комплексов неокома и зафиксирован широкий спектр РТ-параметров в данных флюидоактивных зонах. Было установлено, что:

2.1. Этапы активизации глубинных процессов сопровождались интенсивным развитием гидротермально-метасоматических процессов со сменой стадий минералообразования. Были выделены прогрессивная, экстремальная и две регрессивных стадии.

2.2. Максимальный уровень флюидизации в среднетемпературном интервале декриптации соответствует максимальным значениям дебита продуктивных горизонтов.

2.3. Спектр РТ-параметров в системе «порода-флюид» с учетом геохимической специализации новообразованных породных комплексов позволяет рассматривать выделенные флюидоактивные зоны как зоны генерации УВ.

2.4. Состав и вариации парциального давления компонентов законсервированного в новообразованных минеральных агрегатах флюида играют роль индикаторов зон развития вторичных флюидоупоров и вторичных коллекторов.

2.5. В составе флюидных включениях, как в первичных терригенных, так и в новообразованных породных комплексах, присутствуют УВ и свободный водород. Учитывая тот факт, что газотворная способность трансформированных пород во л д флюидоактивных зонах достигает 102,6 м /м , что на порядок ниже, чем во вмещающих их породных комплексах, данные зоны следует рассматривать как один из источников УВ.

2.6. Исследования современного вулканизма позволяют рассматривать погребенные вулканические комплексы как один из источников УВ, законсервированных во флюидных включениях и высвобождаемых в процессе гидротермального метасоматоза.

3. Литогеохимический фактор. Анализ характера распределение литогеохимических компонентов породных комплексов показал, что:

3.1. Наличие литогеохимических аномалий при равномерном распределении литологических и минеральных компонентов обломочной фракции терригенно-осадочных отложений указывает на глубокую гидротермально-метасоматическую трансформацию в зоне активной флюидомиграции и причину анизотропии стратифицированных комплексов.

3.2. Трансформация породных комплексов под воздействием гидротермальных растворов приводит к естественной декриптации флюидных включений и вторичному обогащению флюида законсервированными в них УВ и свободным водородом.

3.3. Рудная специализация метасоматитов входит в спектр катализаторов позволяет рассматривать зоны флюидизации как зоны генерации УВ.

3.4. Признаки гидротермально-эксгаляционных процессов при формировании терригенно-осадочных отложений указывают на наличие зон дилатансии, в районе их развития - на глубокую трансформацию породных комплексов неокома и анизотропию стратифицированных комплексов, в том числе продуктивных горизонтов.

4. Минералогический фактор. Одним из факторов, отражающих уровень трансформации породных комплексов являются парагенетические минеральные ассоциации. В процессе минералогических и литологических исследований установлено:

4.1. Терригенно-осадочные отложения трансформированы неравномерно, что позволяет говорить о минералогическом факторе анизотропии стратифицированных комплексов пород. Выделяются локальные зоны их глубокой трансформации с ликвидацией первичных седиментогенных признаков породы. Данные зоны представлены аргиллизитами и флюидизитами. В основном эндогенные процессы отражаются на трансформации цемента терригенно-осадочных пород с формированием микродрузовых минеральных агрегатов, заполняющих поровое пространство. При определенных кристаллохимических параметрах, данные образования играют роль или природных кольматантов, или способствуют укреплению порового пространства пород-коллекторов продуктивных горизонтов.

4.2. Состав и зональность распространения парагенетических минеральных ассоциаций определяют структуру гидротермально-метасоматического типа ловушек УВ, а также дебиты продуктивных горизонтов.

4.3. Превалирование в конкретной точке разреза той или иной стадии минералообразования приводит к развитию вторичных флюидоупоров, представленных зонами аргиллизации или вторичных коллекторов - зонами развития флюидизитов. Аргиллизиты и флюидизиты являются частью единой гидротермально-метасоматической зональности.

4.4. Развитие аргиллизитов, представленных минералами группы монтмориллонита, является боле благоприятным фактором при формировании гидротермально-метасоматического типа ловушек УВ.

4.5. Развитие смешаннослойных образований в поровом пространстве пород-коллекторов продуктивных горизонтов является отрицательным фактором. Данные образования играют роль природных кольматантов.

4.6. Развитие псевдоморфоз кремнезема по чешуйчатым агрегатам в поровом пространстве пород-коллекторов продуктивных горизонтов является положительным фактором. Данные образования укрепляют поровое пространство и способствуют повышению дебитов продуктивных горизонтов.

На основании проведенных исследований утверждается, что:

1. В пострифтогенный период становления Болынехетской синеклизы выделяется серия этапов активизации глубинных процессов, приведших к структурной перестройке юрского и доюрского комплексов и определивших характер распространения залежей углеводородов, в том числе в меловом комплексе ее осадочного чехла.

2. На этапах активизации глубинных процессов формируются структуры типа «ПКД-ИКС», имеющих эндогенную природу и являющиеся зонами генерации, миграции и локализации углеводородов.

3. Эндогенные процессы формируют гидротермально-метасоматический тип ловушек и определяют анизотропию стратифицированных комплексов.

4. Термобарогеохимические параметры в системе «порода-флюид» определяют характер распространения литогеохимических и минералогических факторов анизотропии продуктивных горизонтов, что в свою очередь отражается на их дебетах (рис. 5.7).

В процессе разработки модели формирования залежей УВ, в основу которой положен принцип их конвергентности, выделена последовательность оценки перспективности площадей, целью которой является обнаружение максимально продуктивных залежей УВ и критерии прогноза их продуктивности. Результатом анализа структур доюрского комплекса Болынехетской синеклизы, сопоставления характера распространения выявленных в ее границах залежей УВ с характером их распространения на эталонных площадях, выделены три типа площадей: 1 - интракратонный, 2- перикратонный, 3 - переходный. На основе данного анализа выделен ряд перспективных площадей (рис. 8.1) и дана прогнозная оценка их потенциальной нефтегазоносности, в частности:

• Горелинская площадь аналогична Пякяхинскому месторождению.

• Северо-Лангаямская площадь аналогична Северо-Уренгойскому месторождению.

• Внутриюрская и Варейская площади аналогичны Хальмерпаютинскому месторождению.

Следует отметить, что на западном борту устья р. Пур выделена Лангаямская площадь с ресурсами категории СЗ. Опираясь на структурные особенности Хальмерпаютинской и Северо-Уренгойской погребенных структур, а также на результаты исследования Хальмерпаютинского месторождения углеводородов, предполагается, что перспективы Усть-Пуровской структуры, на юго-западном фланге которой находится Лангаямская площадь, могут быть сравнимы с характеристиками Хальмерпаютинского и Северо-Уренгойского месторождений.

Рис. 8.1. Схема прогнозов перспективных площадей Болыпехетской синеклизы. Условные обозначения: 1 - эталонные типы разведанных месторождений углеводородов; 2 - прогнозируемые перспективные на обнаружение залежей углеводородов площади; 3 - районный центр; 4 - изогипсы кровли доюрского комплекса ОГ «А»; 5 - линии разломов.

В определенной степени перспективной можно считать Перекатную структуру 1-го типа на юго-западном фланге которой выделена одноименная площадь (рис. 1, п. 10). На данной площади в основном отмечены водонапорные и единичные продуктивные горизонты с относительно высокими значениями дебитов. В строении Перекатной площади выделена структура типа «ПКД-ИКС», что является важным прогнозным признаком.

К настоящему времени рекомендованные площади входят в реестр перспективных площадей, выделенные по результатам сейсморазведочных работ. Основным критерием перспективности был сейсмофациальный фактор: здесь сейсморазведочными работами выделена серия горизонтов, интерпретируемые как потенциальные коллекторы.

Защищаемые положения

На основе анализа сформулированы следующие защищаемые положения: 1. Установлены геолого-структурные особенности локализации залежей УВ, заключающиеся в том, что наиболее перспективные площади располагаются над центральной частью погребенных структур доюрского и юрского комплексов, а характер распределения наиболее продуктивных залежей УВ в разрезе неокома зависит от структур типа ПКД-ИКС.

Анализ расположения выявленных на 2013 год месторождений и перспективных на углеводороды площадей, а также характер распределения продуктивности залежей выявил определенную их зависимость от строения нижележащих комплексов, в том числе и доюрского. Доюрский комплекс в основании Северо-Тазовской впадины сложно дислоцирован. Здесь выделяются структуры Н-го порядка. Центральное место среди них занимает Пякяхинский горст, обрамленный с флангов серией локальных грабенов, с востока представленных Варейским и Хальмерпаютинским, а с запада - Внутриюрским. В свою очередь, в отложениях юрского комплекса, облекающих структуры П-го порядка, на основе анализа его отражающих горизонтов (ОГ), выделяются структуры Ш-го порядка, морфология которых, в частности на Пякяхинской и Хальмерпаютинской площадях, существенно различается.

На Пякяхинской площади структура юрского комплекса представлена серией тектонических блоков, разделенных системой разломов субмеридианального, северовосточного и северо-западного простирания. На Хальмерпаютинской - чередованием антиклинальных и синклинальных структур обликания погребенных локальных депрессий в доюрском комплексе.

На данных площадях выделены структуры типа «ПКД-ИКС». Начало заложения структуры типа «ПКД» следует связывать с тектоно-гидротермальной активизацией глубинных процессов. В частности, на Хальмерпаютинской и Пякяхинской площадях время их заложения относится к позднеюрскому этапу активизации глубинных процессов. Стратиграфическое положение первого относительно четко выраженного инверсионного горизонта в стратифицированной толще осадочного чехла данных площадей указывает на период затухания тектоно-гидротермального периода активизации. На этом основании, формирование структур типа «ПКД-ИКС» можно связывать со средневолжско-валанжинским периодом активизации альпийского этапа. При этом в датировке инверсионного этапа каждой в отдельности из рассматриваемых площадей есть незначительные различия. В частности, если на Пякяхинской площади инверсионный этап фиксируется на границе ОГ «Б]» и «ГЦ30», то на Хальмерпаютинской - «Б130» и «Н530». Из этого следует, что активная фаза Пякяхинской структуры имеет более продолжительный этап развития. Выделенная в нижнемеловом комплексе зона дилатансии над Пякяхинской ПКД-ИКС позволяет говорить о реанимации данной тектонической системы и активизации гидротермальных процессов в позднемеловой этап активизации глубинных процессов. Это подтверждается ИЬ-Бг датированием метасоматитов, вскрытых Тюменской-СГб в Уренгойской зоне Колтогорско-Уренгойского погребенного рифта. Метасоматиты, развивающиеся по раннетриасовым эффузивам, имеют возраст 90-91 млн. лет. Факт реанимации Пякяхинской ПКД-ИКС в позднемеловой этап косвенно подтверждается наличием хемогенных пород в разрезе турон-маастрихтских отложений. Активизация глубинных процессов явилась причиной формирования зоны дилатансии, обеспечившей выход высоко минерализованных термальных источников на поверхность верхнемелового осадочного бассейна.

Активизация глубинных процессов инициирует флюидизацию породных комплексов, интенсивность которой контролируется зонами дизъюнктивных деформаций. Наиболее проницаемыми являются узлы пересечения разнонаправленных разломов. Сейсмическое зондирование недр показывает, что в узлах их пересечений формируются структуры типа «ПКД-ИКС». Изменения уровня трещиноватости от центра узла пересечения к его флангам создают условия для неравномерной трансформации вмещающих породных комплексов, что в свою очередь, находит свое отражение в характере распределения залежей углеводородов. Анализ результатов испытаний в скважинах Пякяхинской, Хальмерпаютинской, Салекаптской и Южно-Мессояхской и ряда других площадей Северо-Тазовской впадины, позволил выделить определенные закономерности в распределении залежей углеводородов в зависимости от структурных особенностей доюрского и собственно юрского комплексов. Установлено, что на площадях, расположенных над центральной частью структур П-го порядка, как положительных, так и отрицательных, сконцентрированы наиболее продуктивные залежи. Испытания на площадях, расположенных на флангах данных структур или над их переходными зонами, фиксировали в основном водонапорные горизонты, «сухие» интервалы и единичные чаще малопродуктивные залежи. Характер распределения дебитов относительно структур Ш-го порядка уже зависит не только от позиции исследуемого интервала продуктивного горизонта, но и от уровня интенсивности и характера процессов гидротермального метасоматоза. На этом основании, перспективные в границах Северо-Тазовской впадины площади можно разделить на три типа, согласно их позиции над структурами П-го порядка. Первый Пякяхинский выделяется над положительными структурами. Второй Хальмерпаютинский - над отрицательными. Третий Северо-Хальмерпаютинский - переходный. К первому типу в границах

Большехетской синеклизы можно отнести большинство месторождений региона: собственно Пякяхинское, а также Ямбургское, Находкинское, Тазовское, Заполярное и ряд других. Ко второму, в границах Большехетской синеклизы относится только СевероУренгойское месторождение и Лангаямская перспективная площадь. К третьему переходному типу относятся Западно-Хальмерпаютинская, Российская, Перекатная, Салекаптская и другие площади. Третий тип наименее перспективен на данном уровне конъюнктуры на углеводороды.

На Пякяхинской площади залежи углеводородов выделяются практически во всех стратиграфических ярусах нижнемелового комплекса: от валанжина до альба. Они представлены как нефтяными, так и газоконденсатными залежами, характеризующихся неравномерным распределением дебитов, как по площади продуктивного горизонта, так и по разрезу комплекса. На Хальмерпаютинской площади продуктивные горизонты выделены только в берриас-валанжинских отложениях и представлены газоконденсатными залежами, которые характеризуются относительно равномерным распределением дебитов со стабильно высокими значениями. По составу углеводородов данные площади также обнаруживают различия, в частности по доле ароматических УВ. На Пякяхинской площади ароматические УВ имеют широкое распространение. Следует отметить, что увеличение их доли в составе углеводородов увязывается с наличием в породном комплексе признаков дизъюнктивных деформаций. На Хальмерпаютинской площади данная группа углеводородов имеет подчиненное значение. Тем не менее, отмечено, что в скважинах, пробуренных над зоной осевой линии одноименного грабена в доюрском фундаменте, отмечается понижение дебитов и незначительное увеличение доли ароматических УВ. Опираясь на экспериментальные данные, согласно которым ароматические УВ образуются в том числе за счет дегидрации углеводородов в повышенных термобарических условиях, можно утверждать, что они являются индикаторами активных флюидных потоков, контролируемых разломами, имеющими глубинные корни.

Морфологические особенности погребенных структур доюрского комплекса и их размеры имеют значение при оценке перспектив исследуемых площадей. Высокий тренд перепада глубин в зоне перехода структур 1-го и 2-го типов, их малые размеры и форма, близкая к линейной, снижают перспективы обнаружения продуктивных залежей со стабильными дебитами. Применимость данных критериев может определяться временем затухания тектонической активности и корректироваться литофациальным фактором перекрывающих отложений.

На основании вышесказанного можно утверждать, что характер распределения залежей углеводородов зависит от геолого-структурных особенностей, как собственно нефтегазоносных, так и комплексов более глубокого залегания. Принадлежность залежи к определенному типу структур отражается на составе и физико-химических свойствах У В.

2. Выявлены закономерности распределения залежей углеводородов в зависимости от развития процессов гидротермального метасоматоза, которые обусловливают трансформацию первичных терригенно-осадочных пород с образованием эпигенетических флюидоупоров и коллекторов, представляющих гидротермалыю-метасоматический тип ловушек УВ.

Минералогические и литогеохимические исследования показали неравномерное развитие процессов гидротермального метасоматоза по терригенно-осадочным отложениям мелового комплекса Северо-Тазовской впадины. Уровень трансформации зависит от интенсивности и термобарических параметров флюидных потоков. В максимально активных зонах флюидомиграции терригенно-осадочные отложения полностью теряли первичные седиментогенные признаки и образовывались новые генетические типы пород — метасоматиты с Cu-Ni и редкоземельной специализацией.

Вертикальная миграция флюидных потоков четко фиксируется по характеру распределения литогеохимических аномалий ряда петрогенных окислов и элементов-примесей. Отмечается привнос одних элементов (КгО, РеО+БегОз, S, Sr) и вынос других (Р2О5, As, F). При этом в характере распространения мышьяка и фтора отмечается два этапа. На первом этапе отмечается вынос их терригенной составляющей. На втором, в наиболее активной части зоны флюидизации, в районе Пякяхинской-2015, на определенном этапе трансформации пород отмечается их концентрация. Поведение данных элементов можно объяснить сменой стадий минералообразования.

На флангах флюидоактивных зон первичные структурно-текстурные особенности терригенно-осадочных отложений сохранялись, но следы их воздействия зафиксированы на минеральном уровне. Исследования порового пространства пород-коллекторов продуктивных горизонтов неокома выявили широкий спектр парагенетических минеральных ассоциаций с контрастными вариациями химического состава микродрузовых минеральных агрегатов с однотипными кристаллографическими формами. В максимально активных зонах флюидомиграции основной объем представлен иллит-смектитовыми образованиями с различным уровнем содержания разбухающих пакетов. Выделяются магнезиальные, железистые и высоко железистые парагенезисы. Mg-ые характерны для Северо-Хальмерпаютинской площади. На Пякяхинской площади широко распространены Fe-bie парагенезисы. На их флангах и в менее активных зонах доминируют вторичный кварц и альбит, кальциевые цеолиты. Здесь по микродрузовым чешуйчатым агрегатам широко распространены Si-e, Na-e и Са-е метасомы.

Зафиксирована смена процесса вторичного окварцевания и альбитизации кристаллизацией высоко железистых гидрослюд. Рентгеноструктурный анализ зафиксировал замещение хлоритов смешаннослойными неупорядоченными иллит-хлоритами и иллит-смектитами.

Неравномерность процесса трансформации терригенно-осадочных отложений находит свое отражение в химическом составе метасоматитов. Наиболее контрастно отмечены различия новообразованных пород по соотношению КгО+ШгС) к БЮг и ТЮг к А^Оз. Повышенным содержанием суммы щелочей и титана характеризуются метасоматиты Северо-Хальмерпаютинской площади. При этом, в отличие от других площадей, на Хальмерпаютинской площади отмечается обратная зависимость КгОНЫагО к БЮг- Характер распределения литогеохимических параметров терригенно-осадочных отложений неокома отражает тип погребенных структур юрского и доюрского комплексов, которые они перекрывают. В частности, Северо-Хальмерпаютинская-2051, пробуренная в зоне широтного сдвига 1-го порядка доюрского комплекса и Западно-Хальмерпаютинская-2014, пробуренная в зоне меридионального разлома типа «сброс» 11-го порядка, характеризуются повышенными содержаниями ТЮг, причем Северо-Хальмерпаютинская-2051 - наибольшими содержаниями. Хальмерпаютинская-2099, находящаяся над центром погребенной структурой типа «грабен» доюрского комплекса, характеризуется обратной корреляционной связью КагО+КгО к БЮг. Пякяхинская-2020 расположенная на фланге одноименной волжско-берриасской ПКД-ИКС, заложенной на структуре типа «горст» доюрского комплекса, характеризуется повышенными содержаниями РеО+РегОз.

В районе литогеохимических аномалий, выделенных над погребенной Пякяхинской ПКД-ИКС за счет смешаннослойных образований с высокой долей разбухающих пакетов, в продуктивных горизонтах формируются зоны кольматации, где в процессе испытаний скважин отмечены существенные снижения дебитов. Из этого следует, что зоны, нацело представленные аргиллизитами, начинают играть роль вторичных флюидоупоров. Наличие флюидоупора является основным условием формирования залежи углеводородов. Их эффективность зависит от минерального состава. Есть основание утверждать, что наиболее эффективно действуют флюидоупоры, представленные смешаннослойными парагенезисами с высокой долей разбухающих пакетов. Зоны аргиллизации, представленные минералами из группы каолинита, как флюидоупоры по сравнению со смешаннослойными менее эффективны. Широкое развитие смешаннослойных образований, в том числе высоко железистых, является одним их благоприятных факторов, определивших перспективы Пякяхинской площади. С другой стороны, более широкое развитие каолинитовых аргиллизитов, вероятно, было одним из факторов, снизивших перспективы Северо-Хальмерпаютинской площади.

Минеральный состав низкотемпературных метасоматитов в зависимости от РТ-параметров в системе «порода-флюид» наряду с аргиллизитами, играющих в целом роль вторичных флюидоупоров, представлен и флюидизитами, выполняющих роль вторичных коллекторов. Развитие зон вторичного окварцевания с образованием псевдоморфоз кремнезема по чешуйчатым минеральным агрегатам, цеолитизации и альбитизации повышают коллекторские свойства пород-коллекторов продуктивных горизонтов. С другой стороны, смешаннослойные образования играют роль природных кольматантов. Определенные сочетания и количественная характеристика этих эпигенетических образований представляют новый гидротермально-метасоматический тип ловушек углеводородов.

Таким образом, трансформируя первичные терригенно-осадочные отложения, глубинные флюиды формируют вторичные условия для накопления углеводородов. В процессе гидротермального метасоматоза образуется новый генетический тип ловушек -гидротермально-метасоматический.

3. Установлены оптимальные термобарогеохимические условия формирования залежей УВ, заключающиеся в том, что наиболее продуктивные нефтегазовые скопления формируются на прогрессивной и низкотемпературной регрессивной стадиях гидротермального метасоматоза.

На основании данных вакуумной декриптации и газовой хроматографии температурных интервалов декриптации пород неокома были выделены прогрессивная, экстремальная и две регрессивных стадии развития флюидных систем, что нашло свое отражение в формировании парагенетических минеральных ассоциаций. На Пякяхинской площади температурный интервал (Т) прогрессивной стадии составляет Т180-280°С. Уровень давления (Р) варьирует от 25-3ОМПа на глубине 1,7 км. до 40-45МПа на 3,5 км. Экстремальная стадия характеризуется Т360-450°С, Р40-50МПа и 80-90МПа соответственно. Максимальный уровень давления отмечен во 2-м стволе. Первая регрессивная стадия характеризуется Т60-140°С и Р15-20МПа и 25-3 ОМПа соответственно. Для второй - Т350-240°С и Р30-35МПа и 45-50МПа соответственно. Температурный режим в системе «порода-флюид» на Северо-Хальмертаютинской площади на 20°С выше, чем на Пякяхинской. Вероятно это нашло свое отражение в минералогических и литогеохимических особенностях аргиллизитов и связано с принадлежностью данных площадей к различным типам погребенных структур, в частности, к широтному сдвигу 1-го порядка доюрского комплекса и структуры типа «ПКД-ИКС» позднеюрского этапа активизации глубинных процессов соответственно.

Установлены контрастные различия в условиях флюидизации породных комплексов одного и того же разреза, вскрытого двумя стволами Пякяхинской-2020, расстояние между которыми составляет до 130 метров. Так, во втором стволе на глубине 2,1-2,8 км вторая регрессивная стадия характеризуется Т360-320°С и Р60-70МПа, что на 60-40°С и 15-20МПа выше, чем на этом же гипсометрическом уровне в первом, а на глубине 3,0-3,5 км давление на 10-15МПа ниже. Подобный разброс характерен и для экстремальной стадии минералообразования. Во втором стволе, на глубине 2,1-2,8 км, давление на первой низкотемпературной регрессивной стадии при значениях Т120-80°С на ЗОМПа больше, чем на глубине 3,0-3,5 км. Есть основание утверждать, что на глубине 3,0-3,5 км второй ствол вскрыл зону дилатансии.

Наглядно уровень трансформации отражается на структуре декриптограмм. Выделяются два их основных типа. Первый представляет породы, не претерпевшие эндогенные изменения, и характеризуется отсутствием низкотемпературных эффектов, слабо выраженными эффектами в среднетемпературной области и высокой флюидоактивностью в интервале температур выше 350-500°С. Высокая флюидоактивность в данном интервале температур, вероятно, связана с декриптацией флюидных включений первичных терригенных компонентов породы. Второй представлен 2-х, 3-х, реже 4-х модальной структурой с четко выраженными пиками в низко-, средне- и высокотемпературных интервалах декриптации. Этот тип декриптограмм характерен для эпигенетически измененных пород. На этом основании выведен коэффициент, характеризующий степень эпигенетической трансформации породных комплексов, представляющий отношение значений показателей флюидоактивности (F) - F0cm к F2. Сопоставление дебитов продуктивного горизонта БУ18 Пякяхинской площади с учетом состава парагенетических минеральных ассоциаций в поровом пространстве его пород-коллекторов с данным коэффициентом показало высокий коэффициент аппроксимации. Отмечается, что при увеличении степени флюидизации породных комплексов повышаются значения дебитов. Кроме того, установлено, что дебиты продуктивных горизонтов и порог устойчивости структуры порового пространства слагающих их пород-коллекторов также зависят от состава парагенетических минеральных ассоциаций в поровом пространстве пород-коллекторов.

Контрастный разброс термобарических параметров среды минералообразования в 2-х стволах одной скважины, расстояние между которыми составляет 100 - 130 м, и характер распределения значений F-показателя позволяет говорить о наличии пяти локальных зон флюидомиграции, что позволяет говорить о неравномерном развитии процессов гидротермального метасоматоза.

Наиболее флюидоактивной является зона, выделенная на глубине 2,5-2,7 км с максимальным значением суммарного Б-показателя до 656,4 усл.ед. Зона, выделенная на глубине 1,4-1,5 км с флюидоактивностью Р0бщ до 430,2 при среднем по разрезу 316,0 усл.ед., представляет верхнюю часть открытой гидротермальной колонны - зоны дилатансии, корневая часть которой выделена на глубине 3,0-3,5 км. Выделение зоны дилатансии с аномальной флюидоактивностью на глубине 1,4-1,5 км подтверждается наличием признаков гидротермально-эксгаляционных процессов при формировании отложений в позднемеловой этап осадконакопления, указывающих на выход высокоминерализованных термальных растворов на поверхность позднемелового осадочного бассейна.

В процессе катагенетической трансформации терригенно-осадочных отложений, с увеличением глубины их захоронения, из горнопородного массива равномерно выводится как свободная, так и связанная вода. На Пякяхинской площади процесс катагенетической трансформации интенсивно заретуширован активной флюидизацией. Наиболее наглядно данный процесс представлен на графике распределения парциального давления компонентов флюида в горнопородном массиве Северо-Хальмерпаютинской площади, где в интервале глубин 1,7-2,7 км при Т40-180°С четко фиксируется линейное изменение его значений. Отмечается падение парциального давления НгО и повышение N2 при практически нулевом значении СОг. При Т200°-360°С в этом же интервале глубин парциальное давление Н20 и СО2 практически не меняется, составляя 30 и 60 % соответственно. На этом фоне, в низко- и среднетемпературном интервалах декриптации, на глубинах 2,9 и 3,2 км выделяются локальные зоны резкого повышения парциального давления Н2О до 95% и понижением СОг до 5%. В данном распределении компонентов флюида четко прослеживается геосинергетический принцип развития генетически различных процессов — стадиального катагенеза и наложенного эпигенеза.

Процессы флюидизации отражаются и на газотворной способности трансформированных пород, уровень которой определялся дифференциальным термовакуумным методом. Объем газовыделения варьирует от 15,2 до 102,6 м3/м3. Максимумы газотворной способности совпадают с максимумами флюидоактивных зон. На вариационных диаграммах отношения Б-показателя флюидоактивности к объему газовыделения четко выделились три группы точек с высокой степенью линейной корреляции в каждой. Каждая группа точек характеризует термобарогеохимические параметры прогрессивной и двух регрессивных стадий трансформации пород неокома.

Таким образом, в процессе гидротермального метасоматоза в зонах активной флюидомиграции формируются термобарогеохимические условия, благоприятные, как для генерации, так и локализации углеводородов. Наличие свободного водорода и углеводородов во флюидных включениях магматических породных комплексов и в составе ювенильных флюидов, позволяет утверждать о конвергентной природе углеводородов.

4. Создана структурно-генетическая модель формирования залежей УВ и разработаны на ее основе критерии прогноза перспективных площадей в меловом комплексе осадочного чехла Большехетской синеклизы.

В основе создания структурно-генетической модели формирования залежей углеводородов лежит анализ геологического строения перспективных площадей, учитывающий последовательность развития территории в геолого-историческом плане, а также определенное сочетание структурных, термобарогеохимических, литогеохимических и минералогических факторов. Прогноз продуктивных залежей углеводородов основан на сопоставлении результатов анализа комплексных лабораторных и геофизических исследований, испытаний перспективных горизонтов нового объекта с параметрами эталонных площадей. При этом объект исследования и эталонная площадь должны относиться к одному типу структурных элементов как собственно нефтегазоносных, так и нижележащих породных комплексов, и имеющих общую историю геологического развития.

Формирование залежей углеводородов можно условно разделить на три этапа: генерацию, миграцию и локализацию. Генерация углеводородов представляет собой процесс гидрирования углерода при определенных термобарических условиях и парциального давления свободного водорода в присутствии катализаторов. Согласно экспериментальным данным процесс гидрирования углеводородов при наличии определенных катализаторах происходит при Т20-300°С, а дегидрирование - при более высоких температурах. Повышение давления является благоприятным фактором. Например, при пропускании алканов с неразветвленной цепью, имеющих не менее шести атомов углерода в молекуле, над нагретой платиной или оксидом хрома происходит дегидроциклизация - образование арена с выделением свободного водорода. Имеет место и обратный процесс. Например, при нагревании и высоком давлении в присутствии металлических катализаторов идет реакция присоединения водорода к аренам. В частности, гидрирование жидкого толуола в присутствии никеля или других металлических катализаторов с образованием метилциклогексана проходит при Р10-ЗОМПа и Т100-200°С. Данные условия входят в диапазон РТ-параметров низкотемпературной регрессивной и прогрессивной стадии. На этом основании, структуры типа «ПКД-ИКС», характеризующиеся Си-№-редкоземельной специализацией, можно рассматривать как зоны активной генерации углеводородов. При этом, наиболее благоприятные условия для их генерации создаются на прогрессивной Т180-280°С и низкотемпературной регрессивной Т60-140°С стадиях гидротермального метасоматоза.

В подтверждение экспериментальных данных следует отметить факт высокого парциального давления свободного водорода в отложениях апт-сеноманского этапа осадконакопления Северо-Хальмертаютинской площади и повышенного в среднем на 20°С температурного режима в системе «порода-флюид» по сравнению с Пякяхинской площадью. С учетом того, что данная скважина пробурена в зоне широтного сдвига глубокого заложения, являющегося структурой 1-го порядка доюрского комплекса, можно говорить о развитии процесса дегидрации, в том числе глубинных углеводородов. Таким образом, на определенных этапах гидротермального метасоматоза происходит трансформация не только породных комплексов, но и углеводородных флюидов. На экстремальной стадии гидротермального метасоматоза развивается процесс дегидрации, при этом флюидная система обогащается свободным водородом. Один из путей его консервации и захоронения - флюидные включения в новообразованных минералах, что было подтверждено хроматографическим анализом состава флюидных включений высокотемпературного интервала декриптации в отложениях нижнего мела на Северо-Хальмерпаютинской площади. Вторым источником свободного водорода, а в определенном объеме и углеводородов, могут выступать газово-жидкие включения, законсервированные в эффузивных породах, которые составляют до 10-20% терригенной фракции в алевро-псаммитовых отложениях, в частности неокома осадочного чехла Северо-Тазовской впадины. Кроме того, эффузивы рифтогенного этапа также следует рассматривать как один из источников свободного водорода и углеводородов. При этом структуры типа ПКД, представляющие собой вертикальные зоны активной трансформации вмещающих породных комплексов, выступают также и как зоны миграции флюидных потоков, в том числе и УВ. Структуры типа ИКС обеспечивают локализацию углеводородов.

Пластовое давление, превышающее литостатическое, формируется за счет двух факторов. Первый — циклическое развитие зон дилатансии и компакции при тектонических процессах. Второй — за счет давления ювенильных флюидов.

Следующим этапом в распределении углеводородов является формирование их залежей. Основное условие реализации этого этапа - наличие эффективных флюидоупоров, перекрывающих и ограничивающих структурные элементы с хорошими коллекторскими свойствами. Оптимальные условия образования вторичных флюидоупоров обеспечиваются на регрессивной низкотемпературной Т60-140°С стадии гидротермального метасоматоза, когда образуются смешаннослойные парагенезисы с максимальным числом разбухающих пакетов. Формирование вторичных коллекторов в виде зон развития флюидизитов или за счет улучшения фильтрационно-емкостных свойств седиментогенных коллекторов происходит на прогрессивной стадии. На данной стадии отмечается выщелачивание седиментогенного цемента псаммитовых отложений и укрепление порового пространства за счет образования, в частности псевдоморфоз кремнезема или вторичного окварцевания и альбитизации.

Прогноз осуществляется от общего к частному в определенной последовательности применения прогнозных факторов:

Первый уровень прогноза - структурный. Анализ геологического строения породных комплексов, подстилающих нефтегазоносные отложения, позволил выявить структурно-тектонические признаки, определяющие характер распространения залежей углеводородов. Система глубинных разломов формирует свое зеркальное отражение в перекрывающих их отложениях, формируя зоны напряжений и дизъюнктивных деформаций, определяющих флюидный режим нефтегазоносных отложений, в том числе углеводородов. Характер распределения дебитов продуктивных горизонтов, основанный на анализе массива данных испытаний в скважинах, относительно структур Н-го порядка позволил выделить три типа перспективных площадей. Наибольшую перспективность имеют площади, расположенные над их центральной частью. При этом в отличие от площадей 2-го Хальмерпаютинского типа, 1-ый Пякяхинский тип характеризуется нефтегазоносностью всего нижнемелового комплекса. Продуктивность залежей зависит от характера распределения структур Ш-го порядка. Продуктивные залежи на площадях 2-го типа локализуются в берриас-валанжинских отложениях и в силу их более глубокого залегания, уровень геологических и технологических рисков на площадях данного типа выше, что снижает их приоритетность. Над переходными зонами положительных и отрицательных структур И-го порядка, представляющие 3-ий тип площадей, вероятность обнаружения залежей со стабильными дебитами углеводородов наименьшая.

Анализ структурных и генетических признаков пород позволил выделить три периода альпийского этапа тектоно-гидротермальной активизации: волжско-берриасский и турон-маастрихтский, в течение которых были сформированы Хальмерпаютинская и Пякяхинская берриасская ИКС. Турон-маастрихтская структура не имеет четких очертаний, тем не менее, рассматривается как индикатор данного периода активизации альпийского этапа. Выделение максимального числа структур типа «ПКД-ИКС» указывает на интенсивную флюидизацию горнопородного массива с участием глубинных процессов, что в целом повышает перспективы исследуемых площадей на обнаружение в их границах залежей углеводородов.

Второй уровень прогноза - термобарогеохимический. Уровень трансформации горнопородного массива определяется термобарогеохимическими параметрами в системе порода-флюид». Наиболее интенсивно трансформация протекает во флюидоактивных зонах, формирование которых связано с активизацией глубинных процессов. Определяя характер и интенсивность развития процессов гидротермального метасоматоза, глубинные флюидные потоки активно способствуют деградации первичных терригенно-осадочных признаков и формированию новых генетических типов пород, в том числе формируя новый гидротермально-метасоматический тип ловушек углеводородов.

На основе результатов исследования активности флюидных систем созданы новые модели формирования залежей углеводородов, основанные на стадийном развитии эндогенных процессов, каждая стадия которых характеризуется определенными термобарогеохимическими параметрами. Выделение зон с РТ-параметрами и составом флюидных включений в новообразованных комплексах пород, совпадающие с экспериментальными данными генерации углеводородов, в частности прогрессивной и низкотемпературной регрессивной стадии при Р до 50МПа и температурой до 240°С, позволяет с учетом определенного сочетания других критериев прогнозировать продуктивную залежь углеводородов.

Изменения термобарических параметров до экстремальной стадии трансформации породных комплексов и развитие регрессивных стадий, связанных со снижением активности глубинных процессов, приводит к активному перераспределению химических элементов и формированию парагенетических минеральных ассоциаций, устойчивых при определенных термобарических параметрах гидротермального метасоматоза и определяющих условия формирования продуктивных залежей углеводородов. Третий уровень прогноза - литогеохимический. Взаимодействие флюидных потоков с горнопородным массивом определяет развитие метасоматических процессов, что отражается на характере распределения основных петрогенных окислов и рудной специализации новообразованных породных комплексов. Определенные закономерности распределения значений ряда петрохимических модулей, выявляющие признаки участия гидротермально-эксгаляционных процессов в формировании отложений, перекрывающих нефтегазоносные комплексы, указывают на наличие флюидоактивных систем и формирования структур типа «ПКД-ИКС». Формирующиеся в данных структурах аномалии геохимических компонентов, как результат гидротермального метасоматоза, определяют анизотропию продуктивных горизонтов, что отражается на характере распределения углеводородов и продуктивности их залежей. Си-№-редкометальная специализацию метасоматитов при определенных РТ-параметрах в зоне активной флюидомиграции позволяет говорить о генерации углеводородов.

От интенсивности глубинных процессов зависит активность перераспределения вещества с его выносом по зонам дилатансии на поверхность осадочного бассейна. На этом основании, расчет характера распределения литогеохимических компонентов системы с учетом результатов геофизических исследований в скважинах позволяет прогнозировать характер распределения залежей углеводородов и их продуктивность. При этом оперативная оценка характера распределения значений ряда петрохимических модулей в отложениях верхнего структурного этажа позволяет прогнозировать общие перспективы площади еще на начальной стадии поисково-разведочного бурения.

Исследования характера распределения литогеохимических компонентов системы по разрезу осадочного чехла показали приуроченность залежей углеводородов к интервалам их аномального содержания, в частности калия. При этом аномальное содержание суммарного железа указывает на развитие эпигенетических флюидоупоров.

Таким образом, литогеохимический фактор как самостоятельный признак может определять общую перспективность площади, а в сочетании с другими позволяет выделять интервалы развития гидротермально-метасоматических ловушек углеводородов. Четвертый уровень прогноза - минералогический. Особенности парагенетических минеральных ассоциаций в поровом пространстве пород-коллекторов и характер их распространения позволяют выделять в едином стратифицированном горизонте как вторичные флюидоупоры, так и вторичные коллектора. Кристаллохимические особенности отдельных минеральных образований детализируют эту классификацию. В частности, зоны гидротермального метасоматоза с широким развитием железистых смешаннослойных образований с большой долей разбухающих пакетов играют роль вторичных флюидоупоров. В зонах преобладания псевдоморфоз кремнезема по чешуйчатым минеральным агрегатам формируются вторичные коллекторы. Характер распределения парагенетических ассоциаций в определенных термобарических условиях минералообразования имеет определенную зональность. Знание закономерностей распределения и положение объекта исследования в этой зональности позволяет решать практические задачи и определяет экономическую эффективность как геологоразведочных, так и эксплуатационных работ на разведанном месторождении.

Выделение термобарогеохимического фактора во второй уровень прогноза связано с тем, что его параметры определяют характер распределения литогеохимических и минералогических особенностей эндогенной трансформации породных комплексов. Изменение термобарогеохимических параметров формирует литогеохимические и минералогические зональности, лежащие в основе структурно-генетического моделирования и разработки критериев прогноза залежей углеводородов.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах: В изданиях, рекомендованных ВАК:

1. Труфанов В.Н., Сухарев А.И., Труфанов A.B., Майский Ю.Г. Термобарогеохимические условия трансформации пород неокома Болынехетской синеклизы (Западная Сибирь) // Ростов н/Д. Изд-во СКНЦ ВШ ЮФУ «Известия Вузов. Северо-Кавказский регион. Естественные науки». 2012. № 1. С. 53-57.

2. Сухарев А.И. Минеральные ассоциации вторичного цемента песчаников и продуктивность залежей углеводородов неокома Болынехетской синеклизы (Западная Сибирь) // Ростов н/Д. Изд-во СКНЦ ВШ ЮФУ «Известия Вузов. Северо-Кавказский регион. Естественные науки». 2013.2013. № 2. С. 71-75.

В других научных изданиях:

3 Сухарев А.И. Метасоматиты верхней части осадочного чехла Болыпехетской мегасинеклизы // «Литология и геология горючих ископаемых». Межвузовский научный тематический сборник. Вып. 11(18). Изд-во УГГУ. Екатеринбург. 2008. Стр. 107-109.

4 Сухарев А.И. Метасоматиты верхней части осадочного чехла Болыпехетской мегасинеклизы // «Типы седиментогенеза и литогенеза и их эволюция в истории Земли». Мат-лы V Уральского литологического совещания. ИГГ УрО РАН. Екатеринбург. 2008. Стр. 309-311.

5 Сухарев А.И. Тектоно-гидротермальные системы Северо-Хальмерпаютинской площади // «Литология и геология горючих ископаемых». Межвузовский научный тематический сборник. Вып. 111(19). Изд-во УГГУ. Екатеринбург. 2009. Стр. 128-133.

6 Сухарев А.И. Метасоматиты по отложениям мелового комплекса Верхнеиндикъяхской впадины Болыпехетской синеклизы // «Литология и геология горючих ископаемых». Межвузовский научный тематический сборник. Вып. IV(20). Екатеринбург. 2010. Изд-во УГГУ. Стр. 105-110.

7 Сухарев А.И. Метасоматиты по отложениям мелового комплекса Верхнеиндикъяхской впадины Болынехетской синеклизы // «Актуальные вопросы литологии». Материалы VIII Уральского литологическое совещания. ИГГ УрО РАН. Екатеринбург. 2010. Стр. 304-305.

8 Коробов А.Д., Коробова Л.А., Сухарев А.И. Роль палеотемператур вторичного минералообразования в локализации месторождений УВ рифтовых осадочных бассейнов // «Актуальные вопросы литологии». Материалы VIII Уральского лит. совещания. ИГГ УрО РАН. Екатеринбург. 2010. Стр. 157-159.

9 Сухарев А.И. Минералы-индикаторы наложенного эпигенеза Большехетской синеклизы // «Минералы-индикаторы литогенеза». Материалы Российского совещания. ИГ Коми НЦ УрО РАН. Сыктывкар. 2011. Стр. 245-247.

10 Сухарев А.И. Смектит-гидрослюдистые образования вторичного цемента песчаников и продуктивность газоконденсатных залежей неокома Большехетской синеклизы (Западная Сибирь). // «Глины, глинистые минералы и слоистые материалы». Материалы Российского рабочего совещания. ИГЕМ РАН. Москва. 2011. Стр. 136-137.

11 Сухарев А.И. Пострифтогенные процессы в Большехетской синеклизе и характер распределения углеводородов (Западная Сибирь) // «Литология и геология горючих ископаемых». Межвузовский научный тематический сборник. Вып. V(21). Изд-во УГГУ. Екатеринбург. 2010. Стр. 187-194.

12 Сухарев А.И. Признаки гидротермально-эксгаляционных процессов в верхнемеловых отложениях осадочного чехла Северо-Тазовской впадины (Западная Сибирь) // «Проблемы региональной геологии Северной Евразии». Материалы VIII научных чтений. МГРИ-РГГРУ. Москва. 2012. Стр. 81-84.

13 Сухарев А.И. Признаки гидротермальных процессов трансформации терригенно-осадочных пород мелового комплекса Северо-Тазовской впадины (Западная Сибирь) //Екатеринбург. Материалы XI Уральского литологического Совещания «Приоритетные и инновационные направления литологических исследований». ИГГ УрО РАН. 2012. С. 173175.

14 Труфапов В.К, Сухарев А.И., Гамов М.И., Труфанов A.B. Гидротермальный литогенез и его влияние на распределение залежей углеводородов // Ростов н/Д. Материалы Всероссийской научной конференции. Осадочные формации юга России и связанные с ними полезные ископаемые. Изд. СКНЦ ВШ ЮФУ. Ростов н/Д. 2011. С. 21-27.

15 Сухарев А.И. Литологические и термобарогеохимические признаки анизотропии продуктивных горизонтов (Западная Сибирь) // Тюмень. Материалы Международной научно-практической конференции, 2013: Новые геотехнологии для старых провинций». 2013. neft-saz-novacii. ги.

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Сухарев, Анатолий Иванович, 2013 год

Список литературы: Изданная:

1. Белкин В.И., Медведский Р.И. Жильный тип ловушек нефти и газа // Советская геология. 1987. №9. С. 25-34.

2. Бембель P.M., Мегеря В.М., Бембель М.Р. Геосолитоны и дегазация Земли // Москва. Материалы Международной конф. «Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть и газ». Изд-во ГЕОС. 2002. С. 95-97.

3. Бетехтин А.Г. Минералогия // Москва. Геологическая литература. 1950. 957 с.

4. Бажов A.A., Седлецкий В.И. Гидротермально-осадочный тип литогенеза // Ростов н/Д. Материалы Всероссийской научной конференции. Осадочные формации юга России и связанные с ними полезные ископаемые. Изд. СКНЦ ВШ ЮФУ. Ростов н/Д. 2011.С. 15-20.

5. Бойко Г.Е., Чекалюк Э.Б. Термодинамические критерии условий нефтеобразования // Киев. Мат. Республиканского сов., Львов, 1965. Изд-во Наукова Думка. 1967. С. 54-59.

6. Бородкин В. Н., Кислухин В. И. Инверсионные кольцевые структуры как один из критериев локального прогноза нефтегазоносности // Москва. Горные ведомости. Геология. 2007. № 8. С. 24-33.

7. Бородкин В.Н., Кислухин В.К, Нестеров И.И. и др. Инверсионные кольцевые структуры как один из критериев локального прогноза нефтегазоносности // Москва. Горные ведомости. Геология. 2006. № 10. С. 24-38.

8. Богородская Л.И., Соболева Е.И., Фомичев A.C. Карты катагенетической превращенности органического вещества в породах малышевского горизонта ЗападноСибирской плиты масштаба 1:2500000 // Новосибирск. СНИИГГиМС. 2000.

9. Бочкарёв B.C. Структурно-формационные зоны доюрского основания ЗападноСибирской платформы и их нефтегазоносность // Осадочные формации и их нефтегазоносность // Москва. Недра. 1978. С.36-37.

10. Бочкарёв B.C. Вулканогенные образования триаса Западной Сибири // Триас Западной Сибири (материалы к стратиграфическому совещанию по мезозою Западно-Сибирской плиты) // Новосибирск. СНИИГГ и MC. 2001. С.70-79.

И. Валяев Б.М. Кропоткин Б.Н. Зональность нефтегазонакопления и глубинной углеводородной дегазации в осадочных бассейнах (в связи с их геодинамической эволюцией) // Москва. Международный симпозиум «Геодинамическая эволюция осадочных бассейнов. 1992. С. 34.

12.Гиршгорн Л.Ш. Дисгармоничные поднятия в осадочном чехле севера Западно-Сибирирской плиты// Сов. геология. 1987. № 4. С 63-71.

13.Гиршгорн Л.Ш., Кабалык В.Г., Муратов Г.Г. Внутричехольные структурные ловушки-спутники Ямбурсгкого месторождения // Геология нефти и газа. 1986. № 2. С. 36-40.

14.Гогоненков Г.Н., Кашин A.C., Тимурзиев А.И. Горизонтальные сдвиги фундамента Западной Сибири // Геология нефти и газа. 2007. № 3. С. 3-11.

15. Гогоненков Г.Н., Тимурзиев А.И. Новейшие сдвиговые деформации Западной Сибири — новое о строении, генезисе и нефтегазоносности тектонических структур // Горные ведомости. Геология. 2011. № 4. С. 36-66.

16. Дмитриевский А.Н., Баланюк И.Е., Каракин A.B. Формирование залежей углеводородов в зонах растяжения океанической коры (на примере о. Сахалин) // Москва. Журнал «Газовая промышленность». 2004, № 5. Стр. 50-54.

17. Дмитриевский А.Н., Баланюк И.Е., Каракин A.B., Донгарян Л.Ш. Серпентиниты океанической коры- источник образования углеводородов // Москва. Геология нефти и газа. 2002. № 3 . С. 37-41.

18. Зубков М.Ю., Дворак C.B., Романов Е.А., Чухланцева В.Я. Гидротермальные процессы в шеркалинской пачке Талинского месторождения (Западная Сибирь) // Литология и полезные ископаемые. 1991. №3. С. 122-132.

19.Зубков М.Ю., Федорова Т.А. Гидротермальные вторичные коллекторы в черных сланцах // Геология нефти и газа. 1989. №6. С. 26-30.

20. Иванкин П.Ф., Назарова Н.И. Глубинная флюидизация земной коры и ее роль в петрорудогенезе, соле- и нефтеобразовании. // Москва. ЦНИГРИ. 2001.206 с. 21 .Иванкин П.Ф., Назарова Н.И. Флюидно-метасоматические преобразования и рудоносность осадочных толщ Прикаспийского бассейна // Москва. ЦНИГРИ. 2005.104 с.

22. Коссовская А.Г., Шутов В Д. Типы регионального эпигенеза и начального метаморфизма и их связь с тектонической обстановкой на материках и океанах // Геотектоника. 1976.№ 2. С. 15-30.

23. Коссовская А.Г., Шутов В.Д., Кац М.Я. Генетические типы цеолитов клиноптилолит-гейландитовой группы континентов и океанов // Москва. Природа цеолитов. Наука. 1980. С. 8-30.

24. Канторович A3., Беляев С.Ю., Конторович В.А. Тектоническая карта юрского структурного яруса Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции // Новосибирск. СО РАН. 2001.

25. Конторович А.Э., Беляев С.Ю., Конторович В.А. Красавчиков В.О. Структурная карта Западно-Сибирской плиты по кровле юрского комплекса // Новосибирск. СО РАН. 2001.

26. Конторович А.Э., Клец А.Г. Схематическая геологическая карта доюрского комплекса Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна // Новосибирск. СО РАН. 2004.

27. Конторович А.Э., Солетчина Э.П., Казанский Ю.П., Казарбин В.В. Диккит в нижнеюрских отложениях Талинской зоны нефтегазонакопления (Западная Сибирь) // Доклад РАН. 1995. Т. 342. №3. С. 350-353.

28. Коробов А.Д., Коробова JI.A. Гидротермальные процессы в погребенных палеорифтах западной Сибири и их роль в доломитизации известняков и насыщении пород фундамента нефтью // Геология нефти и газа. 2005. № 3. 37-45.

29. Котельников Д.Д., Зинчук H.H. Условия образования и эволюция цеолитов в осадочном чехле земной коры // Москва. Известия ВУЗ «Геология и разведка». 2004. № 4. С. 19-24.

30. Кременецкий A.A., Гладких B.C. Низкокалиевые толеитовые базальты - индикатор эволюции палеогеодинамических обстановок и прогноза глубинного углеводородного сырья (по данным Тюменской сверхглубокой скважины СГ6) // Москва. Геохимия. 1997. №6. С. 609-617.

31. Лебедев Б.А. Геохимия эпигенетических процессов в осадочных бассейнах // Ленинград. Лен. отд. изд. «Недра». 1992.239 с.

32. Леоненко Г.Н. Коллекторы нефти и газа как нелинейные саморазвивающиеся системы (на примере Западной Сибири) // Москва. Материалы 3 Международной конференции «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа». Изд-во МГУ. 1999. С. 154-156.

33. Логвиненко Н.В., Орлова Л.В. Образование и изменение осадочных пород на континенте и в океанах // Ленинград. Лен. отд. изд-во. «Недра». 1987. 235 с.

34.Лукьянова В.Т., Голубева Н.П., Халезов A.B. Каолинит и диккит в мезозойских впадинах Урало-Тургайской области // Литология и полезные ископаемые. 1982. №3. С. 66-79.

35. Мархинин Е.К. Вулканизм // Москва. Изд. «Недр». 1985. 287 с.

36. Паталаха Е.И. Тектоно-фациальный анализ // Москва. Изд-во «Недра». 1985. 169 с. Ъ1.Перозио Г.Н. Эпигенез терригенных осадочных пород Зарпадно-Сибирской низменности // Москва. Изд-во «Недра». 1971. 158 стр.

38. Потапов В.П., Дозмарова Н.П. К вопросу о коллекторских свойствах алевропесчаников на больших глубинах (на примере Тюменской сверхглубокой скважины // Геология нефти и газа. 2001. % 3. С. 57-60.

39. Предтеченская Е.А. Катагенетические преобразования нижне-среднеюрских нефтегазоносных отложений Западно-Сибирского осадочного мегабассейна // Екатеринбург. Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук. 2011. 39 стр.

40. Предтеченская Е.А., Шиганова О.В., Фомичев A.C. Катагенетические и гидрохимические аномалии в нижне-среднеюрских нефтегазоносных отложениях

Западной Сибири как индикаторы флюидодинамических процессов в зонах дизъюнктивных нарушений. // Новосибирск. Изд-во СНИИГГиМС. 2009. С. 54-65. 41 .Резников А.Н. Геосинергетика нефти и газа // Ростов-на-Дону. ЮФУ. Изд-во «ЦВВР». 2008. 303 с.

42. Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири // Новосибирск. Объяснительная записка. Изд-во СНИИГГиМС. 2004.113 с.

43. Сианисян Э.С. Показатель динамокатагенетической активности осадочных бассейнов // Доклады АН «Геология». 1993, том 329, № 4. С. 472-475.

44. Сианисян Э.С. Термобарогеохимия и палеогидрогеотермия нефтегазоносных отложений // Москва. Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук. 1994. 61 стр.

45. Сиротенко ОМ.., Титова Г.И. Термодеструкция углеводородов в терригенных породах на больших глубинах (на примере Тюменской СГ-6) //Москва. Генезис нефти и газа. Изд-во ГЕОС. 2003. С. 310-312.

46. Симанович И.М., Япаскурт О.В., Горбачев В.И. Трапповый магматизм и мобилизация углеводородных флюидов (Западная Сибирь) // Москва. Вестник МГУ, сер.4. Геология, 2010. №3. С. 3-9.

47. Скляров Е.В., Гладкочуб Д.П., Донская Т.В. др. Интерпретация геохимических данных // Москва. Центр «Интеграция», 2001.288 стр.

48. Сурков B.C., Жеро О.Г. Фундамент и развитие платформенного чехла ЗападноСибирской плиты // Москва. Изд-во «Недра». 1981. 143 стр.

49. Тимофеев 77.77., Набоко С.И., Ерощев-Шак В.А. и др. Особенности современного гидротермального литогенеза // Литология и полезные ископаемые. 1979. № 6. С. 3-15.

50. Тимурзиев А.И. К созданию новой парадигмы нефтегазовой геологии на основе глубинно-фильтрационной модели нефтегазообразования и нефтегазонакопления // Геофизика. 2007. № 4. С. 49-60.

51. Тимурзиев А.И. Обоснование структурных признаков растяжения и проницаемости земной коры на основе изучения геомеханических условий деформации горных пород в зонах сдвига // Горные ведомости. Геофизика. 2012. № 9. С. 16-49.

52. Тимурзиев А.И., Шумейкин A.C. Прогнозирование нефтегазоносных недр и методика поисков месторождений на основе глубинно-фильтрационной модели нефтегазообразования и нефтегазонакопления // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2010. № 9. С. 22-29.

53. Трофимов В.А. Структуры горизонтального сжатия на территории Татарстана и северной части Оренбургской области // Докл. АН. Геология. 1993. т. 329, № 4. С. 476-479.

54. Труфанов В.Н., Гамов М.И., Дудкевич Л.К., Майский Ю.Г., Труфанов A.B. Основы прикладной термобарогеохимии // Ростов-на-Дону. ЮФУ. 2008. 280 стр.

55. Труфанов В.Н., Гамов М.И., Рылов В.Г., Майский Ю.Г., Труфанов A.B. Углеводородная флюидизация ископаемых углей Восточного Донбасса // Ростов н/Д. ЮФУ. 2004. 272 с.

56. Ушатинский H.H., Бабицын П.К., Киселёва Ф.П. О дикките и накрите в отложениях мезозоя Западной Сибири // Доклад АН СССР. 1973. Т. 209. №3. С. 677-679.

57. Федоров Ю.Н., Криночкин В.Г., Иванов КС. Этапы тектонической активизации Западно-Сибирской платформы (по данным К-Аг метода датирования). // Москва. Доклад АН. 2004, том 397, № 2. С. 239-242.

58. Хаин В.Е., Филатова Н.И. Рецензия на монографию «Суперплюмы: за пределами тектоники плит»//Москва. Геотектоника. 2010. № 1. С. 87-91.

59. Холодов В.Н., Петрова Р.Н., Дементьева О.Ф. Проблема формирования вторичной пористости в песчаных коллекторах элизионных бассейнов // Москва. Изд-во «Наука». 1985. С. 58-72.

60. Чепшова K.P. Постседиментационные преобразования пород-коллекторов // Москва. Изд-во «Наука». 1972. 90 стр.

61. Япаскурт О. В. Концептуальные проблемы литологических исследований в России // Казань. Материалы 6-го Всероссийского литологического совещания. MJ1K ОНЗ РАН. 2011. С. 3-16.

62. Япаскурт О.В. Геоминералогия как основа для познания сути и стадийности процессов литогенеза // Минеральные индикаторы литогенеза. Материалы Российского совещания, Сыктывкар, Коми НЦ УроО РАН. 2011. С. 65-66.

63. Япаскурт О.В., Сухов A.B. Литогенез как отражение reo динамических стадий формирования раннемезозойского осадочного бассейна Северо-Восточного Зауралья (Колтогорско-Уренгойская депрессия) // Екатеринбург. Мат. IV регионального Урал. Совещания «Осадочные бассейны: закономерности строения и эволюции, минерагения». УроО РАН. 2000. С. 178-184.

Фондовая:

64 Горский О.М., Сурков Ю.Н., Мамяшев В.Г. и др. Отчет «Детализационные сейсморазведочных материалов МОГТ-2Д на Давыдовской площади» // Тюмень, ТФ ООО «КогалымНИПИнефть». 2007.

65 Коробов А.Д. Отчет: «Исследование эпигенетических изменений пород по керну и шламу скважины 2051 Северо-Хальмерпаютинской площади петрографическими методами» // Саратов. Саратовский Государственный университет. 2009.

66 Лебедев А.И., Задоенко Л.А. и др. Информационный отчёт: «Сейсмогеологический

прогноз зон днлатансионного разуплотнения образований горизонта зоны контакта с целью увеличения ресурсной базы разрабатываемых месторождений ШНГР» // Тюмень, ООО «КогалымНИПИнефть», 2008.

67 Ордин В.А. Отчет: «Переработка и интерпретация сейсморазведочных работ ЗД-МОГТ масштаба 1:25000 на Пякяхинской площади» // Салехард. ООО «Ямалгеофизика». 2006.

68 Сокол И.Д. Отчет «Переработка и комплексная интерпретация региональных профилей МОГТ и материалов ГИС с целью уточнения сейсмогеологической модели строения меловых и верхнеюрских отложений Большехетской зоны»// Тюмень, СП41. 2003.

69 Отчеты «Комплексные литолого-петрофизические исследования керна и шлама из скважин Пякяхинского месторождения ТПП «Ямалнефтегаз» // Когалым. ЦИКиПФ ООО «КогалымНИПИнефть», 2006-2012.

70 Отчеты «Комплексные литолого-петрофизические исследования керна и шлама из скважины 1п Западно-Вадинской площади ТПП «Ямалнефтегаз» // Когалым. ЦИКиПФ ООО «КогалымНИПИнефть», 2008.

71 Отчеты «Комплексные литолого-петрофизические исследования керна и шлама из скважин Пякяхинского месторождения ТПП «Ямалнефтегаз» // Когалым. ЦИКиПФ ООО «КогалымНИПИнефть», 2006-2012.

72 Отчеты «Комплексные литолого-петрофизические исследования керна и шлама из скважины Салекаптского месторождения ТПП «Ямалнефтегаз» // Когалым. ЦИКиПФ ООО «КогалымНИПИнефть», 2012.

73 Отчеты «Комплексные литолого-петрофизические исследования керна и шлама из скважин Северо-Хальмерпаютинского месторождения ТПП «Ямалнефтегаз» // Когалым. ЦИКиПФ ООО «КогалымНИПИнефть», 2009.

74 Отчеты «Комплексные литолого-петрофизические исследования керна и шлама из скважин Хальмерпаютинского месторождения ТПП «Ямалнефтегаз» // Когалым. ЦИКиПФ ООО «КогалымНИПИнефть», 2006-2010.

75 Отчеты «Комплексные литолого-петрофизические исследования керна и шлама из скважины Южно-Мессояхского месторождения ТПП «Ямалнефтегаз» // Когалым. ЦИКиПФ ООО «КогалымНИПИнефть», 2006, 2012.

76 Труфанов В.Н., Гамов М.И., Майский Ю.Г., Труфанов A.B. Отчет: «Исследование эпигенетических изменений пород по керну и шламу скважины 2051 Северо-Хальмерпаютинской площади термобарогеохимическими методами» // Ростов-на-Дону, Южный Федеральный университет. 2009.

77 Труфанов В.Н„ Гамов М.И., Майский Ю.Г. Труфанов A.B. Отчет: «Исследование эпигенетических изменений пород осадочного чехла Большехетской синеклизы термобарогеохимическими методами» // Ростов-на-Дону, Южный Федеральный

университет. 2009,2010.

78 Федоров Ю.Н. Отчет о научно-исследовательской работе: «Анализ и обоснование критериев выявления зон развития кор выветривания доюрских образований в Шаимском нефтегазоносном районе на основе сейсмогеологических исследований, данных лабораторных исследований керна и обоснование генезиса коллекторов» // Тюмень, ООО «КогалымНИПИнефть», 2008.

79 Федоров Ю.Н., Лебедев А.И., Таканд Г.В. и др. Отчет «Сейсмогеологический прогноз зон дилатансионного разуплотнения образований горизонта с целью увеличения ресурсной базы разрабатываемых месторождений Шаимского НГР» // Тюмень, ООО «КогалымНИПИнефть», 2009.

80 Шурыгин Б.Н., Никитенко Б.Л., Фомин А.Н. и др. Отчет «Палеонтолого-биостратиграфические и геохимические исследования керна Хальмерпаютинской поисково-оценочной скважины № 2099 и обобщение полученных результатов с учетом материалов бурения близлежащих глубоких скважин с целью уточнения оценки перспектив нефтегазоносности» // Новосибирск. ИНГГ. 2006 г.