Нефтегазоносные формации Западно-Сибирского бассейна

Нефтегазоносными называются формации , содержащие нефтяные и газовые скопления. Они выделяются в пределах нефтегазоносных провин-ций, состоят из пластов проницаемых пород, переслаивающихся с пласта-ми непроницаемых пород. Если в их составе резко преобладают слои про-ницаемых пород, то формации будут относиться к категории природных резервуаров массивного типа, регионального и субрегионального ранга в зависимости от их размеров. Формации, состоящие из непроницаемых по-род, будут относиться к категории флюидоупоров. К третьей группе отно-сятся формации, состоящие из многократного переслаивания пластов-резеруаров и пластов-флюидоупоров, относятся к категории природных резервуаров многопластового типа. Они имеют собственные резервуары и покрышки зонального ранга.

Границы нефтегазоносных комплексов и формаций большей частью пересекаются друг с другом, ибо они выделены по разным принципам и при-знакам. Нефтегазоносные комплексы выделяются как природные резервуары регионального ранга, границами их являются региональные флюидоупоры. Формации выделяются как крупные литологически и генетически однород-ные геологические тела. Если делить разрез на три крупных нефтегазоносных комплекса (юрский, неокомский, апт-альб-сеноманский), то формации будут входить в них как составные части. При делении разреза на маломощные нефтегазоносные комплексы (берриас- нижневаланжинский, верхневалан-жинский, нижнеготеривский, верхнего- терив-барремский) границы ком-плексов будут проходить внутри формаций.

Рис. 84.Структурно-формационный профиль платформенного чехла

Западно-Сибирской плиты (по Е.М.Максимову, 1993):

Формации: 1-глинистая морская; 2-песчано-глинистая ритмично-слоистая континен-тально-морская; 4-песчано-глинистая линзовидно-слоистая, континентальная;

5-песчано-глинистая красноцветная, лагунно-континентальная; 6-песчано-глинистая, слабо угленосная, континентальная; 7 -глинисто- кремнистая морская; 8-залежи нефти; 9-залежи газа; 10-пласты железных руд

По особенностям тектонического строения и нефтегазоносности За-падно-Сибирский бассейн делится на три крупные области: южная, цен-тральная, северная. В пределах южной области осадочный чехол маломо-щен (до 2км), нефтеносен только в нижней (юрской) части. В центральной области (Сургутский, Нижневартовский районы) мощность осадочного чехла достигает 3-3,5км, нефтеносны юрские и нижнемеловые отложения. На севере мощность осадочного чехла возрастает до 7-8км, продуктивны-ми здесь являются юрские и меловые отложения до сеноманского яруса включительно. Залежи в основном газовые, газоконденсатные, иногда с нефтяными оторочками. Пермо-триасовые отложения здесь залегают на больших глубинах, бурением практически не изучены.

Западно-Сибирский бассейн выполнен терригенными осадками раз-личных литологических и генетических типов, в пространственном рас-пределении которых соблюдаются общеизвестные седиментационные за-коны и зональности:

и цикличность, выраженная в чередовании трансгрессивных и ре-грессивных серий осадков в вертикальном разрезе;

и пространственная зональность, обусловленная взаиморасположе-нием областей сноса и накопления осадков, глубины дна водных бассейнов на месте осадконакопления и др.

и климатическая зональность, выраженная в пространственно-временном распределении карбонатной, кремнистой, окисно-железистой, углистой и другой примеси в осадках.

Эти зональности в конечном итоге нашли отражение в простран-ственно-временном распределении формационных тел различных литоло-гических и генетических типов.

Формация коры выветривания.

Самой нижней нефтеносной формацией является формация коры выветривания палеозойского фундамента, представленная скоплениями продуктов выветривания, трещиноватыми и выветрелыми породами. По-верхностные проявления битумов, асфальтов, асфальтитов в трещинах и жилах пород фундамента были установлены в Кустанайской седловине, на Щучьинском выступе в устье реки Обь, в Усть-Енисейской впадине (Но-рильский район), на Земле Франц-Иосифа на севере Карского моря. В скважинах, пробуренных на нефть, притоки из трещиноватых пород фун-дамента были получены в Шаимском, Ханты-Мансийском, Нижневартов-ском, Нюрольском, Васюганском, Межовском районах. Скопления нефти контролируются ловушками-выступами в рельефе поверхности фундамен-та (136), покрышками для них являются юрские глины (рис.37, 38).

В Уренгойской сверхглубокой скважине СГ-6 пермская система вскрыта на глубинах 7306-7502м (забой), представлена измененными базаль-тами, диабазами (143). Триасовая система вскрыта на глубинах 5603 -7309м. Нижний триас вскрыт на глубинах 6520-7309м, представлен измененными порфирито-базальтами и их туфами с прослоями аргиллитов. Базальты име-ют достаточно широкое распространение, они вскрыты скважинами: Урен-гойская 414, Черничная 46, Харампурская 340, Северо-Толькинская 304, За-падно-Таркосалинская 99, 299. Средний и верхний триас вскрыт на глубинах 5655-6520м, представлен терригенной формацией - переслаиванием аргилли-тов, алевролитов, песчаников, объединенных в тампейскую серию. Открытая пористость песчаников по керосину составляет 4,1-9,2%, проницаемость

(0,01-0,16) ·10^-15м², карбонатность 0,6-2,2%, плотность 2400-2600 кг/м³. Низ-

кие коллекторские свойства песчаников объясняются высокой степенью их уплотнения, в результате которого большинство пор имеют размеры 0,4-0,6мкм, заполнены физически связанной водой.

Рис. 85.Разрез Тюменской сверхглубокой скважины СГ-6

Преобразования минеральных зерен песчаников по определению Р.С.Сахибгареева (1995) относятся к стадии позднего катагенеза, когда происходят значительная коррозия зерен кварца, полевых шпатов, их реге-нерация и стилолитизация. Полевые шпаты, слюды и глинистые частицы

серицитизированы. В связи с высокой степенью уплотнения пород резко понижена информативность методов ГИС для решения основных геологи-ческих задач, в том числе и оценки нефтегазоносности пластов. Метамор-физм органического вещества на глубине 4,7км, где залегают среднеюр-ские отложения, отвечает стадии позднего мезокатагенеза – МК3. Триасо-вая система находится в зоне раннего и среднего апокатагенеза – АК1, АК2. Органическое вещество глубоко преобразовано, имеет остаточный харак-тер. Такая высокая превращенность рассеянного органического вещества позволяет рассчитывать на обнаружение на этих глубинах газовых и газо-конденсатных скоплений. Температура в призабойной части скважины (7502 м) составляет 210°С, давление - 150 МПа. Опробование на приток жидкости в скважине СГ-6 проведено в интервале 3870-4040м (J 2 –J3), по-лучен газированный буровой раствор. Газирование бурового раствора наблюдалось при проходке интервала 5440-5514м. С глубины 6194-6305м при испытании был получен приток газированной минерализованной во-ды. Мощные водопроявления в процессе бурения были отмечены при про-ходке осадочно-вулканогенной толщи на глубинах 6622 -6655м. Эти дан-ные свидетельствуют, что на больших глубинах породы- коллекторы есть, имеют трещинные пустоты, в зонах ловушек могут быть насыщены угле-водородными газами . Газ, отобранный с глубины 3870-4040м, состоит из метана - 47%, азота - 46%, тяжелых углеводородов - 6,3%.