Scientific journal
Advances in current natural sciences
ISSN 1681-7494
"Перечень" ВАК
ИФ РИНЦ = 0,831

ANALYSIS OF THE FORMATION CONDITIONS OF HYDROCARBONS DEPOSITS IN NON-STANDARD RESERVOIR IN CONNECTION WITH THE DEVELOPMENT OF THE METHODOLOGY OF THEIR FORECASTING IN THE TYMANO-PECHORSK PROVINCE

Marakova I.A. 1
1 Ukhta State Technical University
1319 KB
Considerable attention is paid to the conditions of formation of deposits in non-standard conditions of structural-tectonic zones, foothill troughs in the Western Canadian, Appalachian and Venezuelan basins, Timan-Pechora province. The article touches upon the topic of replenishing the mineral resource base of the Timan-Pechora province at the expense of new objects. The article summarizes new material on the topic under study, as a result of which the provisions of a new methodology for forecasting and searching for hydrocarbon deposits in the Timan-Pechora province are determined. A comparative analysis of the conditions for the formation of productive sediments in tectonically active oil zones abroad and in oil and gas zones in the Timan-Pechora province is carried out. Abroad, the largest oil and gas fields are located in the United States of America and Canada. More than 200 oil and gas fields have been discovered in the Timan-Pechora oil and gas province, a significant part of which is located in the north and east within inversion swells, aulacogen-isostatic elements and thrust-fold zones. Currently, there is increased interest in the study of unconventional sources of hydrocarbons, the formation conditions of which are in many respects similar to the conditions of formation of oil and gas shales in the other oil and gas bassins. On the arctic shelf of the Timan-Pechora province, the Middle Ordovician-Lower Devonian complex has a high oil-generating potential, which makes it possible to predict the filling of traps with oil and the formation of industrial accumulation. Favorable conditions for searching for such deposits are available within the Bolshezemel’skiy arch. Based on the analysis of geological and geophysical material on the tectonic development of the study area, about the sedimentation environments, oil and gas generation potential, conclusions are drawn about the formation of oil and gas bearing areas within the study areas of the Timan-Pechora province.
foothill troughs
structural-tectonic zones
Timan-Pechora province
oil and gas content
oil generation
formation conditions
shale oil
1. Grunis E.B., Barkov S.L. Problems and ways to implement innovative integration of geological and geophysical research at the late stage of field development // Georesursy. 2013. No. 4 (54). P. 28–34 (in Russian).
2. Grunis E.B., Barkov S.L., Epifanov A.A., Mishina I.E. The state of the resource base of hydrocarbon raw materials in Russia and topical problems of oil and gas geological science // Geologiya nefti i gaza. 2016. No. 5. P. 32–45 (in Russian).
3. Gavrilov V.P. Possible mechanisms of natural replenishment of reserves in oil and gas fields // Geologiya nefti i gaza. 2008. No. 1. P. 56–64 (in Russian).
4. Bogdanov B.P. Volga-Timan and East European Riphean barrier reefs as indicators of the structural-formational zoning of the Upper Precambrian of the East European platform (in connection with the oil and gas potential) // Geodinamika, veshchestvo, rudogenez Vostochno-Yevropeyskoy platformy i yeye skladchatogo obramleniya: materialy vserossiyskoy nauchnoy konferentsii. Syktyvkar: IG Komi NTS URO RAN, 2017. P. 22–27 (in Russian).
5. Grunis E.B. Varlamov A.I., Rostovshchikov V.B., Marakova I.A. State, ways of increasing the raw material base of hydrocarbons in the Russian Federation and problems of geological modeling // Novyye idei v geologii nefti i gaza-2019: materialy mezhdunarodnoy nauchno-prakticheskoy konferentsii. M.: Izdatel’stvo «Pero», 2019. P. 138–145 (in Russian).
6. Ulmasvay F.S., Bazarevskaya N.I. Tectonic confinement and geological structure of shale gas and oil plays // Georesursy. 2013. No. 2 (52). P. 21–25 (in Russian).
7. Marakova I.A., Rostovshchikov V.B., Kolokolova I.V. Prospects for the discovery of new hydrocarbon deposits in the Timan-Pechora province // Geologiya i mineral’nyye resursy Yevropeyskogo Severo-Vostoka Rossii: materialy XVII Geologicheskogo s»yezda Respubliki Komi. T. III. Syktyvkar: IG Komi NTS UrO RAN, 2019. P. 142–149 (in Russian).

Масштабы потребления энергетических ресурсов характеризуются весьма интенсивным ростом, поэтому важно поддерживать рост объема минерально-сырьевой базы. На Российскую Федерацию (РФ) приходится почти 1/2 угольных ресурсов мира, примерно 1/7 часть мировых запасов нефти и 1/3 природного газа. Надо признать, что сегодня существует реальная угроза дальнейшему развитию нефтегазового комплекса России, обусловленная недостаточной обеспеченностью ее ресурсной базы. В старых нефтегазоносных районах РФ с активной добычей углеводородов (УВ) объем запасов постепенно сокращается, и поэтому требуется увеличение ресурсной базы за счет новых объектов. Сегодня в теоретических и практических основах поиска месторождений отмечается переходный рубеж научного обоснования происхождения УВ на разных глубинах. Поэтому предметом промышленного интереса сегодня становится углеводородное сырье, содержащееся в традиционных нефтегазовых объектах с ухудшенными свойствами УВ и вмещающей породы, нефтегазоматеринских и сопряженных с ними низкопоровых толщах, а также метаморфизованных и магматических породах-коллекторах. Огромный опыт освоения таких толщ есть за рубежом.

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция является сегодня актуальной территорией для поиска новых залежей нефти и газа в пределах древних палеосводов, складчатых зон, авлакогенов, которые обладают значительными перспективами нефтегазоносности.

Материалы и методы исследований

Надо подчеркнуть, что в XXI веке наметилась тенденция сокращения запасов в уникальных, крупных и других по объёмам месторождениях. За всю историю развития нефтегазового комплекса было открыто 14 уникальных месторождений в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, 4 в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. На сегодняшний день увеличивается количество открытий средних и мелких месторождений. Технический прогресс в разработке и добыче, увеличение объемов бурения стабилизирует и на малый процент увеличивает нефтедобычу в старейших нефтегазоносных районах Европейской части России. Совокупность этих фактов и потребность в восполнении ресурсной базы сделали необходимым поиск и освоение труднодоступных ресурсов нефти и газа, находящихся на большой глубине.

Сегодня во всем мире подходы к собственно углеводородной залежи значительно расширились. Следует сказать, что сейчас развиваются взгляды и подходы, которые отражают влияние энергетических, флюидодинамических процессов на формирование залежей нефти и газа. Тем не менее механизм образования УВ более масштабен, чем термодинамически простой, многоступенчатый термолиз органики, аккумулированной в изолированных осадочных бассейнах прошлых геологических эпох. Мы обязаны учитывать не только законы микромира, но и квантовые механизмы, и многомерную квантовую логику [1; 2].

В научных публикациях В.П. Гаврилова раскрываются геодинамические подходы к нефтегазообразованию [3]. Им предложены рифтогенная и субдукционно-обдукционная модели нефтегазообразования.

Рифтогенная модель нефтегазообразования по В.П. Гаврилову заключается в том, что тепловой поток, идущий от мантии, активизирует процессы переработки органики, находящейся в мощной толще осадков, которые заполняют рифты и надрифтовые депрессии.

Субдукционно-обдукционная модель нефтегазообразования подразумевает образование нефти и газа в субдукционно-обдукционных структурах, куда рассеянные нефть и газ мобилизуются из сжимаемых осадочных толщ, а также за счет поступления углеводородов из зон поддвига с водоминеральным потоком. Как считает автор, в этом состоит механизм обогащения УВ осадочных толщ Предуральского краевого предгорного прогиба и Припайхойско-Приюжноновоземельского перикратона.

По данным Т.А. Киреевой, В.К. Утопленникова, перспективы нефтеносности фундамента связываются с его тектоническим строением. Здесь к рифтовым зонам и зонам разломов (Шаимский вал, Красноленинский свод, Уренгойский рифт) приурочены крупные нефтяные и газонефтяные месторождения. В Тимано-Печорской провинции также перспективами нефтеносности обладают отложения рифейского возраста. Они связаны с рифовыми постройками, которые установлены в обнажениях и скважинах Тимана, Вычегодского прогиба, восточного склона Татарского свода, Башкирского антиклинория, Приполярного Урала, Пай-Хоя. По данным Богданова Б.П., зарождение построек происходило на границах тектонических блоков вдоль разломов, их систем, на иных поднятиях морского дна [4]. Что касается углеводородных систем, находящихся в осадочном чехле на глубинах 2–3 км, то общепризнанно, что наиболее значимым и первоочередным объектом являются нетрадиционные коллекторы в баженовской свите Западной Сибири. В Тимано-Печорской провинции новым потенциальным источником нефтяных и газовых ресурсов являются карбонатные отложения доманиковых фаций верхнего девона, которые распространены практически повсеместно на глубинах от 1000 до 5000 м.

В настоящее время определены основные закономерности стратиграфического распространения, условий образования и латерального распространения, выполнена оценка масштабов генерации УВ, обоснованы геофизические и геохимические параметры и рассчитаны плотности геологических ресурсов. Следует отметить, что повышенное содержание органического вещества приурочено к зонам проявления магматизма и может быть объяснено тем, что процессы нефтеобразования и нефтегазонакопления в доманиковых отложениях связаны с историей становления земной коры региона, магматизма и деструкцией, образованием сквозных зон проницаемости, протеканием флюидодинамических и гидротермальных процессов, обеспечивающих условия для формирования восстановленных систем, миграции и локализации [5].

Результаты исследования и их обсуждение

Западно-Канадский прогиб представляет собой предгорный осадочный бассейн, сформировавшийся в условиях горизонтального сжатия в процессе субдукции. На месторождениях тяжелой нефти в Канаде изначально нефть находилась на большей глубине, вязкость была намного ниже, чем сейчас, и нефть перемещалась вверх-вниз по гидродинамически сообщающимся пластам. Основным каналом миграции флюидов были терригенные отложения мелового возраста, которые оказали большое влияние на гидродинамику бассейна. Нефть была помещена в стратиграфические ловушки. По мнению автора, к состоянию высокой вязкости нефти привели потеря легких углеводородных материалов и их массивная биодеградация на небольших глубинах.

Восточно-Венесуэльский бассейн имеет синклинальную структуру, аналогичную Западно-Канадскому бассейну. Тектоническая структура бассейна образовалась в результате бокового или горизонтального сжатия со стороны горной системы Анд и горизонтального смещения пород с востока на запад (рис. 1).

missing image file

Рис. 1. Оринокский нефтегазоносный бассейн (по Н.А. Кицису, с дополнениями автора)

Продуктивные отложения имеют речное и морское происхождение. По-видимому, существовали устьевые и дельтовые равнины, образованные реками, которые осушали Гайанский щит на юге. По мере изменения уровня моря зона осаждения осадочного материала смещалась. В разрезе присутствует много несогласий. Нефтематеринские породы, находящиеся на глубине, генерировали УВ, которые перемещались в южном направлении, подвергаясь биодеградации, поглощавшей более легкие фракции УВ. В Канаде и Венесуэле запасы нетрадиционной нефти колоссальны.

Аппалачский бассейн представляет собой асимметричную впадину, образованную в аллеганскую фазу складчатости. На территории Северо-Американской плиты (от Аппалачей на востоке до Скалистых гор) сланцевые толщи в тектоническом отношении приурочены к впадинам и прогибам. В среднедевонское и нижнекаменноугольное время в анаэробных условиях начали формироваться черные сланцы [6]. Нефтеносные сланцы Игл Форд (Eagle Ford Shale) были открыты в Мексиканском заливе в 2008 г. Формация Eagle Ford – это черный известняковый сланец с высоким содержанием органического углерода, который распространен в юго-восточной части Техаса. Для формации не присуща природная трещиноватость, характерная для других бассейнов сланцевого газа. Основным способом эксплуатации сланцевых углеводородов является вертикально-горизонтальное бурение и многостадийный гидроразрыв пласта.

Марселлус (средний девон) является самым крупным известным скоплением сланцевого газа в мире. Отложения богаты органическим веществом, также известны как сланец Марселлус (рис. 2).

missing image file

Рис. 2. Предаппалачский нефтегазоносный бассейн (по М.Р. Хоботу, с дополнениями автора)

Значения термической зрелости (основанные на измерениях отражательной способности витринита (R0) в образцах керна) в сланцах Марцеллус обычно увеличиваются в юго-восточном направлении, в диапазоне от 0,5 % до более 3,5 % в Аппалачском бассейне. Литологическая неоднородность контролируется осадочными и диагенетическими процессами.

Бассейн Кыу Лонг во Вьетнаме представляет собой рифтовую зону, развитую в период от олигоцена до раннего миоцена. Разлом прослежен в юрских и позднемеловых гранитно-гранодиоритовых интрузиях. Вполне вероятно, что углеводороды здесь мигрировали из самых зрелых отложений в системы разломов внутри гранита.

РФ располагает значительным объемом ресурсов УВ сырья, находящихся в нестандартных условиях. Значительные ресурсы и запасы содержатся в баженовской свите Западной Сибири. Не менее перспективными объектами для научных исследований и геологоразведочных работ считаются нестандартные коллекторы в Тимано-Печорской провинции.

Доманиковые фации Тимано-Печорской провинции формировались в морских обстановках осадконакопления, как следствие продолжительного некомпенсированного прогибания с невысокими скоростями седиментации. Представлены переслаиванием битуминозных сланцев, с битуминозными известняками. Вскрыты в Тимано-Печорской провинции около 1500 скважинами. Скопления нефти в нетрадиционных толщах также приурочены к складчато-надвиговым поясу Урала и присутствуют в пределах Предуральского краевого прогиба. В сравнении с зарубежным опытом это предполагает значительные перспективы нефтегазоносности данной зоны. Должное внимание к ее изучению позволит повысить эффективность поисков крупных месторождений с применением новых методик их поиска. Пустотное пространство коллекторов доманикитов представлено трещинами. Продуктивность доманиковых отложений доказана на целом ряде площадей и месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Встречаются нефти различной вязкости (от 8 до 110 мм2/с) и плотности (от 0,7 до 0,9 г/см3), малосернистые, высокосмолистые. На территории Тимано-Печорской провинции в зонах проявления магматизма установлена связь истории становления земной коры региона с процессами нефтеобразования и нефтегазонакопления доманиковых отложений.

Высокая перспективность малоизученного надкарбонатного пермско-триасово-юрского комплекса доказана единичными открытиями месторождений в пределах континентальной части, а также на шельфе, от мелких до уникальных (Харьягинское, Лабаганское, Южно-Торавейское, Северо-Гуляевское, Варандей-море, Поморское и др.). Как правило, эти открытия имели эпизодический характер и в континентальной части являлись попутными. Очень перспективная на открытие новых крупных залежей УВ в надкарбонатном терригенном комплексе Коротаихинская впадина. Перспективы связаны с литологическими и экранированными ловушками, сформировавшимися в зоне распространения аллювиально-дельтовых и прибрежно-морских осадков. Зональными и локальными флюидоупорами для залежей служат одновозрастные внутрикомплексные межпластовые глинистые пачки различной мощности [7].

Значительные толщины, удовлетворительные фильтрационно-емкостные свойства среднеордовикско-нижнедевонского нефтегазоносного комплекса (НГК), наличие промышленных притоков УВ из него являются основанием для выделения этого НГК как одного из наиболее перспективных объектов для поисков залежей УВ. В формировании НГК основную роль сыграла рифтовая стадия развития и предверхнедевонский региональный перерыв в осадконакоплении, когда толщи силурийско-нижнедевонских отложений были выведены на поверхность и подверглись глубокому размыву, сопровождаясь интенсивными денудационными и эрозионными процессами с выщелачиванием и доломитизацией карбонатов. Эти процессы способствовали образованию вторичных, сложнопостроенных коллекторов порово-трещинно-кавернового типов. В тиманско-саргаевское время над этими коллекторами формировалась надежная глинистая покрышка. Большинство месторождений УВ в среднеордовикско-нижнедевонском комплексе открыто в верхней его части непосредственно под тиманской региональной покрышкой. Основанием для целенаправленного изучения и опоискования нижней части ордовикско-нижнедевонского комплекса является получение притока УВ из ордовикских отложений в скважине 1-Воргамусюрская в пределах гряды Чернышева.

Для анализа нефтегенерационного потенциала рассматриваемых отложений были составлены модели их прогрева. К примеру, бассейновые палеореконструкции на территории Коротаихинской впадины показывают, что образование нефтей в вероятных верхнесилурийско-нижнедевонских нефтегазоматеринских породах (НГМП) могло начаться к началу карбона, в доманикитах среднего франа-турне – к началу перми. Нижнепермские НГМП на северо-востоке впадины вступили в главную зону нефтегазообразования уже в верхней перми. В триасе в северной части впадины значительная часть нижнепермских отложений вошла в зону апокатагенеза, в то время как на юге отложения достигли главной зоны нефтегазообразования. Нефтегенерационный потенциал был полностью реализован к началу триаса, когда началось наиболее быстрое и высокоамплитудное погружение Коротаихинской впадины. Из этого следует, что первоначальные условия аккумуляции углеводородов в Коротаихинской впадине были вполне благоприятны.

Нефтегазоматеринские породы ордовикско-нижнедевонского НГК в пределах большеземельского свода представлены глинистыми и карбонатно-глинистыми породами с содержанием Сорг более 6 %. Нефтегенерационный потенциал реализован на 70–75 %.

Анализ нефтегенерационного потенциала, нефтегазоносности, тектонического и фациального развития исследуемых территорий позволил выделить тектоно-фациально-эволюционно-динамические зоны концентрации нефтегазоносности: Коротаихинскую, Большеземельскую и Предуральскую. Ловушки в этих зонах формировались под воздействием: 1) первичного тектонического фактора, отвечающего за формирование рельефа; 2) гидродинамической расчлененности среды; 3) седиментационно-литологического фактора; 4) вторичного тектонического фактора (изменение геометрии слоев, изменение коллекторских свойств с глубиной). Вероятность заполнения УВ имеющихся в выделенных зонах нефтегазоперспективных ловушек высокая. Так, в терригенных отложениях пермского возраста в Коротаихинской впадине разместилось 10,95 млрд т нефти и 115 трлн м3 газа.

Выводы

1. Выполнен анализ условий формирования залежей углеводородов в нестандартных условиях и условиях предгорных прогибов в Западно-Канадском, Аппалачском и Венесуэльском бассейнах, Тимано-Печорской провинции.

2. Со складчатыми поясами и передовыми прогибами в мире связаны крупнейшие скопления нефти и газа в Канаде, Венесуэле и США. В Российской Федерации значительными по запасам и ресурсам являются скопления УВ в нижнепалеозойских карбонатах, «доманикитах» и надкарбонатном терригенном пермско-мезозойском комплексе, размещенные в складчатых и структурно-тектонических зонах Тимано-Печорской провинции.

3. Исследованы зависимости между глубинной геодинамикой литосферных плит, формированием осадочного чехла и нефтегазоносных структур. Тектоническая ситуация создавала благоприятные условия для миграции первичных УВ из нефтегазоматеринских пород, и в связи с этим прослеживаются закономерности их размещения по глубине.

4. Следует подчеркнуть, что впервые на территории Тимано-Печорской провинции в зонах проявления магматизма установлена связь истории становления земной коры региона с процессами нефтеобразования и нефтегазонакопления доманиковых отложений.

В связи с этим предлагается методология тектоно-фациально-эволюционно-динамического прогнозирования и оценки наличия залежей углеводородного сырья в терригенных и карбонатных отложениях, которая заключается в выделении тектоно-фациально-эволюционно-динамических зон концентрации нефтегазоперспективных ловушек, отражающих влияние энергетических процессов на формирование будущих залежей нефти и газа.