О происхождении углеводородов доюрского комплекса Ханты-Мансийского месторождения
Коржов Ю.В., Лобова Г.А., Стариков А.И., Кузина М.Я.
Аннотация
Устанавливается происхождение залежей углеводородов в юрском и доюрском комплексах Ханты-Мансийского участка, расположенного в пределах Фроловской мегавпадины, в зоне локального сжатия Западно-Сибирской платформы -- сутурной зоне. Изучен материал керна и сырых нефтей юрского и доюрского комплексов разведочных скважин Ханты-Мансийского месторождения. В битумоиде пород и нефтях методом хромато-масс-спектрометрии установлено содержание и молекулярно-массовое распределение углеводородов, включая н-алканы, н-алкилбензолы, нафталины и фенантрены. Литолого-петрографическая характеристика пород выполнена на основе оптической микроскопии. Для залежей доюрского комплекса «источник углеводородов» достоверно не установлен, материнские породы в рамках работы не выявлены. В нижней части юрского разреза фиксируется слой крупнозернистого высокопроницаемого песчаника горелой свиты, в котором локализовано органическое вещество, предположительно вносящее основной вклад в залежи углеводородов низов юры и доюрского фундамента. В качестве возможного «источника палеозойских нефтей» предложен сбор углеводородов из рассеянного органического вещества палеозойских пород на значительной глубине (не охваченной керновым бурением) в участках тектонического блокового дробления фундамента.
Ключевые слова: юрский и доюрский комплексы, ароматические углеводороды, литология, оптическая микроскопия, модель миграции углеводородов, участки сжатия Западно-Сибирской платформы.
Abstract
The hydrocarbon genesis of pre-jurassic complex of Khanty-Mansiyskoe oil field
The origin of hydrocarbon deposits in Jurassic and pre-Jurassic complexes of the Khanty-Mansiysk area, located within the Frolov depression, in the local compression zone of the West Siberian plate -- the suture zone, is established. The core and crude oil of Jurassic and preJurassic complexes from prospecting wells of the Khanty-Mansiyskoe field is studied. The content and molecular mass distribution of hydrocarbons, including n-alkanes, n-alkylbenzenes, naphthalene's and phenanthrenes, is determined in bitumen of rocks and oils by chromatographymass spectrometry. Lithological and petrographic characteristics of rocks is determined by optical microscopy. For oil deposits of the pre-Jurassic complex “source of hydrocarbons” is not reliably established, the parent rocks were not clearly identified in this research. In the lower horizons of the Jurassic section, there is a layer of highly permeable gritstone of the Gorely formation, in which organic matter is localized, presumably making the main contribution to the hydrocarbon deposits of the lower Jurassic and pre-Jurassic complexes. As a possible “source of Paleozoic oil”, it is proposed to collect hydrocarbons from scattered organic matter of Paleozoic rocks at a significant depth (not covered by core drilling) in the areas of tectonic block crushing of foundation.
Keywords: Jurassic and pre-Jurassic complexes, aromatic hydrocarbons, lithology, optical microscopy, model of migration of hydrocarbons, compression zones of the West Siberian Plate.
Введение
Нефтеносность структур фундамента и коры выветривания Западно-Сибирской платформы (ЗСП) установлена на всех крупных сводовых тектонических структурах [1-3]. При этом распределение запасов в пределах ЗСП и расположение месторождений крайне неравномерно, что не позволяет на сегодня надежно прогнозировать нефтеносность фундамента отдельных участков платформы, а в некоторых случаях и осадочного чехла.
Причина слабой достоверности прогноза нефтеносности структур фундамента и коры выветривания ЗСП кроется в акценте нефтегазоразведки преимущественно на поиске локальных зон разуплотнений методами грави- и сейсморазведки [1, 4-7]. Очень мало внимания уделяется вещественным доказательствам органической геохимии, корреляционным исследованиям типа нефть-нефть, нефть-органическое вещество породы [8]. Необоснованно слабо в локальных поисках учитываются глобальные тектонические процессы формирования ЗСП.
Западно-Сибирская платформа является гетерогенным тектоническим образованием, с признаками как столкновения, так и раздвижения литосферных плит. В пермский период закрытия Палеоазиатского океана в этом месте происходило смыкание трех палеоконтинентов. С севера на юг протянулась разветвленная пермь-триасовая грабенрифтовая система с усиленным геодинамическим режимом недр [9]. В мезозое и кайнозое консолидированная плита испытывала стабильное растяжение и прогибание. На стыках фрагментов палеоконтинентов, в участках закрытого рифтогенного режима, реализованы классические депрессионные бассейновые режимы с накоплением мощного осадочного чехла и спайности всей территории в единое тектоническое образование -- платформу [10-13].
Очевидно, что стратегия поисков углеводородов в пределах фундамента ЗСП не может основываться исключительно на депрессионной осадочно-миграционной модели нефтегазообразования. В пределах рифтовых участков, глубинный тепловой поток может как активизировать режим генерации нефти из материнских осадочных отложений, так и обеспечить приток глубинных углеводородов неорганического генезиса [4-5]. В участках коллизии литосферных плит возможно затягивание осадочных материнских пород в область высоких температур и активизация нефтегазообразования за счет обмена флюидами поверхностных и глубинных сфер [6, 14].
Стратегия поисков нефти и газа в фундаменте Западно-Сибирской плиты должна учитывать глобальные тектонические процессы в различных ее участках, подкрепленные данными об обеспеченности этих участков нефтегазовыми ресурсами, вещественными доказательствами генерации нефтяных углеводородов из органического вещества пород. Для этого необходимо углубленное изучение молекулярного состава органического вещества в породах фундамента в тесной связи с анализом известной на сегодня геологической и геофизической информации о строении ЗСП. Такой анализ позволит провести структурно-формационное зонирование всей Западно-Сибирской платформы с точки зрения нефтеносности объектов, интерпретируемых как области:
- конвергентных движений террейнов доюрского фундамента при закрытии Палеоазиатского океана с субдукционно-обдукционными условиями образования УВ;
- локальных растяжений над сутурными зонами, где может реализоваться рифтогенная модель нефтегазообразования;
- устойчивых погруженных кристаллических массивов, где реализуются традиционные бассейновые депрессионные схемы нефтегазообразования.
Ранее авторами [15-17] было изучено происхождение нефтей в пределах погруженных кристаллических массивов (Рогожниковская группа месторождений, Красноленинский свод) и в зонах локального разуплотнения ЗСП (Чистинная группа месторождений, Колтогорско-Уренгойского палеорифта). Изучение органического вещества керна глубоких скважин в обоих случаях указывает на реализацию классического депрессионного режима нефтегазообразования. На Рогожниковском участке зафиксированы зоны межпластовой и внутрипластовой миграции нефтяных углеводородов с насыщением триасовых отложений из вышележащей тюменской свиты. На Чистинной группе месторождений петрофизические свойства пород неблагоприятны для образования залежей в триасовых вулканитах и, как результат, залежи в структурах фундамента и коры выветривания отсутствуют, приток углеводородов из «юрского источника» не зафиксирован.
В предлагаемой работе исследуется генезис нефти в пределах Ханты-Мансийской впадины -- субширотной зоны сжатия (сутуры) с сопровождающими ее коллизионными деформациями [14, 18]. На Ханты-Мансийском месторождении установлена нефтеносность доюрского, средне- и верхнеюрского комплексов.
В породах юрского и доюрского комплексов в разведочных скважинах Ханты-Мансийского месторождения изучен состав гомологических рядов насыщенных и ароматических углеводородов (УВ): н-алканов С9-С40, н-алкилбензолов (н-АБ) С8-С34, нафталинов (Нф) С10-С12, фенантренов (Ф) С14-С15. В рассмотрение взяты образцы керна продуктивных в доюрском нефтегазоносном комплексе (НГК) скважин ХМ50, ХМ52 и непродуктивной скважины ХМ51 (условно фоновая). Результаты дополнены данными исследования состава углеводородов нефтей скважин э-5203, Р-50 и Р-5 и гранулометрического анализа образцов пород в шлифах.
Нефтегеологическая характеристика объекта исследований
По тектоническому районированию мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Ханты-Мансийская зона приурочена к центральной части Фроловского геоблока [19], в пределах Монголо-Охотского рифейско-палеозойского подвижного пояса, на стыке байкальского Уват-Хантымансийского срединного массива и Салымско-Чингизской раннегерцинской складчатой системы [10].
В мобильной зоне центральной части Монголо-Охотского рифейско-палеозойского подвижного пояса развитие получили вулканиты среднего и основного состава. В юговосточной части зоны, в пределах Салымского мегавала, на поверхность фундамента выходит гранитоидный батолит с эродированной кровлей. В юго-западной и юго-восточной части зоны развиты метаморфиты высокотемпературных фаций, представленные гнейсами и кристаллическими сланцами. Согласно плейтектоническим реконструкциям [14] -- это субширотная Ханты-Мансийская зона сжатия -- сутурная зона (Рисунок 1).
Доюрский комплекс (ДЮК) пород Ханты-Мансийской зоны представлен органогенными известняками, переслаивающимися глинистыми известняками, доломитами, мергелями девонского возраста. Отложения фундамента несогласно перекрывают породы промежуточного пермо-триасового возраста -- эффузивы кислого состава и маломощные покровы базальтов туринской серии [20]. В результате неоднократных динамометаморфических процессов, первичная порода фундамента перетерта до тектонитов. В трещиноватых гранитоидных коллекторах наблюдается вторичная пустотность выщелачивания и замещения вдоль систем трещин.
В пределах Ханты-Мансийской зоны в доюрском комплексе открыто две нефтяные залежи -- район скважин 5 и 50 (Рисунок 2А, 2Б). Нефтеносность комплекса связана с карбонатным породам, пустотное пространство которых обеспечено не только порами, но и трещинами и кавернами.
Рисунок 1. Концептуальный профиль через Сибирские увалы и Обскую региональную террасу [14]: 1 -- осадочный чехол, 2 -- консолидированная кора, 3 -- подкоровая литосфера, 4 -- мантия, 5 -- направления геодинамических напряжений, 6 -- направления миграции УВ, 7 -- метаморфизованные аккреционные комплексы, 8 -- разломы.
В районе скважины 5 при совместном испытании пластов ЮК9-ЮК10 и ДЮК в интервале с абсолютными отметками (а. о.) минус 3032,0-3121,7 м получен приток безводной нефти дебитом 302,9 м3/сут. В районе скважины 50 нефтенасыщенная толщина залежи в ДЮК составляет 69,8 м, дебит достигает 50,4 м3/сут. Тектонические нарушения разделяют залежи на два отдельных блока (Рисунок 2Б). Совместные испытания пласта ЮК10 и ДЮК в скважине 45, расположенной в разделяющей блоки седловине, в интервале с а. о. минус 3094-3140 м, дали приток пластовой воды 3,8 м3/сут.
В нижнеюрском комплексе выделяется горелая свита (Jip-t). Нижняя подсвита, сложенная песчаниками (пласт Ю11), алевролитами и гравелитами с прослоями аргиллитов, перекрывается тогурской пачкой аргиллитов, иногда битуминозных. Верхняя подсвита (пласт Ю10) -- переслаивание аргиллитов, алевролитов и песчаников мелкозернистых, карбонатных. Радомская пачка в кровле подсвиты сложена аргиллитами черными с коричневатым оттенком, с прослоями песчаников и алевролитов.
Рисунок 2. Контур залежи доюрского нефтегазоносного комплекса (А) и разрез по линии скважин 50-45-5 доюрского НГК (Б) и скважин 51-50-52 верхнеюрского (В): 1 -- нефтеносность в ДЮК, 2 -- нефтеносность в юрском комплексе, 3 -- водоносные толщи.
Среднеюрский комплекс (Рисунок 2В) представлен отложениями тюменской свиты (J2a- b-bt), в которой выделяются три подсвиты. Нижняя подсвита сложена переслаиванием песчано-алевритовых пород (пласты Ю7-9) с алеврито-глинистыми фрагментами, средняя -- тонким переслаиванием алевролитов и аргиллитов, с подчиненными пластами песчаников (пласты Ю5-6). В верхней подсвите отмечено переслаивание пластов песчано-алевритовых пород с пачками алеврито-глинистых разностей.
Верхнеюрский комплекс (Рисунок 2В) представлен снизу вверх пахомовской пачкой Jk), в которой выделяется трансгрессивный базальный пласт Ю10, абалакской свитой (J30- km), представленной аргиллитами темно-серыми, черными, и тутлеймской свитой (Jstt-Kfb- br), сложенной аргиллитами битуминозными, в верхней части -- слабобитуминозными. В нижней части свиты выделяется пласт Ю0.
Методика исследований
Породы доюрского комплекса (D, S) охарактеризованы наиболее полно керном скважины ХМ50. Породы палеозоя вскрыты здесь почти на 900 м. Продуктивными толщами являются верхняя часть девонских известняков и отложения горелой свиты юры. Органическое вещество исследовано в 13 образцах пород: доюрский комплекс 6 образцов, горелая свита 4 образца (ЮК10-11) и тюменская свита 3 образца (ЮК3-9).
Скважина ХМ51 (условно фоновая) вскрыла разрез до глубины 3150 м, захватив первые метры палеозойских отложений. В палеозое нефтеносность не зафиксирована, но нефть в виде пленки на фильтрате бурового раствора получена на интервале а. о. минус 3108,63132,2 м из пластов ЮК10 нижней юры. Органическое вещество исследовано в 11 образцах: 3 из доюрского комплекса, 6 из горелой свиты и 2 из тюменской свиты.
В скважине ХМ52 притоки нефти из палеозойских отложений получены в интервалах а. о. с минус 3085,7-3109,7 до минус 3310,6-3335,6 м, но керновым материалом породы не охарактеризованы. На геохимические исследования взят лишь 1 образец горелой свиты (пласт ЮК10).
Из образцов керна методом двойной холодной экстракции смесью растворителей нгексан: хлороформ (80:20 об. %) [16] были выделены слабополярные углеводороды. Данный метод позволяет избирательно экстрагировать до 90-95% углеводородов рядов н-алканов С9- С40, алкилбензолов С9-С33, нафталинов С10-С13, фенантренов С14-С16, другие малополярные вещества, почти не захватывая смолистые компоненты битумоида пород [21]. Экстракты исследованы на хромато-масс-спектрометре PerkinElmer Clarus 500MS. Точность в условиях прецизионности эксперимента, составляет [8]: