Структура доплитного гетерогенного основания субарктической части западной Сибири и некоторые вопросы разработки Восточно-Янггинского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Структура доплитного гетерогенного основания субарктической части западной Сибири и некоторые вопросы разработки Восточно-Янггинского месторождения

Хисаева Дилара Ахатовна, доктор наук, профессор, ведущий научный сотрудник

АО НПФ Геофизика

Аннотация

В статье приводятся сведения о структуре доплитного основания северной части Западной Сибири. Отмечаются некоторые проблемы при разработке углеводородных залежей, главным образом солеотложение на работающем в скважинах оборудовании. Показана зависимость последних от геодинамических процессов в фундаменте плиты. Предлагается учитывать геотектонические условия при составлении ТЭО на лицензионные участки.

Ключевые слова: фундамент, геотектонические изменения, земная кора, фронт надвигов, плита, температура

доплитный сибирь углеводородный солеотложение

В последние пять лет в ООО «PH - Пурнефтегаз» наблюдаются проблемы, видимо, прямо обязанные геотектоническим изменениям в глубоких зонах фундамента бассейна. Процесс добычи углеводородов при разработке месторождения неоднократно осложнялся вскрытием зон аномально низкого пластового давлении (АНПД) и необходимостью принятия адекватных мер дли поддержания объемов добываемых флюидов. Кроме того, в Пуровском районе на группе месторождений (Восточно - Янгтинском, Тарасовском и др.) в условиях наращивания темпов добычи нефти за счет форсирования отборов на фоне роста обводненности добываемой продукции возникло большое количество скважин с отложением солей кальция и гипса в призабойной зоне пласта, эксплуатационной колонне, приемных и рабочих органах ЭЦН. И хотя большинство специалистов повышение температуры потока добываемой продукции связывают с теплоотдачей от работающего погружного электродвигателя, мы полагаем, что причина здесь более серьезных[1]. В основе ее могут лежать глубинные преобразования, протекающие в фундаменте плиты. Это - «молодое» рифтообразование, опускание прилегающих краев платформы, образование зон разуплотнения и проявление внутриплитного миматизма. Эти геологические явления свидетельствуют, что конвекционные потоки в мантии и поныне выносят к поверхности многочисленные летучие элементы, прогревая мощные толщи и мной коры и заключенные в них флюидонасыщенные пласты.

Поэтому в практических интересах добывающих предприятий Губкинского нефтяного района, молодых геологов и разработчиков месторождений нами рассматривается вначале кратко базовые представления о тектоническом строение домезозойского фундамента. Сегодня его геодинамика существенно влияет на контроль разработки нефтяных и газовых залежей уже в самом плитном комплексе северной горловины Западне - Сибирского бассейна.

Обширное пространство внутренних частей Азии, заключенное между Сибирской и Восточно-Европейской платформами, часто выделяется в качестве Центрально - Азиатского складчатого пояса. Его размеры велики- 2000 км в ширину и 6000 км в длину. На этом пространстве выделяются собственно Уральский и Центрально - Западносибирский блоки герцинид, Казахстанско - Салымский блок каледонид, Енисейский блок байкалид Ханты - Мансийский и другие массивы древнего фундамента под чехлом горизонтально залегающих или слабо деформированных осадков, а также под различными более молодыми комплексами. На Западе, вдоль границы с Восточно - Европейской платформой, прослеживается фронт надвигов и аллохтонных офиолитовых пластин, надвинутых на платформу. Складчатость на Севере Урала закончилась в конце триаса.

Л.П. Зоненшайн, М.И. Кузьмин, Л.М. Натзлов и др. (1990 г.) реконструируют здесь два палео-океана - Азиатский и Тетис (от кембрия до конца палеозоя). Геологически каждый палео-океан можно рассматривать как или грандиозный по площади прогиб земной коры, или такой же огромный рифт или систему рифтов. Наиболее вероятным механизмом прогибания были наземные и подводные вулканы. Они выбрасывали на поверхность огромные объемы твердых, жидких и газообразных продуктов, в т.ч. воду в жидком и парообразном виде. Элементарной формой депрессий, обусловленных деятельностью группы вулканов на севере Западной Сибири в плиоцене, было блоковое (субширотное) оседание земной коры в форме кальдер эруптивных аппаратов вулканов центрального типа [2].

Как полагают В.С. Сурков, О.Г. Жеро и др., главную роль в строении основания центральной и северо-западной части плиты играет Центрально - Западно - Сибирская герцинская складчатая система, которая продолжается на север через полуостров Ямал в западную часть Карского моря. В крайней северной части плиты фундамент пока не достигнут бурением, что позволяет высказывать различные предположения о его строении [3].

Сегодня, при больших объемах выполненных сейсморазведочных работ и многих глубоких (свыше 4000 м) скважин, вскрывших в Приполярье эффузивно-осадочные породы триасового возраста, эффузивные и интрузивные породы базельтоидного ряда раннего девона, уже вряд ли является дискуссионным наличие на территории плиты доюрских грабенов (рифтов) меридиоанального простирания. Наиболее заметной в Северной горловине Западной Сибири является Колтогорско-Уренгойская зона прогибов, простирающаяся от Карского моря по 78 меридиану на юг почти на 2000 км. По Суркову В.С. и др., эта рифтовая система шириною до 250 км была наложена на герцинскую складчатую систему в связи с растяжением в широтном направлении, охватившим западно-сибирский регион в раннем триасе.

В последние годы во многих работах приводятся доказательства присутствия в северной части Западной Сибири симметричных полосовидных магнитных аномалий срединно - океанического типа, интерпретируемых как свидетельство наличия узкой долготной зоны растяжения, имевший место в раннем, среднем или даже позднем триасе. Возникло предположение о существовании в северной и средней части Западно-Сибирской плиты внутриконтинентальной триасовой рифтовой системы, состоящей из десятка взаимо-параллельных грабенов и горстов меридианального простирания [4]. Общепринятая «Обзорная Карта Западно - Сибирской нефтегазоносной провинции» под редакцией Брехунцова А.М., Нестерова И.И. и Шпильмана В.И. (1990 г.) показывает, что крупными отрицательными структурами субарктической части Западной Сибири (п-ов Ямал, Обская, Тазовская губа) и Карского моря являются поздне-палеозойские глубинные разломы, раннемезозойские (на плите) и кайнозойские (в акватории) континентальные рифты и обширная нескомпенсированная впадина позднего фанерозоя с корой океанского типа. По своим геофизическим свойствам они напоминают окраинные моря западной части Тихого океана (Охотское, Берингово) в зоне островных дуг и молодых геосинклиналей. Высокий тепловой поток (от 50 до 80 мВт/м 2 ) из глубин Земли здесь доходит до самой поверхности литосферы, существенно прогревая последнюю. Так, на глубинах до 30 км температура прогрева континентальной коры в северной части Западно-Сибирской плиты (от Ямала до средней Оби) достигает 800-1000°С (здесь отмечается минимальная глубина залегания поверхности Мохоровичича). На глубине 10 км прогрев уменьшается до 300 - 400 0 С.

Главным источником выноса тепла Земли рассматривается кондуктивная составляющая глубинного теплового потока. Для субарктической нефтегазоносной области Западной Сибири с мощным кайнозойским чехлом характерен высокий геотермоградиент в пределах 3 - 4° С/100м. Современная температура на глубинах 3500 - 4600 м на месторождениях Уренгойском и Харасавэйском и др. достигает 132 - 142° С. Следовательно, можно говорить о частичном вскрытии бассейна в глубоких частях земной коры путем спрединга, глубинном привносе тепла и насыщении местами осадочных пород летучими углеводородными соединениями с большим количеством различных солей. Не исключается влияние сдвигов и надвигов на возникновение пликативных структур чехла и на гидрохимический состав пластовых вод.

Сегодня большинство геологов Сибири полагают, что прогибание дна бассейна под влиянием медленных нисходящих тектонических движений, обеспечивающее мелководность бассейна и само его существование и функционирование, было важным условием накопления мощных мезозойско - кайнозойских отложений.

В гидрогеологических структурах Западной - Сибири, выполненных преимущественно терригенными формациями морских, слабо опресненных или осолоненных юрско-меловых бассейнов, минерализация подземных вод обычно составляет 15 - 25, местами 50 - 80 r/л. По составу воды хлоридные или гидрокарбонатно-хлоридные натриевого типа. Вероятно, это также может влиять на солеотложение в добывающих скважинах Восточно-Янгтинского месторождения. Эта проблема еще требует дальнейшего изучения.

Соколов Б.А., Хайн В.Е. и др. [5,6] отмечали, что прогрев осадочных пород и продолжительное погружение всегда способствовали формированию так называемых катагенических ловушек, предопределенных зонами разуплотнения. Последние сегодня отличаются повышенным значением пористости и проницаемости и часто являются естественным вместилищем нефти и газа. Пример тому - нефти баженовских аргиллитов титонского яруса верхней юры Южно - Салымского месторождения.

Велика роль грабен - рифтов в формировании нефтегазового потенциала Западной Сибири. Большинство нефтяных месторождений сконцентрировано в полосе над Колтогорско-Уренгойским грабеном - в Среднем Приобъе и Обь - Иртышском междуречье, в юрских и нижнемеловых (неоком) отложениях (Вартовское, Самотлорское, Сургутское и др). Здесь из-за повышенного теплового потока в первую очередь проявились условия для мобилизации углеводородов из органического вещества. Газовые месторождения размещены в основном в северной части плиты, в аптских и сеноманских отложениях арктических морей позднего мела (Уренгойское, Медвежье, Портовское и др.).

Главными факторами, благоприятствовавшими генерации и накоплению нефти и газа, являлись существование обширного Западно - Сибирского седиментационного бассейна, интенсивное погружение и мощное осадконакопление. Высокий тепловой поток и наличие глубоких разломов в фундаменте и нижних горизонтах чехла, по которым происходил подъем тепла, глубинных флюидов, обеспечили позднее вертикальную миграцию углеводородов в многочисленные поднятия, служившие структурными ловушками для их скоплений. Все это позволяет предположить инверсионную природу герцинской складчатости и платформенных форм. При этом важным становится учет геотермического градиента. Анализ газо-, нефтепродуктивности земных недр во многих регионах мира свидетельствует, что распространением скоплений углеводородов различного фазового состояния - газа, нефти и газоконденсата в геотемпературном поле отмечается определенная упорядоченность [4]. Для регионов интенсивного погружения в позднемеловое и кайнозойское время чисто газовые скопления встречаются на глубинах до 3 км при температурах 80 - 90°С; в области средних температур (90 - 110°С) и глубин 3 - 4 км встречаются нефтяные залежи; при повышенных температурах (140 - 160°С) на глубинах 5 - 7 км преобладающим типом скоплений становятся газоконденсатные и газоконденсатонефтяные с оторочками легких конденсатоподобных нефтей.

В наиболее изученных в последние годы районах Западной Сибири происходит значительное уменьшение размеров отрицательных структур (мегавпадин, впадин, желобов) и моноклиналей. Особенно сильные изменения фиксируются на пологих моноклиналях или пологих бортах крупных впадин. Здесь сейсморазведочными работами ОАО «Башнефтегеофизика», «Когалымспецгеофизика» и др. выделяются большое число локальных антиклинальных ловушек различных размеров. Они рассматриваются как наиболее перспективные объекты для первоочередных поисково-разведочных работ на нефть и газ. Перспективы же обнаружения крупных ловушек неструктурного типа связываются в первую очередь с бортовыми частями крупных впадин, мегапрогибов и желобов, простирающихся вдоль осевой части Западно-Сибирского бассейна.

Таким образом, вертикальное и латеральное ранжирование в фазовом распределении углеводородов в субарктическом блоке Западной Сибири является важным элементом в стратегии освоения нефтегазовых ресурсов этого значимого для государства региона до 2030 г.

Список литературы

1. Глушкова Т.А., Демехов Ю.В., Мазур С.В., Машкин А.И., Перелыгин В.Т., Савин Е.А., Талалай А.Г. Применение скважинных приборов каротажа нейтронов деления при разведке и эксплуатации месторождений урана //Известия высших учебных заведений. Горный журнал. 2012. № 3. С. 165-168.

2. Румянцев Д.Р., Демехов Ю.В., Перелыгин В.Т., Талалай А.Г. Устройство каротажа урановых руд //патент на полезную модель RUS 71003 30.08.2007

3. Талалай А.Г., Макаров А.Б., Цыпин Е.Ф. Техногенные образования. Опыт исследований //Известия высших учебных заведений. Горный журнал. 2004. № 3. С. 88.

4. Талалай А.Г., Глушкова Т.А., Макаров А.Б., Игумнов С.А., Локтионов О.Э. Методология исследований радиоактивной и редкометальной минерализации техногенных месторождений Урала //Российский геофизический журнал. 1998. № 9-10. С. 65.

5. Талалай А.Г., Макаров А.Б., Глушкова Т.А. Редкие элементы в отходах промышленных производств Урала // Известия высших учебных заведений. Горный журнал. 1995. № 10-11. С. 185.

6. Давыдов Ю.Б., Демехов Ю.В., Машкин А.И., Перелыгин В.Т., Румянцев Д.Р., Талалай А.Г. Каротаж нейтронов деления для определения содержания урана в скважинах на гидрогенных месторождениях, отрабатываемых способом подземного выщелачивания // Известия высших учебных заведений. Горный журнал. 2010. № 3. С. 106-113.

Размещено на Allbest.ru