К оглавлению журнала

УДК 553.98:551.73(571.1) © О.О.Абросимова, С.В.Рыжкова, 1997

Скопления и притоки, нефти и газа промышленного значения, приуроченные к доюрским породам, установлены во многих нефтегазоносных областях Западной Сибири. Анализ месторождений в этом комплексе позволяет выявить некоторые их особенности.

К настоящему времени в древних породах (докембрийских и палеозойских) открыто 74 залежи нефти и газа, которые группируются в 61 месторождение: 37 — в Тюменской области, 20 — в Томской, 3 — в Новосибирской, 1 — в Омской. Залежи распределяются по возрасту следующим образом: нерасчлененный протерозой — 33; поздний протерозой (докембрий) — 4; ордовик — девон — 5; силур — 3; ранний девон — 5; средний+поздний девон — 12; карбон — 4; поздний карбон+пермь — 8. Необходимо отметить, что залежи и нефтепроявления обнаружены в самых разнообразных породах. Значительных скоплений нефти насчитывается 24.

Большинство выявленных скоплений УВ в доюрских отложениях Западной Сибири приурочены к карбонатным породам. Среди них преобладают органогенные, органогенно-водорослевые, органогенно-обломочные и хемогенные известняки, иногда доломитизированные, мраморизованные, брекчированные. Отмечается большое количество глинистых известняков. Также встречены мергели, доломиты, мраморы, а в виде прослоев — туфы, туфопесчаники, туфолавы, базальты, силлы диабазов, дайки и жилы габбро-диабазов и габбро-долеритов. Карбонатные образования составляют 24 % от всех вскрытых доюрских пород [5 ].

Различают два типа резервуаров: в толщах разного возраста верхов палеозоя и в породах внутренней части палеозойского комплекса. В данной статье рассматриваются резервуары верхов палеозойского разреза. В настоящее время не существует общепринятой индексации и номенклатуры продуктивных горизонтов в доюрских отложениях. В практике геолого-разведочных организаций нефтегазоносный горизонт в зоне контакта мезозоя и палеозоя индексируется как М (Томская и Новосибирская области) и П (Тюменская область). На Малоичском месторождении (Новосибирская область) залежь, приуроченная к глубокозалегающим палеозойским породам, индексируется согласно возрасту — С (силур) [4 ]

Особенность ловушек УВ верхней части доюрских пород заключается в том, что они приурочены к эрозионно-тектоническим выступам, образовавшимся в результате проявления избирательной эрозии пород и дизъюнктивной тектоники.

Кровля разреза палеозойских пород настолько изменена вследствие палеоденудации, что их акустические свойства приближаются к таковым нижних горизонтов мезозойского чехла. В связи с этим отраженная волна от поверхности палеозойского комплекса формируется только на границе резкого изменения пластовых скоростей. Следовательно, условия для возникновения отраженной волны создаются несколько глубже реальной поверхности палеозойского комплекса, где породы (в частности, карбонаты) в основном сохранили естественные, присущие им свойства. Возможен вариант, при котором акустические свойства нижних горизонтов мезозойского чехла оказываются близкими к таковым палеозойских пород — в зонах разгрузки гидротермальных флюидов.

Таким образом, картирование сейсмическими методами поверхности палеозойского комплекса фиксирует границу значительного снижения степени дезинтеграции палеозойских пород, а не их реальную поверхность На Урманской площади горизонт Ф₂ установлен в скважинах выше и ниже кровли палеозоя, причем расхождение достигает 150 м (скв 9) [3] В этом отношении довольно показательно Арчинское месторождение нефти, расположенное в восточной части Нюрольской впадины (Каймысовская НГО) На Арчинской площади отмечается довольно существенное различие в положении кровли палеозоя по данным бурения и сейсморазведки (рис 1) Отражающий горизонт Ф₂ (кровля доюрских пород) фиксируется ниже истинной кровли на 70-100 м. Залежь УВ контролируется тектоническими экранами и приурочена к зонам гидротермальной переработки органогенных известняков.

Ловушки УВ, помимо доюрских пород, могут включать также перекрывающие и (или) прилегающие породы нижнего структурного этажа осадочного чехла. Примером тому может служить Мулымьинское месторождение (Приуральская НГО) — одно из первых нефтяных месторождений, открытых в Западной Сибири [2] Залежь приурочена к ловушке, образованной песчаными пластами вогулкинской толщи (песчаники мелко- и среднезернистые, часто известковистые) и корой выветривания палеозойских пород, представленных глинистыми сланцами и метаморфизованными песчаниками (рис 2). Залежь пластово-массивная, стратиграфически и литологически экранированная.

Коллекторские свойства доюрских пород в месторождениях, приуроченных к нефтегазоносному горизонту зоны контакта, определяются развитием вторичной пористости и проницаемости. В процессе регионального прогибания Западно-Сибирской плиты коры выветривания были погребены до глубины 1500-2000 м. Они претерпели не только уплотнение, но и эпигенетические преобразования различной интенсивности. Вторичные минералы частично или полностью могут заполнять поры и трещины, возникшие в процессе гипергенеза. В то же время, например, в карбонатных породах за счет процессов доломитизации (перекристаллизации), выщелачивания и трещиноватости образуются вторичные пористость и проницаемость.

Так, Солоновское месторождение нефти приурочено к эрозионно-тектоническому выступу, осложненному дизъюнктивными нарушениями (рис. 3). Продуктивными являются известняки нижнего девона, вскрытые скв. 42 (интервал 3035-3055 м), давшей приток нефти на 5-мм штуцере 52,8 м³/сут. Коллектор порово-трещинный, сформированный в результате вторичной доломитизации. С востока залежь нефти контролируется литологическим экраном из слабопроницаемых водонасыщенных нижнедевонских брекчий (скв. 44), залегающих на одном гипсометрическом уровне с продуктивным пластом.

В зоне дезинтеграции коры выветривания и закарстованных известняках и доломитах формируются специфические коллекторы порово-трещинного, трещинного, кавернозно-трещинного, порово-кавернозно-трещинного типов. Пустотное пространство таких коллекторов состоит из гипергенных (карстовых) и тектонических трещин, пор и каверн выщелачивания [1 ], определяющих их емкостные характеристики. Проницаемость зависит от степени трещиноватости пород-коллекторов и лишь отчасти гипергенных трещин, локально распространенных и в основном приуроченных к разломам.

В связи со сложным строением месторождений данного типа поиски и разведку залежей необходимо адаптировать и специализировать применительно к конкретным объектам.

1. Арабаджи Е.М., Страхов П.Н. История формирования пустотного пространства в карбонатных отложениях Калинового месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений - 1995. - № 5. - С. 15-17.

2. Булыгин Д.В., Пастух П.И. Геологическая модель верхнепермских отложений Шаимского мегавала для исследования нефтеотдачи // Геология нефти и газа - 1993 - № 3. - С.27-30

3 Западно-Сибирский бассейн / АЭ.Конторович, В С Сурков, А.А Трофимук и др. // Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири - Новосибирск, 1994 - Вып 2 - С 46-84

4 Запивалов Н.П. Залежи нефти и газа в древних толщах Западной Сибири // Актуальные вопросы региональной геологии Сибири. - Новосибирск, 1990. - С 24-26.

5. Курбала Е.Л. Коллекторы нефти и газа в коре выветривания карбонатов // Геология нефти и газа. - 1990. - № 1. - С.29-32.

Up-to-date oil and gas fields confined to the Pre-Jurassic rocks were established in many areas of West Siberia. Two types of reservoirs are distinguished: oil-and-gasbearing horizon of the contact zone consisting of different-aged upper part of the Paleozoic section and adjacent rocks of sedimentary cover as well as reservoirs of the interior Paleozoic. Mapping of the Paleozoic complex surface by seismic methods marks a boundary of significant decrease of Paleozoic rocks disintegration extent rather than their real surface. Observation density increase provides only detalization of this physical boundary.

Important factors having influence on traps, reservoirs and caprocks formation in the oil-and-gasbearing horizon of the contact zone are a sharply dissected erosion-tectonic relief, faults and unconformities.

Reservoir properties of the Pre-Jurassic rocks in the fields confined to the oil-and-gasbearing horizon of the contact zone are controlled by secondary porosity and permeability development. Therefore, pores and caverns of new formation are expected to prevail in the Paleozoic deposits, while much of voids which began to form during sedimentogenesis stage will be eliminated. This points to the absence of a direct relationship between facial zonality and reservoir properties in carbonate rocks.

Due to complex structure of such fields it is recommended to adapt and specialize exploration and prospecting of the pools as applied to specific objects.

Кровля палеозоя: 1 - по данным бурения; 2 - по данным сейсморазведки; 3 - газо- (а) и нефтенасыщенные (б) породы; 4 - известняки; 5 – доломитизированные известняки; б - доломиты; 7 - тектонические нарушения; 8 - номер скважины и глубина забоя, м

1 - аргиллиты, 2 - переслаивание аргиллитов, песчаников и алевролитов, 3 песчаники вогулкинской сви гы, 4 глинистые сланцы, 5 - кора выветривания, б порфириты, базальты, диориты, 7 граница несог ласия, S интервал перфорации 0ц дебит нефти, м"/сут Остальные уел обозначения см на рис 1

1 - изогипсы кровли палеозоя, м; 2 - тектонические нарушения; 3 - водонефтяной контакт; 4 - граница литологического замещения; 5 - скважина: а - давшая нефть, б - с нефтепризнаками, в - сухая, г - давшая воду, д - не испытывалась; б - биоморфные, глинистые, слабопроницаемые известняки; 7 - нефтенасыщенная кора выветривания по известнякам; 8 - песчаники; 9 - линия разреза. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1 и 2