Геология

О генетической связи прибрежно-мелководных и относительно глубоководных клиноформных образований неокома Западной Сибири.

Д. г.-м. н. В.Н. Бородкин ¹, д. г.-м. н. А.Р. Курчиков ², Ю.Л. Попов³, к. г.-м. н. А.С. Недосекин¹, К.О. Забоев⁴

(ООО «Геология резервуара»¹, ЗСФ ИНГГ СО РАН², ОАО «Русснефть»³, ООО ТННПЦ ТНГ ВР⁴), Россия

При проведении исследований использовались литологические характеристики пород-коллекторов, закономерности изменения физико-химических свойств флюидов и фазовой зональности углеводородных (УВ) систем сейсмофациальных комплексов (СФК) неокома лабазно-самотлорского подкомплекса Пур-Тазовской нефтегазоносности области (НГО) [1] Западной Сибири.

Под СФК понимаются песчано-алевритовые образования, накапливающиеся в морском бассейне в прибрежно-мелководных и относительно глубоководных обстановках [1], и которые по данным сейсморазведки [1,2] изохронны друг другу (рис.1).

В составе лабазно-самотлорского подкомплекса выделены четыре СФК; лабазный (БТ_17-19- Ач₂₀), приозерный (БТ_14-16 - Ач₁₉), тагринский (БТ_12-13- Ач₁₈) и самотлорский (БТ_10-11- Ач_16-17).

С целью подтверждаемости сейсмогеологической модели СФК [1,2], при изучении минералогического состава пород исследовались соотношения породообразующих компонентов [3], преобладающий тип акцессориев, характер изменения величины седиментационного коэффициента (кварц: полевые шпаты) и др. [4].

По соотношению породообразующих компонентов отложения как прибрежно-мелководных, так и относительно глубоководных образований относятся к аркозовой группе [3], являются продуктами разрушения гранитоидов, т.е. кислых интрузивных пород (гранитов, гранодиоритов) и гнейсов. Сортировка пород по Траску (S₀) преимущественно средняя. Породы разнофациальных типов (прибрежно-мелководные и относительно глубоководные) характеризуются бедным составом акцессорных минералов, преобладают 2-3 разновидности. В северо-восточной части исследованной территории преобладает сфен и эпидот, в центральной возрастает количество апатита, в юго-западной циркона и граната. Такие изменения в распределении акцессориев по площади, возможно, обусловлены привносов материала с различных источников сноса [5]. Седиментационный коэффициент (кварц: полевые шпаты) для обоих генетических типов осадков в центральной части исследованной территории меньше 1, в южной части -1-3, т.е. здесь поступал более зрелый переработанный материал, что напрямую связано с большей по ширине площадью шельфовой зоны, по сравнению с северными территориями [5]. По изменению седиментационного коэффициента также можно сказать, что транспортировка обломочного материала производилась не только с востока, но и с северо-востока. В северной части в породах преобладают неустойчивые полевые шпаты и апатит.

Закономерности размещения залежей УВ в пределах исследованной территории в составе лабазно-самотлорского подкомплекса рассматривались как с позиции осадочно-миграционной гипотезы нефтеобразования, так и теории литосферных плит [6].

При характеристике физико-химических свойств флюидов юрских, ачимовских и неокомских отложений была установлена прямая связь их свойств с фазой зональностью УВ, при этом наблюдалась схожая картина латеральной фазой зональности для всех комплексов. Это обстоятельство может быть объяснено с позиции генетической связи верхнеюрских отложений, генерирующих нефтяные УВ [7] с вышезалегающими ачимовскими отложениями, за счет частичной миграции УВ в клиноформные образования ачимовской толщи [8,9] и вышележащие прибрежно-мелководные резервуары неокомы [10,11], а также влияние тектонического фактора [12] – неотектонический этап развития затрагивал только северную часть Западно-Сибирской геосинеклизы. При анализе физико-химических свойств нефтей выявлена латеральная зональность в изменении по свойствам и содержанию компонентов. Внутри отдельно взятого резервуара и клиноформы в северном направлении нефти становятся легче. Соответственно плотности изменяется и величина смолисто-асфальтеновых, в северном направлении уменьшается содержание серы. Характер изменения содержания парафинов более сложный, но в целом увеличение происходит в северном направлении.

Приведенные выше материалы подтверждают сейсмогеологическую модель нижнемеловых отложений [1] Пур-Тазовской НГО и генетическую связь прибрежно-мелководных и изохронных относительно глубоководных образований ачимовской толщи, входящих в состав СФК (рис.2).

Литература:

1. Бородкин В.Н., Курчиков А.Р., Попов Ю.Л. Строение и условия формирования нижемеловых отложений Пур-Тазовской нефтегазоносной области севера Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.М.: ОАО «ВНИНОЭНГ», 2012, №12, с.4-12.

2. Стратиграфическое расчленение разреза неокомских отложений Западной Сибири на объекты исследования, их индексация и сейсмогеологическое картирование /А.Р. Курчиков, В.Н. Бородкин, А.С. Недосекин [и др.] // Геология, геофизики и разработки нефтяных и газовых месторождений. М.:ОАО «ВНИИОЭНГ». 2011, №2, с.19-29.

3. Шутов В.Д. Классификация песчаников // Литология и полезные ископаемые. – 1967, №5, с.86-103.

4. Литологическая характеристика, коллекторские свойства и нефтегазоносность сейсмофациальных комплексов неокома Пур-Тазовской нефтегазоносной области севера Западной Сибири /А.Р. Курчиков, В.Н. Бородкин, Ю.Л. Попов [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.:ОАО «ВНИИОЭНГ», 2013, №1, с.8-15.

5. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности нижнемеловых отложений в пределах Среднемессояхского вала и Большехтской впадины севера Западной Сибири /В.Н. Бородкин, А.Р. Курчиков, А.С. Недосекин [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», №7., с.11-20.

6. Попов Ю.А. Закономерности размещения залежей углеводородов в нижнемеловых отложениях Пур-Тазовской и сопредельных областей севера Западной Сибири. Материалы VIII Всероссийской научно-технической конференции «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабасейна (опыт, инновации)». Тюмень, 2012, с.22-24.

7. Геохимическая характеристика верхнеюрских отложений Западной Сибири / А.Р. Курчиков [и др.] // Известия вузов «Нефть и газ». Тюмень. 2012, №3, с.33-35.

8. Углеводороды-биомаркеры в нефтях Среднего Приобья (Западная Сибирь) /А.Э. Конторович [и др.] // Геология нефти и газа. М.1991.№10.с.3-34.

9. Неручев С.Г. О возможности оценки прогнозных запасов на генетической основе // Геология нефти и газа. М.1964, №7, с. 8-11.

10. Карогодин Ю.Н. Источник углеводородов гиганских скоплений нефти в неокомских отложениях Западной Сибири. Докл. РАН.1994.Т.334, №4, с. 484-487.

11. Ершов С.В. Закономерности вертикального и латерального размещения залежей нефти в неокомских клиноформах Северного Приобья // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ» . 2004, №10, с.12-19.

12. Бородкин В.Н., Курчиков А.Р. Термобарическая и палеотектоническая характеристика ачимовского клиноформного комплекса севера Западной Сибири в связи с нефтегазоносностью // Горные ведомости, Тюмень, 2010, №3, с. 16-35.