Особенности формирования залежей нефти на территории Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области

В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции в последние годы прирост разведанных запасов нефти не компенсирует ее добычу. Одним из регионов провинции, где возможно эффективное воспроизводство разведанных запасов нефти, является недостаточно изученная геофизическими методами и бурением Варандей-Адзьвинская нефтегазоносная область (НГО).

Варандей-Адзьвинская структурная зона Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна расположена на северо-востоке его континентальной части. Она была выделена в самостоятельный структурный элемент ранее проводимыми исследованиями еще в 70-х годах прошлого века и отнесена к категории авлакогена, который включает разноплановые, сложно построенные приразломные структуры, такие как вал Сорокина, Мореюская депрессия и др. По мере открытия залежей углеводородов в последнее время этой сравнительно удаленной территории все больше уделяется внимание, на данный момент существует проблема выявления особенностей формирования нефтегазоносности.

Общие сведения о Варандей-Адзьвинской НГО

Варандей - Адзьвинская зона характеризуется чередованием линейныx дизъюнктивных валов и разделяющих их депрессий, вы-раженныx по всему разрезу осадочного чехла.

В ее составе выделяются структуры второго порядка: валы Сорокина, Гамбурцева, Са-рембой-Леккейягинский и Талотинский, Мо-реюская и Верхнеадзьвинская депрессии. Все валы, имеющие горстово-чешуйчатое строение, разбиты нарушениям и на клиновидные блоки, к которым приурочены локальные структуры.

В геологическом отношении рассматриваемая территория имеет Байкальский складчатый фундамент верхнепротерозойского возраста, представленный слабометаморфи-зованными сланцеватыми образованиями, местами прорванными интрузиями разнообразного состава, и перекрыт чехлом, сформировавшимся в течение палеозоя и мезозоя. На поверхности залегают четвертичные и современные осадочные отложения (Белонин и др. 2005).

Бурением в пределах Варандей-Адзьвинской зоны установлен широкий диапазон нефтеносности: от верхнего силура до триаса. Нефти весьма сильно различаются по таким физико-химическим характеристикам, как плотность, содержание серы и парафина, выход бензиновых фракций.

На территории Варандей-Адзьвинской структурной зоны выявлено 9нефтегазонос-ных комплексов. Наибольшее число залежей обнаружено в среднедевонско-нижнефранском комплексе (Прищепа и др., 2011).

Нефтегазоматеринские породы и генотипы нефтей

По современной осадочно-миграционной теории нефтеобразования, процесс нефтегене-рации происходит в нефтематеринских породах, обогащенных ОВ и достигших определенной степени термической зрелости.

В качестве нефтегазоматеринских пород, поставляющих микронефть и газ в породы-коллекторы, выступают глинистые образования с содержанием Сорг. более 0,3–0,5%.

Нефтегазоматеринские породы в пределах изучаемой территории выделяются в верхнесилурийских, нижнедевонско-лохковских, верхнеэйфельских, тимано-саргаевских, дома-никовых, верхнефранско-турнейских, нижне-визейских и артинских отложениях (Анищенко, Данилевский, 1981).

Проведенные ранее исследования по геохимии нефтей Тимано-Печорского бассейна показали, что нет однозначных представлений о материнских породах и генотипах нефтей. Выделяется до 7–8 генотипов нефти на территории ВАЗ, однако исследователи сходятся во мнении только о доманиковом генотипе. Это во многом связано с влиянием вторичных факторов, таких как гипергенез, на их преобразование. Катагенетическая преобразованность

ОВ для НГМП Варандей-Адзьвинской НГО изменяется в диапазоне МК1-МК4 (Бушнев, 1998 а.; 1998 б).

По результатам изучения формирования залежей нефти было выявлено, что нефти дома-никово- (семилукско-) турнейского терриген-но-карбонатного комплекса ВАЗ являются, в основном, сингенетичными вмещающему комплексу пород преимущественно карбонатного и глинисто-карбонатного состава.

Корреляция в системе нефть – нефтематеринская порода указывает на то, что часть нефти силурийско-ниженедевонского комплекса генетически, возможно, связана с отложениями карбонатного ордовика, а часть – с силурийско-нижнедевонскими НМП. Залежи нефти во франско-турнейском НГК сформировались как в результате миграции нефти из нижележащих комплексов пород, так и за счет собственных источников.

В формировании залежей нефти участвовала не только вертикальная миграция, но и латеральная, поскольку состав нефти пермско-триасовых отложений северной части вала Сорокина был сформирован в результате смешения нескольких (минимум двух) исходных, генетически различных типов нефти. Поступление первого из них произошло в результате вертикальной миграции из нижележащих отложений, дозаполнение ловушек нефтью иного типа, возможно, связано с процессом латеральной миграции со стороны Печорского моря. В промежутке между поступлением разнотипных флюидов нефть в сформированных залежах подверглись процессу биодеградации.

Полученные данные о нефтегазоматеринских породах, свойствах и составе нефтей позволяют проводить работы по изучению формирования залежей, а следовательно, выявлять пути миграции углеводородов и, соответственно, ловушки на этих путях.

Общие представления о нефтяных системах

В современном мире нефтегазоматеринские породы изучаются через призму нефтяных систем, которые выступают в качестве нового метода районирования.

Понятие «нефтяные системы» первые было введено Дж. Доу Уоллесом (Wallace G. Dow) в 1970 г. в исследовательском центре Amoco в

Талсе, Оклахома, при описании трех «нефтяных систем» в бассейне Уиллистон.

Нефтяная система представляет собой систему из активной нефтематеринской породы, всей генетически связанной нефти, и скопления газа, а также геологических элементов и процессов, которые необходимы для существования залежей нефти и газа.

Для прогнозирования путей миграции углеводородов и оконтуривания системы Лесли Мэгуном (Les Magoon), начиная с 1986 г., была разработана концепция нефтяных систем, которая подразумевает выделение нефти в генетические типы, соотношение каждого типа к конкретной материнской породе, оценку количества генерируемой и вытесняемой нефти из материнской породы и нанесение на карту путей вертикальной и боковой миграции (Ma-goon L.B., Dow W.G. 2012; Magoon L.B., 1995).

Нефтяные системы Варандей-Адзьвинской зоны

На основе вышеизложенных представлений о нефтяных системах как о комплексе отложений, включающих НГМП, коллекторы, по- крышки, ловушки, а также путях миграции и информации о НГМП и приуроченных к ним генетипов нефти, был построен сводный геологический разрез осадочного чехла Варандей-Адзьвинской зоны с выделенными нефтяными системами (см. фрагмент приложения, рис.).

На территории Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области были выделены 3 нефтяные системы: среднеордовикско-нижне-девонская, среднедевонско-нижнефранско-тиманская и среднефранско-нижнетриасовая нефтяные системы.

В рамках каждой нефтяной системы выделены нефтегазоматеринские толщи, природные резервуары, покрышки и пути миграции.

Среднеордовикско-нижнедевонская нефтяная система (O2 – D1)

Нефтегазоматеринские толщи (S2, D1 l) представлены аргиллитами, мергелями и известняками. Источником нефти могло быть сапропелевое ОВ (II).

Сводный геологический разрез осадочного чехла Варанден-Адзьвннской структурной зоны с выделенными нефтяными системами

Генотип нефти

(кобаоккта)

(семейство Д>

Источником УВ послужило ОЗ смешанного сипа

Рис. Фрагмент сводного геологического разреза осодочного чехла Варандей-Адзьвинской зоны с выделенными нефтяными системами (Жемчугова, 2022)

Иавестнки с прсслсшим аргиллитов и глин.

биогермны» (идоросгеаке}

■СКПИНО ДСЛОМИТНИфОНИК

0*1

Высоки пграбкннстолъ и

чтекоекке отложила гасоматеркнспс» ио генералки га» нет 'ЯГМТдоиины .W«WiW

Сапропеле - попсовое

Характерной особенностью нефтяной си- центраций высокомолекулярных н-алканов, стемы является наличие в нефти низких кон- высокое содержание стеранов, что подтвер- ждает наличие легкой и средней нефти в отложениях, а также газа и газоконденсата.

В отложениях наблюдается вертикальная миграция УВ по многим разломам древнего заложения непрерывного проявления, а также зональная латеральная миграция УВ из нижнеордовикских отложений Хорейверской впадины, где области развития миграционных потоков обычно сопровождаются «смягчением» термобарических показателей и опреснением пластовых вод.

Среднедевонско-нижнефранско-тиманская нефтяная система (D2– D3fr1tm)

Нефтегазоматеринская толща D2ef2 представлена песчаниками, алевролитами, глинами и аргиллитами с прослоями известняков. Характерная особенность нефти данной нефтяной системы – высокое содержание средних и высокомолекулярных углеродоро-дов и высокая газонасыщенность. Нефть природных резервуаров преимущественно легкая и средняя. Вертикальная миграция выражана слабее, чем в других нефтяных системах.

Среднефранско-нижнетриасовая нефтяная система (D3fr2 sr – T1)

Доманиковый горизонт (НГМП) представлен кремнистыми аргиллитами, мергелями, глинистыми известняками, горючими сланцами и силицитами.

Верхнефранско-турнейский горизонт (НГМП) представлен органогеннодетритовыми известняками, вторичными доломитами, аргиллитами и глинами.

Характерные особенности нефти данной нефтяной системы следующие.

Нефть доманиковой НГМП имеет низкое содержание твердых парафинов и низкомолекулярных соединений, высокое содержание асфальтенов и серы. В связи с этим нефти можно отнести к утяжеленным и тяжелым, т.к. претерпевают низкую катагене-тичность (МК1-МК2).

Нефть верхнефранско-турнейского НГМП имеет максимумы в распределении н-ал-канов в низко- и среднемолекулярной области, содержит много асфальтенов и серы, в верхнефранско-фаменских отложениях наблюдается высокой коэффициент метаморфизма (табл.).

Таблица. Нефтяные системы осоадочного чехла Варандей-Адзьвинской зоны (Жемчугова,2022)

Нефтяные системы	Материнские породы	Коллекторы	Флюидо-упоры	Залежи нефти, нефтепроявле-ния	Основное направление миграции
Среднеордовикско-нижнедевонская нефтяная система (O2 – D1)	O2-D1 l	S2 D1 l D1p D1em1	D1em1	S2 D1 l D1p D1em1	O (ХВ*)--- ^ O2-D1 l O2-D1 l--- ^ D1p O2-D1 l--- ^ D1em1
Среднедевонско-нижнефранско-тиманская нефтяная система (D2-D3fr1 tm)	D2-D3fr1 D3 fr1 tm	D2-D3fr1 D3 fr1 tm	D3 fr1 tm	D2ef2 D3 fr1 tm	D2ef2 (apr)--- ^ D2ef2 (песч) D3 fr1 tm (арг) — ^ D3 fr1 tm (изв)
Среднефранско-нижнетриасовая нефтяная система (D3fr2 sr – T1)	D3 fr2 sr D3 fr2 dm D3fr3-C1t	C1v1 C1v2-C3 P1a+s P1ar T1 cb	P1k T1 cb2	D3 fr2 dm D3fr3 D3fm1 C1t C1v1 C1v2-C3 P1a+s P1ar T1 cb	D3 fr2 sr--- ^ D3 fr2 dm D3 fr2 dm--- ^ D3fr3-C1t D3 fr2 dm+D3fr3-C1t C1v1 T1 cb C1v2-C3      P1ar P1a+s

Выводы

• 1.    Осадочный чехол Варандей-Адзьвинской зоны и прилегающих территорий Тимано-Печорского бассейна представлен мощной толщей разновозрастных отложений с широким диапазоном нефтеносности – от верхнего силура до триаса.

• 2.    В разрезе ВАЗ наблюдается тенденция облегчения нефтей от верхних НГК к нижним, что связано с ростом катагенети-ческой преобразованности ОВ в материнских породах и процессами биодеградации в верхних горизонтах.

• 3.    Результаты исследований в области геохимии нефтей и ОВ пород не дают однозначных представлений о материнских породах и генотипах нефтей ВАЗ в связи с недостаточной изученностью.

• 4.    На территории Варандей-Адзьвинской структурной зоны выявлено 9 нефтегазоносных комплексов, наибольшее число залежей обнаружено в среднедевонско-нижнефранском комплексе. Кроме того, разными авторами выделяется 7–8 генотипов нефти, при этом исследователи сходятся во мнении только о до-маниковом генотипе.

• 5.    В работе с учетом данных по Тимано-Печорской провинции обосновано, что на территории ВАЗ выделяются как минимум 3 нефтяные системы: среднеордовикско-нижнедевонская, среднедевонско-нижнефранско-тиманская и среднефранско-нижнетриасовая нефтяные системы.

• 6.    Доманиковый горизонт в рамках средне-франско-нижнетриасовой нефтяной системы имеет наибольший генерационный потенциал, т.е. является основным нефтегазоматеринским объектом ВАЗ и ТПП.

• 7.    Нижнесилурийские (вскрыты на единичных тектонических структурах) и ордовикские отложениях, которые на данный момент на территории ВАЗ не вскрыты, могут выступать объектом прогнозирования для открытия новых залежей.

• 8.    Прирост запасов нефти и газа возможен за счет наддоманиковых органогенных построек приразломной структуры, разделяющей ВАЗ и Хорейверскую впадину, вала Сорокина

• 9.    Показано, что в формировании залежи нефтей ВАЗ значительную роль играли процессы вертикальной миграции. Залежи нефти верхнего палеозоя и нижнего мезозоя сформировались в результате либо вертикальной миграции из отложений нижнего палеозоя, либо за счет латеральной миграции из более погруженной – акваториальной части Тимано-Печорского бассейна (с севера на юг).

• 10.    Полученные данные по формированию нефтеносности позволяют прогнозировать пути миграции углеводородов для обнаружения новых залежей нефти и газа.

Варандей-Адзьвинской зоны, на которой выделяется около 12 локальных структур с крупными нефтяными месторождениями (Варан-дейское, Торавейское, Наульское, Лабаган-ское).