Триасовый нефтегазоносный комплекс - потенциальный объект для прироста ресурсной базы Западной Сибири

В настоящее время намечается тенденция к сокращению количества объектов, перспективных для поисков месторождений нефти и газа в меловых и верхнеюрских отложениях осадочного чехла ЗападноСибирской плиты (ЗСП). Добыча углеводородов в ближайшем будущем предполагает нисходящий тренд, если не будут вовлечены в разработку новые нефтегазоносные объекты. За последние 10 лет только в Ханты-Мансийском автономном округе объемы добычи снизились на 43 млн т. При этом текущий неосвоенный извлекаемый нефтяной потенциал составляет внушительные 47 млрд т (Брехунцов, 2018). Многие крупные месторождения находятся на высокой стадии разработки и имеют предельную обводненность. При высокой изученности бурением и геофизическими работами в центральных районах Западной Сибири открываются мелкие по запасам месторождения и залежи. В связи с этим следует обратить внимание на глубокопогруженные горизонты этой нефтегазоносной провинции, в том числе триасовые и палеозойские отложения.

Решение таких важных вопросов, как оценка перспектив нефтегазоносности, требует постоянного совершенствования знаний о региональной геологии глубокопогружен-ных горизонтов чехла, сопровождаемых проведением разведочного бурения. Объектом исследования выступают триасовые отложе- ния ЗСП в связи с их потенциальной нефтегазоносностью.

Целью статьи является обобщение информации о распространении триасовых отложений ЗСП и их ранжирование по нефтегазоносности с учетом результатов сверхглубокого бурения.

В пределах Западной Сибири выделяются два этажа нефтегазоносности: доюрский и юрско-меловой, резко отличающиеся по строению. Бассейны доюрского цикла гео-динамической эволюции формировались в два этапа: рифейско-палеозойский и поздне-пермско-триасовый (Клещев, Шеин, 2004). На территории Западной Сибири выделяются следующие основные нефтегазоносные комплексы:

• •    триасовый;

• •    нижнесреднеюрский;

• •    келловей-верхнеюрский;

• •    берриас-нижнеаптский;

• •    апт-альб-сеноманский;

• •    верхнемеловой.

Каждый из этих комплексов соответствует определенному этапу развития Западной Сибири.

Триасовые отложения представлены тремя типами разреза.

Чехольные триасовые осадочные отложения имеют площадное распространение на севере Западной Сибири и выделены В. С. Бочкаревым в тампейскую серию (Т 2 +Т 3 ), в составе которой представлены ви-

тютинская и варенгаяхинская свиты со стратотипом в разрезе скв. 414 Уренгойской, где они перекрываются без видимого несогласия юрскими отложениями.

Наиболее древние базальные отложения, появляющиеся на северо-западе мегасинеклизы в составе тампейской серии, обнаружены по разрезу Ен-Яхинской сверхглубокой скважины СГ-7, где ниже пурской свиты залегают грубообломочные отложения с гравелитами мощностью около 300 м. Эти отложения выделены В. С. Бочкаревым и В. Н. Бородкиным в тюръяхинскую свиту в интервале глубин 6658–6920 м.

Второй тип триаса, вулканогенный (Р–Т 1 ), представлен двумя сериями. Красноселькупская серия является аналогом траппов Сибирской платформы, сложена базальтами и туфами с редкими прослоями осадочных образований. Туринская серия, более молодая, распространена южнее в виде грабенов, включает 3 свиты, различные по составу – конгломератовую (внизу), базальто-реолитовую и базальто-угленосную (вверху).

Третий тип представлен угленосными отложениями челябинской серии (Т 2 +Т 3 ), состоящей из теунтойской пестроцветной и ла-боровской сероцветной, которые выполняют крупные грабены.

Терригенный триас на севере ЗападноСибирского осадочного бассейна развит в глубокопогруженных областях. Максимальная глубина вскрыта в разрезе СГ-7 на отметке 6921 м. Площадь распространения триаса около 700 тыс. км2, преимущественно на севере. Мощность осадочного триаса, который в виде тампейской серии наращивает снизу стратиграфический объем чехла в пределах Ямало-Тазовской мегасинеклизы, плавно увеличивается от района г. Тарко-Сале на севере, достигая в скважине СГ-6 Тюменской 767 м, а в скважине СГ-7 Ен-Яхинской – 1183 м (рисунок). По данным сейсморазведки (метод общей глубинной точки) триас в Большехетской впадине имеет толщину 2000–2500 м.

Параметрической скважиной Ярудей-ской 38 были также вскрыты породы триаса, представленные переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов и углистых пород, мощностью 563 м. Вскрытая толща триаса значительно отличается как от разрезов

Уренгойского района, так и от более западных разрезов, и обоснована как ярудейская свита со стратотипом в интервале 3834– 4397,5 м, имеющая средневерхнетриасовый возраст.

В центральной и южной частях Западной Сибири наиболее перспективными для поисков нефти являются грабенообразные впадины (Gladisheva, 2016), для которых характерно увеличение скорости прогибания и заполнения прогибов осадками в триасе (Нежданов и др., 2014). Промышленная продуктивность доказана в вулканогенно-осадочном разрезе Рогожниковской (Скоробогатов, 2014) и Хохряковской впадин, Челябинском грабене и на других площадях (Курьянов и др., 2006). Так, в Рогожниковском грабене расположены 4 залежи нефти: залежь месторождения им. Шпильмана, Северная и Центральная залежи Рогожниковского месторождения и залежь Высотного месторождения. Средняя глубина залегания нефтяных залежей – до 2500 м. Максимальный этаж нефтеносности триасовых отложений более 360 м находится в Центральной залежи Ро-гожниковского месторождения. Максимальный приток нефти дебитом 190 м3/сут получен при испытании скв. 735 Центральной залежи из кластолавы. Основная часть притоков нефти получена из лавы кислого состава с дебитами 5–25 м3/сут. (Яковлева и др., 2013).

Кислые вулканические породы Даниловского грабена по петрохимическому составу подобны кислым эффузивам Рогожников-ского месторождения. Дебиты нефти из коры выветривания достигают 139 м3/сут (Восточно-Даниловское месторождение, скв. 10496, после ГРП). Непромышленные притоки нефти из триасовых трещинных эффузивов получены на Средненазымском и Яхлинском месторождениях. Жидкие нефтепроявления и битумы отмечались в керне Ишимской, Тюменской и других впадин, а также в керне эффузивов скважин Хохряковская 58 и Пер-мяковская 66. Приток газа получен из отложений триаса в скважине Ершовая 4 (Фомин, 2010). Ряд грабенов (Анохинский, Ракитин-ский, Юламановский, Кушмуринский и Бур-лукский) являются нефтеносными.

Установлена нефтегазоносность пермо-триасовых отложений в разрезе Зайсанской впадины (Халимова, 1991) и в терригенновулканогенном разрезе триаса Шаимской площади (Шеин, 2006). Масштаб нефтеносности триасовых отложений, слагающих на севере Западной Сибири Ямало-Тазовскую мегасинеклизу, оценивается исходя из объемной скорости формирования и указывает на значительные перспективы тампейской серии, в которой выявлены крупные валы и своды (Брехунцов, 2004).

По литолого-петрографическому составу, а также палеогеографической обстановке образования пермо-триасовых отложений Ко-галымская и Аганская грабенообразные впадины также могут рассматриваться как высокоперспективные (Яковлева и др., 2013). Есть предположения о нефтегазоносности окраинных районов Западно-Сибирского осадочного мегабассейна. Ожидается открытие преимущественно средних и малых по геологическим запасам месторождений, приуроченных к палеозойско-триасовым отложениям в западной и южной частях района

Надым-Пур на структурах с более высокой геодинамической активностью, а также в Обь-Надымском междуречье (Gladisheva, 2016). В разрезе параметрической скважины № 38 Ярудейской площади отмечено нефте-насыщение триасовых пород в керне.

По результатам сверхглубокого бурения при испытании в открытом стволе скв. СГ-6 интервала 6600–6660 м из эффузивной толщи получен приток пластовой воды с растворенным газом дебитом до 100 м3/сут. Содержание метана в газе – 96%. В скв. СГ-7 при испытаниях глубокопогруженных терригенных триасовых отложений получены притоки свободного метанового газа в интервалах 6750–6760, 6539–6567, 6365–6380, 6094– 6111, 6039–6055 м интенсивностью 0,9– 9,2 тыс. м3/сут (Коротков, Симонов, 2010). По результатам бурения параметрической скважины № 130 на Гыданской площади (2017 г.) установлены газонасыщенные триасовые отложения по ГИС в интервале 5607– 6126 м.

Условные обозначения: Грабенообразные впадины, выполненные отложениями челябинской и туринской серий (оранжевым цветом - нефтеносные грабены): 1-Байдаракская, 2-Лаборовая, З-Арктическая, 4-Ханмейская, 5-Харматалоуская, б-Куноватская, 7-Чапурская, 8-Саранпаульская, 9-Болыиелюльинская, 10-Турупьинская, H-Лионская, 12-Усть-Маньинская, 13-Нерохская, 14-Перегребинская, 15-Шеркалинская, 16-Хуготская, 17-Верхнетяминская, 18-Сургутская, 19-Тагринская, 20-Саемтахская, 21-Хохряковская, 22-Пылькараминская, 23-Лемьинская, 24-Крестьянская, 25-Яхлинская, 26-Малоатлымская, 27-Рогожниковская, 28-Пальяновская, 29-Галяновская,

30-Аркановская, 31-Тун дринская, 32-Широковская, 33-Локовская, 34-Юсемлорская, 35-Коттынская, 36-Мыгытынская, 37-Волчанская, 38-Богословско-Веселовская,

39-Ереминская, 40-Половинская, 41-Заозерная, 42-Таутъяхская, 4 З-Малою ганская,

44-Моккуньяхская, 45-Александровская, 46-Мостовская, 45-Новотроицкая, 48-Куминская, 49-Ярокская, бО-Кальчинская, 51-Тауровская, 52-Тайлаковская, 53-Ялано-Чернышевская, 54-Занадно-Носкинская, бб-Лайтамакская, бб-Большетуртасская, б7-Буланак1-Елкинская, 58-Бичурская, 59-Анохская, 60-Тюменская, 61-Покровская, 62-Дроновская, бЗ-Западно-Ишимская,

64-Ракитинская, бб-Викуловская, 66-Налимъя, 67-Николъская, 68-Новотроицкая,

69-Ильино-Борисовская, 7 0-Кошкулъская, 71-Бродокалмакская, 72-Челябинская,

О " 100

□ - 101

73-Назаровская, 74-Петровская, 75-Ключ веская, 7б-Юламановская, 77-Кочердыкская, 78-Варгашинская, 79-Половинная, 80-Лебяжьевская, 81-Петуховская, 82-Омская, 83-Новоомская, 84-Татарская, 85-Барабинская, 86-Редутовская,

■ -102

□ - 103

-104

Серии триаса:

87-Кушмурунская, 88-Сарымоанская, 89-Караишликская, 90-Как-Кокшарская, 91-Куирияновская, 92-Бурлукская, 93-Ставрополъская, 94-Биес ой ганская, 95-Верхнеубаганская, 9б-Байконурская, 97-Кайнаминская, 98-Улькентузская, 99-Караджарская.

100-Красноселькупская и путоранская, 101Лпуринская,

102-челябинская и туринская, 103-тампейская; 104-нефтеносные грабены.

* xin             Параджры,

Газоносные грабены в районе скважин СГ-6 Коротчаевскии и СГ-7 Ен-Яхинскии

Схема распространения и типизация триасовых образований Западной Сибири (по Бочкареву и др., 2010 с добавлениями авторов)

Для триасового комплекса продуктивными являются толща коры выветривания и внутренний триас. Коллекторы в триасовых отложениях представлены в вулканогенных и осадочных породах. Тип коллекторов преимущественно порово-кавернозно-трещинный, трещинно-кавернозный. На больших глубинах коллекторы имеют неравномерную пористость и проницаемость, обусловленную различной долей пор и трещин. Существование данных типов коллекторов связано с процессами трещинообразования на больших глубинах, в вулканогенных образованиях коллекторы возникают также из-за воздействия активных гидротермальных процессов. Пористость по керну и по геофизическим данным достигает 16% в триасовых песчаниках Коротчаевского прогиба (СГ-6), 14% – в Ен-Яхинском прогибе (СГ-7). На основе изучения результатов сверхглубокого бурения опровергнуты представления о непрерывном уплотнении терригенных пород и отсутствии коллекторов на больших глубинах, установлена значительная роль процессов разуплотнения (Карасева и др., 2012).

Нефтегазоматеринские породы выявлены в разрезах многих скважин, вскрывших триасовые образования. В разрезе СГ-6 и СГ-7 они соответствуют пурской свите среднего триаса. В изученных районах доминируют гумусовый и сапропелево-гумусовый типы органического вещества. В связи с различной глубиной залегания триасовые породы испытали широкий диапазон катагенеза – от МК 1 в южных и центральных районах Западной Сибири до АК 1 –АК 3 на севере. По результатам комплексных исследований было установлено, что в верхнетриасовых песчаных пластах Ен-Яхинского прогиба обнаружена разрушенная термальными катагене-тическими процессами палеозалежь нефти (Мещеряков, Карасева, 2011), которая при деструкции участвовала в образовании газовых скоплений.

Триасовый нефтегазоносный комплекс может быть одним из перспективных объектов для прироста ресурсной базы углеводородов. Триасовые отложения неравномерно распространены на территории Западной Сибири, и глубина их залегания резко отличается. Если в южной и центральной частях средняя глубина залегания составляет 1800– 2500 м, то на севере она может достигать более 7000 м. Триасовые отложения в северной части изучены значительно меньше, что обусловлено глубиной залегания.

В заключение следует отметить, что триасовые отложения, подстилающие основные нефтегазоносные комплексы, широко рас- пространены в Западной Сибири, содержат нефтегазоматеринские породы, коллекторы и флюидоупоры. Нефтегазообразование наблюдалось на всей территории распространения триасовых отложений Западной Сибири (Meshcheriakov, 2018). Многочисленные выявленные залежи и нефтегазопро-явления свидетельствуют о их высоких перспективах. Органическое вещество триасовых пород претерпело разную степень катагенеза. Триас Западной Сибири перспективен для поисков нефти в южной и центральной частях, для поисков газа и газоконденсата в северной части при глубине залегания более 5000 м.

В связи с сокращением разведанных запасов углеводородов в юрских и меловых отложениях актуально скорейшее включение триасовых отложений в геологоразведочные работы. Авторы поддерживают решение о необходимости создания принципиально новой программы глубокого и сверхглубокого бурения (Брехунцов, 2018) со вскрытием перспективных отложений триаса и палеозоя для полномасштабной оценки углеводородного потенциала доюрского комплекса.

Работа подготовлена при финансовой поддержке РФФИ в рамках научного проекта № 1835-00476.