Углеводородные системы глубоких недр Верхнепечорской впадины

В последние годы наблюдается недостаточный прирост запасов углеводородов (УВ). В будущем можно перенести работу в неизведанные районы, но это неизбежно приведет к росту себестоимости поиска и извлечения ресурсов. В то же время значительные ресурсы нефти и газа могут быть разведаны и в регионах традиционной добычи нефти и газа. Перспективное направление исследований – изучение нефтегазоносности глубоко-погруженных отложений осадочного чехла, залегающих на глубине более 4–5 км. На территории России изучение глубоких недр ведется с 60-х гг. прошлого века, однако изученность глубоких недр остается низкой.

Поиски нефти и газа на больших глубинах актуальны в регионах, где установлена большая мощность осадочного чехла. Перспективный объект для поисков УВ в Тима- но-Печорской нефтегазоносной провинции – глубокопогруженные отложения, развитые на востоке и выполняющие в первую очередь Предуральский прогиб, в том числе его Верхнепечорскую впадину.

Так как освоение глубоких недр связано с большими технологическими трудностями и высокими финансовыми затратами, возникает необходимость уменьшения геологических рисков. Поэтому представляет интерес моделирование формирования нефтегазоносности больших глубин (Кузнецова, 2018), в том числе бассейновое моделирование, или моделирование углеводородных (нефтяных или нефтегазовых) систем.

Методика исследования

В зарубежной практике геологоразведочных работ на нефть и газ широко используется выделение «нефтяных систем». В отечественной же литературе до последнего вре-

мени понятие «нефтяная система» часто отождествляли с самой нефтью (Баженова, 2012) – системой сложного природного УВ раствора, в котором растворителем являются легкие УВ, а растворенными веществами – тяжелые УВ, смолы, асфальтены и прочие компоненты. В России чаще применяется понятие «углеводородная система», или «углеводородная генерационно-аккумуляционная система», понимаемая как «динамическая генерирующая и концентрирующая УВ система, являющаяся функцией пространства и времени» (Маргулис, 2009).

Термин «нефтяная система» впервые предложил W. Dow в 1972 г. (Dow, 1974) для обозначения системы, состоящей из нефтегазоматеринской породы (НГМП) и коллектора. А. Perrodon в 1980 г. рассматривал нефтяную систему как ассоциацию, включающую нефтепроизводящую породу, коллектора и покрышки, определяющую условия формирования и распределения залежей нефти и газа (Perrodon, 1980). С точки зрения L. Magoon, нефтяная система – последовательность от НГМП до ловушки включительно (Magoon, 1991). L. Magoon вместе с E. Beaumont отметили, что нефтяная система включает в себя как нефти НГМП, так и все генетически связанные с ними нефти и скопления газа, то есть все геологические элементы и процессы, которые имеют большое значение для образования залежей нефти и газа (Magoon, Beamont, 1991).

Для формирования залежей углеводородов требуется временное совпадение определенных геологических элементов и событий, в том числе таких, как созревание материнских пород, вторичная миграция, аккумуляция и сохранность залежи. Нефтяная система выделяется там, где все основные процессы осуществляются или могут произойти в будущем. Они всегда ограничены во времени и пространстве. Любое нефтегазопро-явление служит основанием для выделения нефтяных систем. Название нефтяной системы принято составлять из нескольких частей, обязательно указываются названия НГМП, пород-коллекторов, кроме того часто используется символ, выражающий степень определенности.

G.J. Demaison и B.J. Huizinga представили понятие «нефтяная система» как некую совокупность подсистемы генерации углеводо- родов и подсистемы их миграции и улавливания, предполагая её самодостаточность для построения классификации нефтяных систем (Demaison, Huizinga, 1991).

Таким образом, нефтяные системы позволяют оценить нефтегазоносность осадочного бассейна, «отталкиваясь» от НГМП: одна НГМП + различные типы ловушек = нефтегазовая система.

Это существенно отличается от широко распространенной в России концепции, основанной на выделении зон нефтегазонакоп-ления, рассматривающей структуры, коллектора и покрышки независимо от НГМП: один тип ловушек + различные НГМП = зона нефтегазонакопления.

Нефтегазоносность территории определяется большим числом факторов, которые отражают условия образования и накопления УВ и формирования залежей. Одновременно исследовать ряд процессов от осадконакопления, погружения и диагенеза до генерации УВ, их миграции, аккумуляции и деструкции позволяет бассейновое моделирование. В настоящее время существует программное обеспечение, как зарубежное, так и отечественное, которое позволяет численно реконструировать историю погружения и эволюцию температурных условий пород осадочного чехла и фундамента и на основе этого восстанавливать историю реализации нефтегазогенерационного потенциала материнских толщ осадочного бассейна. Методика бассейнового моделирования рассматривается во многих работах (Галушкин, 2007; Пестерева, 2010; Allen, Allen, 2013; Al-Hajeri et al., 2009; Hantschel, Kauerauf, 2009). Оно всегда проводится на основании обширной базы данных результатов геологических, геофизических и геохимических исследований.

Обсуждение результатов

В процессе сбора данных, необходимых для бассейнового моделирования, в глубоких горизонтах осадочного чехла Верхнепечорской впадины идентифицированы НГМП, коллекторы и покрышки, а также информация о нефтегазопроявлениях и залежах УВ. Как известно, НГМП, коллектора и покрышки вместе с перекрывающими породами являются элементами углеводородных (нефтяных, нефтегазоносных) систем. Таким обра- зом, в глубоких недрах Верхнепечорской впадины можно выделить глубинные углеводородные системы.

В глубокопогруженных отложениях Верхнепечорской впадины выделяются 3 толщи, обогащенные органическим веществом (ОВ): силурийско-нижнедевонская, доманиково-турнейская и нижне-средне-визейская. Первые две содержат преимущественно сапропелевое ОВ, последняя – гумусовое. Соответственно, выделяются три глубинные углеводородные системы.

Название углеводородных систем составляется из названия (возраста) активной НГМП и пород-коллекторов, содержащих самые большие объемы УВ, поступающих из НГМП.

Коллекторами для УВ, генерируемых силурийско-нижнедевонскими НГМП, в пределах Печоро-Илычской моноклинали могут служить франско-фаменские рифы и фран-ские надрифовые отложения, а на востоке впадины – турнейский ярус. Покрышками, вероятно, являются тиманский и саргаевский горизонты и пласты глин, сформировавшиеся как структуры облекания при уплотнении окружающих верхнедевонские рифы глинистых пород. Таким образом, выделяется нефтяная система: силурийско-нижнедевонская – верхнедевонско-турнейская (S–D 1 – D 3 –C 1 t).

УВ НГМП доманиково-турнейского возраста могут вмещать коллектора визейского яруса, здесь же выделяется региональная покрышка с высокой экранирующей способностью – тульский горизонт. Флюидоупором могут быть и тектонические нарушения. Углеводородную систему можно обозначить следующим образом: доманиково-турнейская – нижневизейская (D 3 dm–C 1 t – C 1 v 1 ).

Для нижне-средневизейских НГМП коллекторами служат отложения верхов визей-ского и серпуховского ярусов, средне- и верхнекаменноугольные отложения, а также приуральский отдел до кунгурского яруса. Последний служит региональной покрышкой. В результате выделяется нижне-средневизейская – верхневизейско-артинская (C 1 v 1-2 – C 1 v 3 –P 1 ar) углеводородная система. Основными процессами углеводородной системы являются: формирование ловушек, генерация, миграция и аккумуляция УВ.

По данными А.И. Дьяконова (2008), в северной части Предуральского прогиба формирование структурных ловушек происходило в три этапа: ордовикско-нижнедевонский (50%), каменноугольно-пермский (30%) и верхнепермско-триасовый (20%). Кроме того, около 75% локальных поднятий являются отраженными, унаследованными от положительных форм поверхности фундамента. Также было обнаружено, что промышленно-нефтеносные залежи связаны с локальными поднятиями преимущественно древнего заложения, более 70% из них образовались до вступления в главную зону нефтегазогенерации, около 30% – во время главной фазы газогенерации. А залежи газа связаны со структурными ловушками более молодого возраста, сформированными во время главной фазы генерации газа (Дьяконов и др., 2008).

Все элементы и процессы углеводородной системы должны быть определенным образом взаимосвязаны во времени и пространстве. Их можно объединить в диаграмму (карту) событий – диаграмму, показывающую временную связь основных элементов и процессов углеводородной системы. Данная диаграмма включает также критический момент для системы – время наибольшей вероятности улавливания и сохранения УВ в углеводородной системе. После того, как образуются ловушки, УВ мигрируют в пласт, аккумулируются и сохраняются в форме залежи. Диаграммы событий для выделенных в пределах Верхнепечорской впадины углеводородных систем приведены на рис. 1. Как видно из диаграмм событий, силурийско-нижнедевонской – верхнедевонско-турней-ской и доманиково-турнейской – нижневи-зейской углеводородных систем, содержащих ОВ сапропелевого типа, нефтегенерация и связанные с ней процессы миграции и аккумуляции произошли после образования раннепалеозойских ловушек древнего заложения. Генерация газа глубокопогруженной нижне-средневизейской – верхневизейско-артинской углеводородной системой, обогащенной гумусовым ОВ, происходила одновременно с образованием верхнепермско-триасовых структурных ловушек.

Рис. 1. Диаграммы событий глубокопогруженных углеводородных систем Верхнепечорской впадины

Стоит отметить, что процессы генерации УВ нижне-средневизейскими НГМП не завершены. Реконструкция истории осадконакопления и тепловой эволюции показала, что глубокопогруженные отложения в пределах Верхнепечорской впадины вступали в главную фазу нефтеобразования с позднедевонского времени, главная фаза газообразования в основном начиналась с середины каменноугольного и пермского периодов.

Это значит, что генерация УВ в глубоко-погруженных отложениях происходила в благоприятное для формирования залежей время. При этом нефтегазообразование достигло наибольшей интенсивности, а из очага распространения нефтегазоматеринских отложений эмигрировало более 50% от теоретически возможного количества УВ в конце палеозойской эры, когда было сформировано большинство ловушек в рассматриваемом регионе.

Заключение

Таким образом, в глубокопогруженных отложениях осадочного чехла Верхнепечор-кой впадины Предуральского прогиба обнаружено (рис. 2) наличие:

нгмп

Рис. 2. Критические условия образования месторождений УВ (в рамках концепции углеводородных систем)

- НГМП;

- коллекторов;

- покрышек;

• -    ловушек;

• -    реализация процессов генерации, миграции и аккумуляции УВ;

• -    оптимальное соотношение времен генерации, миграции УВ и образования ловушек;

• -    область образования УВ скоплений.

Всё это позволяет сделать вывод о том, что в глубокопогруженных отложениях рассматриваемой территории выполняя-ются критические условия образования месторождений УВ в рамках концепции углеводородных систем – глубокие недра имеют достаточно высокие перспективы нефтегазоносности.