Геолого-структурные и термобарогеохимические условия формирования залежей углеводородов Большехетской синеклизы (Западная Сибирь)

Актуальность работы. Активная эксплуатация месторождений нефти и газа Западной Сибири привела к осознанию необходимости поиска новых залежей углеводородов на флангах уже разведанных месторождений, открытию новых нефтегазоносных структур. Снижение общего уровня добычи в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции требует поиска новых подходов при проведении геологоразведочных работ, учитывающих весь спектр представлений о генерации, миграции и локализации залежей углеводородов с учетом всех генетических типов постседиментационных процессов трансформации терригенно-осадочных отложений с позиции истории геологического развития региона. Особое место в спектре постседиментационных процессов трансформации породных комплексов занимает гидротермальный метасоматоз, развивающийся на этапах активизации глубинных процессов. Одним из признаков развития глубинных процессов являются структуры типа «ПКД-ИКС» (погруженные кольцевые депрессии — инверсионные кольцевые структуры), формирование которых связано с гидротермальным метасоматозом. Этот факт позволяет говорить о новых генетических типах ловушек углеводородов, что требует новых подходов к исследованию терригенно-осадочных отложений осадочного чехла Болыпехетской синеклизы.

Апробированная методика исследований позволяет картировать маломощные зоны эпигенеза, которые рассматриваются как сейсмические «шумы» и практически не фиксируются в процессе обработки результатов сейсморазведочных работ. Актуальность их исследований заключается в том, что данные зоны определяют анизотропию стратифицированных комплексов, существенно влияют на распределение и продуктивность залежей углеводородов.

Объектом исследования является меловой комплекс осадочного чехла Северо-Тазовской впадины — структуры 1-го порядка Болыпехетской синеклизы, расположенной на севере Западно-Сибирской плиты. Административно Северо-Тазовская впадина расположена в Тазовском районе Ямало-Ненецкого автономного округа, северо-восточнее районного центра — пос. Тазовский. Предметом исследования являются зоны флюидомиграции, сформировавшиеся на определенных этапах тектоно-гидротермальной активизации глубинных процессов.

Цель и задачи исследований. Целью диссертационной работы является создание структурно-генетической модели формирования залежей углеводородов в осадочном чехле Болыпехетской синеклизы, основанной на исследовании геолого-структурных и термобарогеохимических условий развития процессов гидротермального метасоматоза, разработка критериев прогноза залежей углеводородов, основанных на сопоставлении результатов испытания продуктивных горизонтов с литогеохимическими, минералогическими и термобарогеохимическими характеристиками пород-коллекторов. Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

1. Выявление геолого-структурных факторов распределения залежей углеводородов на основе анализа результатов сейсморазведочных работ.

2. Исследование процессов гидротермального метасоматоза и их влияния на формирование залежей углеводородов.

3. Проведение термобарогеохимических исследований с целью выделения аномальных флюидоактивных зон и параметров процесса флюидизации.

4. Создание модели формирования залежей углеводородов, выделение структурных, термобарогеохимических, литогеохимических и минералогических критериев оценки перспектив нефтегазоносности флюидоактивных зон и прогнозирование характера распределения углеводородов.

Фактический материал и методика исследований. В процессе подготовки диссертационной работы использовались результаты комплексных литолого-петрофизических исследований керна и шлама 4-х площадей: Западно-Хальмерпаютинской, Пякяхинской, Северо-Хальмерпаютинской и Хальмерпаютинской. Для выявления структурных признаков распространения залежей углеводородов использовались данные по другим месторождениям и площадям, расположенным в границах Болыпехетской синеклизы (рис. 1).

Рис. 1. Обзорная схема расположения опоискованных перспективных площадей и разведанных месторождений углеводородов Болыпехетской синеклизы.

Условные обозначенш: 1 — Парусовое, 2 — Западно-Мессояхское, 3 — Восточно-Мессояхское, 4 — Ямбургское, 5 — Находкинское, 6 — Южно-Мессояхское, 7 — Северо-Хальмерпаютинское, 8 — Вадинская площадь, 9 -Юрхаровское, 10 — Перекатное, 11 — Пякяхинское, 12 — Западно-Хальмерпаютинская площадь, 13 -Хальмерпаютинское, 14 — Туколандинская площадь, 15 — Северо-Уренгойское, 16 — Лангаямская площадь, 17 — Салекаптское, 18 — Российская площадь, 19 — Тазовское, 20 — Восточно-Тазовское, 21 — Песцовое, 22 — Ен-Яхинское, 23 — Заполярное.

Обзорная схема составлена на основе схематической геологической карты доюрского комплекса Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна под редакцией А. Э. Конторовича, 2004 и схемы расположения месторождений нефти и газа Западной Сибири, созданной в Картографическом Информационном Центре ИНКОТЭК, 2003.

В основу диссертации легли результаты исследования керна и шлама из скважин Пякяхинской-2020 и Северо-Хальмерпаютинской-2051. Комплекс лабораторных исследований представлен минералого-петрографическими, литогеохимическими, петрофизическими и термобарогеохимическими методами. Термобарогеохимический комплекс исследований представлен методом термовакуумной декриптации, газовой хроматографией температурных интервалов декриптации, дифференциальным термовакуумным методом, а также хроматографией керна, шлама и пластовых проб нефтей. Рентгеноспектральным методом исследовался химический состав пород продуктивных горизонтов. С целью определения характера распределения его компонентов результаты исследований обрабатывались методом статистического анализа. Комплекс минералогических исследований включал петрографический метод исследования керна, рентгеноструктурный анализ и растровую электронную микроскопию с микрозондированием микродрузовых минеральных агрегатов в поровом пространстве пород-коллекторов. Микрозондирование проводилось с целью выделения кристаллохимических особенностей микродрузовых минеральных агрегатов. Анализ тектонического строения Болынехетской синеклизы и ее структурных элементов проводился на основе изданных и фондовых материалов сейсморазведочных работ.

Литолого-петрофизические исследования и хроматографический анализ углеводородов проводились в ЦИКиПФ филиала ООО «ЛУКОЙЛ — Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть», в г. Когалыметермобарогеохимические исследования — в Южном Федеральном университете, в г. Ростове-на-Донуспециализированные петрографические и рентгеноструктурные исследования в Саратовском Государственном университете, г. Саратове и в Научном Центре института геологии Коми УрО РАН, в г. Сыктывкаре.

Научная новизна и личный вклад автора. Проблема трансформации терригенно-осадочных отложений была поднята еще в 60-е годы XX века в связи с необходимостью разработки общих подходов к решению проблемы их литификации. И уже в 70-е годы, с целью отразить роль гидротермального метасоматоза в данном процессе, был предложен термин «гидротермальный литогенез». Исследования, проведенные в Институте проблем нефти и газа РАН (Дмитриевский и др.) однозначно доказали определяющую роль геофлюидных систем в формировании месторождений углеводородов и сопровождающих их эпигенетических изменений осадочного чехла нефтегазоносных бассейнов. Основные выводы этих исследований получили свое дальнейшее развитие в работах П. Ф. Иванкина и Н. И. Назаровой (ЦНИГРИ), где решение данной проблемы рассматривалось с позиций глубинной флюидизации земной коры.

Впервые данные о термобарогеохимических параметрах нефтеобразующих флюидов, особенностях эпигенетических изменений вмещающих пород, этапах и стадиях гидротермального литогенеза были получены сотрудниками Ростовской школы исследователей флюидных включений в процессе изучения месторождений углеводородов Северного Кавказа (Сианисян и др.). Автор настоящей работы совместно с Южным Федеральным университетом, в 2008 году впервые применил комплекс термобарогеохимических методов для исследования флюидоактивных зон и оценки их влияния на характер распределения залежей углеводородов на севере Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Анализ результатов комплексных лабораторных исследований показывает, что в процессе накопления терригенно-осадочных отложений мелового комплекса и в постседиментационные этапы их трансформации активное участие принимали эндогенные процессы, интенсивность которых увязывается с периодами альпийского этапа тектоно-гидротермальной активизации на севере ЗападноСибирской плиты. Впервые был проведен большой объем термобарогеохимических исследований в комплексе с литогеохимическими и минералогическими методами, результаты которых позволяют рассматривать структуры типа ПКД-ИКС как элементы тектоно-гидротермальных систем. Было установлено, что в процессе развития гидротермального метасоматоза, во флюидоактивных зонах, в структурах типа «ПКД-ИКС» в зависимости от термобарических и геохимических параметров в системе «порода-флюид», по первичным седиментогенным коллекторам формируются вторичные флюидоупоры, а первичные седиментогенные флюидоупоры трансформируются во вторичные коллекторы. Научная новизна исследований заключается в том, что впервые на севере Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции в меловом комплексе осадочного чехла Болынехетской синеклизы выделен новый генетический тип ловушек углеводородов — гидротермально-метасоматический.

Автором, начиная с 2007 года, была проведена систематизация и анализ результатов комплексных лабораторных исследований проб керна и шлама из 42 скважин 7-ми площадей, в том числе, хроматографического, рентгенофлюоресцентного, петрографического и рентгеноструктурного анализов, определения коллекторских свойств, состава и физико-химических свойств пластовых проб УВ. В 2008 году автор обосновал необходимость проведения комплекса термобарогеохимических исследований, что позволило в период 2008;2010 годов провести исследования 237 проб шлама из 4-х скважин и 148 проб керна из 13 скважин. Автор лично провел на растровом электронном микроскопе анализ пород-коллекторов берриас-валанжинских продуктивных горизонтов Пякяхинской площади. В процессе исследований было сделано более 150 РЭМ-снимков и до 600 точек микроанализа микродрузовых минеральных агрегатов в поровом пространстве 55 проб пород-коллекторов из 16-и скважин Пякяхинского месторождения.

Научные результаты, выносимые на защиту.

1. Установлены геолого-структурные особенности локализации залежей углеводородов, заключающиеся в том, что наиболее перспективные на углеводороды площади располагаются над центральной частью погребенных структур доюрского комплекса, а характер распределения наиболее продуктивных залежей углеводородов в разрезе неокома зависит от структур типа ПКД-ИКС.

2. Выявлены закономерности распределения залежей углеводородов в зависимости от развития процессов гидротермального метасоматоза, которые обуславливают трансформацию первичных терригенно-осадочных пород с образованием эпигенетических флюидоупоров и коллекторов, представляющих гидротермально-метасоматический тип ловушек УВ.

3. Установлены оптимальные термобарогеохимические условия формирования залежей углеводородов, заключающиеся в том, что наиболее продуктивные нефтегазовые скопления формируются на прогрессивной и низкотемпературной регрессивной стадиях гидротермального метасоматоза.

4. Создана структурно-генетическая модель формирования залежей углеводородов и разработаны на ее основе критерии прогноза перспективных площадей в меловом комплексе осадочного чехла Большехетской синеклизы.

Апробация работы и публикации. Впервые методика исследований гидротермального метасоматоза терригенно-осадочных пород термобарогеохимическими была апробирована на Северо-Хальмерпаютинской-2051, затем на Западно-Хальмерпаютинской2014 и скважинах Пякяхинской площади. Результаты этих исследований подтвердили эндогенную природу структур типа ПКД-ИКС и их связь с этапами тектоно-гидротермальной активизации на севере Западно-Сибирской плиты. Предположение об эндогенной природе данных структур в противовес доминирующей седиментогенной гипотезе было впервые изложено соискателем в статье «Метасоматиты верхней части осадочного чехла Болынехетской синеклизы». Ее основные тезисы докладывались в 2008 году на V Всероссийском литологическом совещании «Типы седиментогенеза и литогенеза и их эволюция в истории Земли», ИГГ УрО РАН, г. Екатеринбург.

В статьях «Тектоно-гидротермальные системы Северо-Хальмерпаютинской площади» и «Метасоматиты по отложениям мелового комплекса Верхнеиндикъяхской впадины Болынехетской синеклизы» были опубликованы результаты минералогических и термобарогеохимических исследований терригенно-осадочных пород мелового комплекса Северо-Хальмерпаютинской и Пякяхинской площадей. Тезисы о широком развитии эпигенетических процессов по отложениям осадочного чехла Болыпехетской синеклизы опубликованы в сборнике VIII Уральского литологического совещания «Актуальные вопросы литологии», ИГГ УрО РАН, г. Екатеринбург, 2010 гг.

На конференции «Минеральные индикаторы литогенеза» в Институте геологии Коми НЦ УрО РАН (Сыктывкар, 2011) сделан доклад на тему: «Минералы-индикаторы наложенного эпигенеза Болыпехетской синеклизы». На совещании «Глины, глинистые минералы и слоистые материалы» в ИГЕМ РАН (Москва, 2011) сделан доклад на тему: «Смектит-гидрослюдистые образования вторичного цемента песчаников и продуктивность газоконденсатных залежей неокома Болыпехетской синеклизы (Западная Сибирь)». В докладах были отмечены кристалл охимические особенности парагенетических минеральных ассоциаций в поровом пространстве пород-коллекторов и дана общая оценка их влияния на продуктивность залежей углеводородов. В статье «Пострифтогенные процессы в Болыпехетской синеклизе и характер распределения углеводородов (Западная Сибирь)» дано расширенное обоснование смены минеральных парагенезисов с изменением термобарических параметров в системе «порода-флюид» на этапах активизации глубинных процессов.

В 2012 году, на Российском совещании «Диагностика вулканогенных продуктов в осадочных толщах» в Институте геологии Коми НЦ УрО РАН в г. Сыктывкаре и на VIII научных чтениях памяти выдающегося ученого-геолога, члена-корреспондента АН СССР, профессора Михаила Владимировича Муратова «Проблемы региональной геологии Северной Евразии» в МГРИ-ГГРУ в г. Москве сделан доклад на тему: «Признаки гидротермально-эксгаляционных процессов в верхнемеловых отложениях осадочного чехла Северо-Тазовской впадины (Западная Сибирь)». В основу доклада легли результаты исследования хемогенных отложений позднемелового без сеномана этапа осадконакопления Северо-Тазовской впадины и установлена связь характера распределения ряда химических элементов в данных отложениях с литогеохимическими аномалиями в берриас-валанжинских отложениях неокома, в основе которых лежит зона дилатансии, выделенная термобарогеохимическими методами. На Международной научно-практической конференции «Новые геотехнологии для старых провинций», г. Тюмень, 2013 г, была рассмотрена проблема анизотропии продуктивных горизонтов с позиции развития эндогенных процессов и предложен комплекс методов ее решения.

Основные положения диссертации опубликованы в межвузовском научном тематическом сборнике «Литология и геология горючих ископаемых» издательства Уральского Государственного Горного университета, г. Екатеринбург, и в журнале «Известия ВУЗов. Северо-Кавказский регион. Естественные науки» издательства СКНЦ ВШ ЮФУ, г. Ростов-на-Дону.

Всего подготовлено к изданию и опубликовано 15 статей, из них 2 — в издательстве, входящим в перечень ВАК. Результаты исследований представлены в отчетах ЦИКиПФ филиала ООО «ЛУКОЙЛ — Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть», по программе НТР ГРР ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь».

Теоретическая и практическая значимость работы. Обоснование эндогенной природы структур типа «ПКД-ИКС» и их связь с миграцией глубинных флюидов имеет важное теоретическое значение. Эти структуры автором данной работы рассматриваются как активные зоны генерации, миграции и локализации углеводородов.

Особенностью строения данных структур является сочетание локальной синклинали в ее основании (ПКД) и антиклинали в ее кровле (ИКС). Стратификация внутриструктурных горизонтов нечеткая. Обязательным элементом замковой части структуры ПКД является зона потери корреляции (ЗПК), деструктивно пересекающая нижележащие стратифицированные отложения. ПКД представляют собой погребенные фумарольные поля, в зоне развития которых имел место активный вынос вещества с образование депрессионных воронок. По мере снижения тектоно-гидротермальной активности глубинных процессов, выносимое из недр вещество, заполняя депрессионную воронку, формировало ИКС. Механизм накопления осадочного материала аналогичен деятельности грязевых вулканов.

Из опубликованных источников взята информация о РТ-параметрах и составе катализаторов, при которых идет синтез углеводородов. Данные термобарогеохимических и литогеохимических исследований пород осадочного чехла позволяют говорить, что подобные параметры имеют место и в исследуемых природных комплексах. Источником углерода является как рассеянное в терригенно-осадочных отложениях углефицированное органическое вещество, так и углеводородные газы (метан и др.), входящие в состав глубинных флюидов и флюидных включений в породных комплексах. Поступление свободного водорода обеспечивается глубинными флюидными потоками, а также из флюидных включений в породных комплексах. Это дает основание утверждать, что во флюидоактивных зонах идет активный синтез углеводородов. Рудная специализация метасоматитов обеспечивает зону синтеза соответствующими катализаторами.

Активизация глубинных процессов ведет к глубокой трансформации пород осадочного чехла, в основе которой лежат процессы гидротермального метасоматоза. Изменение термобарических параметров в системе «порода-флюид», связанное с внедрением глубинных флюидов, запускает механизм разрушения первичных седиментогенных комплексов и формирования новых генетических типов пород. На этом этапе, первичные терригенно-осадочные комплексы приобретают вторичные свойства, которые в зависимости от интенсивности их трансформации, могут приобрести свойства, как вторичных коллекторов, так и вторичных флюидоупоров. При этом, в зависимости от путей миграции флюидных потоков, новообразования залегают, как согласно стратифицированным отложениям, так и деструктивно им, что говорит о новом генетическом типе ловушек углеводородов, исследования которых нацелены на решение практических задач, в том числе анизотропии продуктивных горизонтов.

Благодарности. Автор выражает искреннюю благодарность своему научному руководителю и наставнику, заслуженному деятелю науки РФ, профессору, доктору геол.-мин. наук Труфанову В. Н. За активное участие в организации исследований и консультации — профессору, доктору геол.-мин. наук Гамову М.И.- профессору, доктору геол.-мин. наук, действительному члену РА ЕН Коробову А.Д.- начальнику ЦИКиПФзаместителю директора филиала ООО «ЛУКОЙЛ — Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» по геологии Бружесу В. Л, главному геологу ЦПиМГРР (2012) кандидату геол.-мин. наук Лебедеву А. И. За понимание и моральную поддержку особая благодарность выражается профессору Уральского государственного горного университета доктору геол.-мин. наук Алексееву В. П., доктору геол.-мин. наук Института геологии Коми НЦ УрО РАН Юдовичу Я. Э., первому заместителю генерального директора по научной работе в области геологии ООО «КогалымНИПИнефть» (2012) кандидату геол.-мин. наук Федорову Ю. Н, начальнику отдела лицензирования и геологоразведочных работ ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» Мордвинцеву М.В.

Результаты исследования составов и физико-химических свойств пластовых проб УВ согласуются с данными других видов исследований, отражают особенности погребенных структур доюрского и юрского комплексов. Есть основание предположить, что нелинейное распределения содержаний УВ связано с этапами их генерации и миграции. Возможные различия в РТ-параметрах зон генерации вероятно и отражается на составе углеводородов.

7. Модель формирования и прогноз залежей углеводородов.

Большехетской синеклизы.

В основе модели формирования залежей углеводородов лежит система взаимосвязей между факторами, отражающих геологическое строение региона и выделенных в процессе сравнительно-аналитического и факторного анализа результатов исследования эталонных площадей. При этом анализ предполагает оценку доли влияния каждого фактора на установленный характер распределения залежей углеводородов, как на данной площади, так и на других, находящихся на поисково-оценочной стадии исследования. За эталонную площадь принято Пякяхинское месторождение углеводородов. В процессе аналитических исследований устанавливалась последовательность участия каждого фактора, основанная на принципе «от общего к частному». В целом, модель представляет собой набор факторов, определяющих условия и последовательность этапов формирования залежей углеводородов. При решении задачи по оценке перспектив обнаружения их залежей на определенной территории, данный набор факторов представляет собой критерии прогноза. Первым условием применимости данных критериев является принадлежность перспективной и эталонной площадей к единой структуре более высокого порядка. В основе данного условия лежит принцип разделения генетической природы отдельных литотипов и породных комплексов в целом с учетом единой истории геологического развития перспективной площади и региона.

Комплексные лабораторные исследования керна и шлама выявили признаки активной флюидизации терригенно-осадочных пород мелового комплекса осадочного чехла Северо-Тазовской впадины. В зонах их развития основным фактором являются гидротермальные флюиды, определяющие развитие процессов гидротермально-метасоматической трансформации породных комплексов. Интенсивное развитие гидротермально-метасоматических процессов по локальным зонам дизъюнктивных деформаций отражается на характере распространения залежей углеводородов и их продуктивности, что подтверждается результатами испытаний в скважинах, термобарогеохимическими, литогеохимическими и минералогическими исследованиями. На этом основании были выделены четыре основных фактора, влияющих на формирование и распространение залежей углеводородов: структурный, термобарогеохимический, литогеохимический и минералогический. Данная группа факторов контролируется интенсивностью и последовательностью развития глубинных процессов, выраженных на изучаемом структурном этаже этапами тектоно-гидротермальной активизации. В зависимости от интенсивности и продолжительности данных этапов, а также термобарогеохимических параметров в системе «порода-флюид» формируются литогеохимические и минералогические особенности трансформированных породных комплексов. На этом основании, структурный и термобарогеохимический факторы отнесены к первому и второму соответственно, а литогеохимический и минералогический — к третьему и четвертому уровню факторов, определяющие характер распределения залежей углеводородов.

Отправной точкой формирования залежей углеводородов в отложениях неокома осадочного чехла Северо-Тазовской впадины является характер распределения энергетических потоков, включающих механизм генерации, миграции и аккумуляции углеводородов. В качестве слагаемых генерационного потенциала могут выступать несколько источников, из которых можно выделить четыре основных:

1. Терригенный углефицированный материал.

2. Отложения, обогащенные погребенным органическим веществом.

3. Магматические породы.

4. Ювенильные флюиды.

Первые два источника являются классическими. Третий и четвертый выделяются на основании исследования вулканических пород и газов вулканов Исландии, Камчатки, Курильских и Гавайских островов, в составе которых по результатам исследования современного вулканизма (Мархинин, 1985) выделены органические соединения и свободный водород. В частности, из вулканических пеплов экстрагированы жидкие и твердые фракции УВ, в том числе парафины и ароматические углеводороды. Углеводороды обнаружены в закрытых порах вулканических бомб вулканов Тятя (о. Итуруп, 1973) и Толбачик (п-ов. Камчатка, 1975). Следует отметить, что в алевропсамитовых отложениях неокома Северо-Тазовской впадины терригенные обломки эффузивных пород составляют до 10−15%, а объем погребенных вулканитов позднепермского — раннетриасового рифтогенного этапа севера Западной Сибири по оценкам ряда исследователей считается самым большим в мире (Симонович, Япаскурт, Горбачев, 2010).

Данных о доли ювенильных углеводородов во флюидных системах севера Западной Сибири автор данной работы не имеет, в связи с чем, на основании исследования вулканических газов при извержении вулкана Толбачик (1975;1976), где в их состав входит до 4,2% углеводородных газов, четвертый источник рассматривается как вероятный. Как показывают результаты исследования Тюменской-СГб, в зонах активной флюидизации газово-жидкие включения магматических комплексов в процессе метасоматоза вскрываются, на основании чего можно говорить, что метасоматическая декриптация включений приводит к дополнительному обогащению флюида высвободившимися из них углеводородами. Установлено, что появление жидких УВ в доюрском комплексе Шаимского НГР сопряжено с тектоно-гидротермальной активностью в позднеюрский структурный этап (Коробов, 2003).

Для генерации углеводородов в процессе катагенетической трансформации терригенно-осадочных пород необходим источник свободного водорода (Нг). Те же исследования (Мархинин, 1985) показывают его наличие в составе вулканических газов, где он составляет от первых до двух и более десятков процентов. Максимальные содержания фиксируются в газах вулканов переходного от океана к континенту типа. Океанический и континентальный тип характеризуется его содержанием в пределах первых процентов. Кроме данного источника, Н2 выделяется в процессе серпентинизации ультраосновных магматических комплексов (Дмитриевский и др., 2002). Эти данные согласуются с предположением о декриптацией газово-жидких включений в процессе метасоматоза магматических комплексов в зонах активной флюидизации. Газовая хроматография проб шлама Северо-Хальмерпаютинской-2051 из отложений среднеберриасского-раннеаптского и апт-альб-сеноманского этапов осадконакопления показала высокое парциальное давление свободного водорода во флюидных включениях высокотемпературного интервала декриптации Т380−500°С. Вероятно, в процессе катагенетической трансформации, признаки которой установлены в данной скважине, имеет место высвобождение Нг, на что указывает график его распределения по вскрытому скважиной разрезу (рис. 5.4.3). Парциальное давление Нг сокращается с 34,2% на глубине 1900 м. до 7,9% - на 2605 м. В отложениях позднеюрского этапа осадконакопления, включающего отложения неокома, количество Нг во флюидных включениях составляет 11,1 — 13,2%, при этом, в локальных зонах оно падает до 1,0% на гл. 2980,0 м. и 4,1% - на 3240,0 м. (табл. 5.2).

Выделение нескольких источников углеводородов и свободного водорода дает основание говорить о конвергентной природе углеводородов.

При разработке модели формирования залежей углеводородов основной акцент сделан на рассмотрение механизма их миграции и концентрации. Одна из нерешенных проблем формирования залежей является концентрация углеводородов в ограниченном объеме с аномально высоким пластовым давлением (АВПД). Существуют различные мнения, объясняющие механизм формирования залежи. Например, в программе Basin Mod, распространяемой компанией Platte River Associatis, Inc., «в качестве движущего механизма выступает архимедова сипа в системе вода-нефть». По мнению А. Н. Дмитриевского, архимедова сила может играть существенную роль лишь на заключительной стадии формирования месторождения. Есть экспериментальные данные, свидетельствующие о том, что «УВ-флюиды проходят длительную эволюцию ., прежде чем они становятся тем, что мы называем нефтью» (Дмитриевский, 2004). На этапе миграции УВ-флюида главную роль играет циклическое развитие этапов дилатансии и компакции, лежащие в основе модели шорового волновода". На 1-м этапе «деформации пород происходит дилатансионное расширение порового пространства, что приводить к всасыванию в волновод флюидов. Затем, идет разрушение пористой среды и переход ее в вязкое состояние. Под действием литостатического давления флюиды отжимаются из волновода в зоны повышенной проницаемости». С позиции данной модели можно объяснить концентрацию углеводородов в ограниченном объеме залежи и проблему АВПД (Дмитриевский, 2004).

Исследования Шаимского НГР выявили дислокации во всём мезозойско-кайнозойском чехле, формирование которых связывают с неотектоническим этапом развития региона. Об этом свидетельствует, прежде всего, конформность основных ОГ -«А», «Т», «Б» и «М» (Лац, 2009). При этом выделяется единая флюидодинамическая система, при которой разновозрастные продуктивные горизонты связаны между собой через флюидопроводящие каналы (Москвин и др., 2002).

Завершающим этапом формирования залежи углеводородов является наличие относительно непроницаемого горизонта на пути миграции УВ-флюида. В качестве ловушки могут выступать локальные антиклинальные структуры, как пликативные, так и приразломные, а также линзы литологических коллекторов, перекрытые и фациально замещающиеся на флангах непроницаемыми отложениями. Литогеохимические исследования позволили выделить в меловом комплексе осадочного чехла Северо-Тазовской впадины метасоматический тип ловушек, представляющий собой зоны развития флюидизитов — вторичных коллекторов, и глинистых аргиллизитов — вторичных флюидоупоров. Подобный тип ловушек с определенной метасоматической зональностью выделен в Шаимском НГР, классифицируемый как жильный (Белкин, Медведский, 1987; Зубков и др., 1991; Лукин, Гарипов, 1994).

Структурный анализ показал наличие только складок обликания погребенных структур. Учитывая тот факт, что инверсионный этап в регионе не получил серьезного развития, приразломная складчатость также слабо выражена. Литогеохимический и литофациальный анализы показывают, что по зонам дизъюнктивных деформаций в различной степени развиваются процессы метасоматической трансформации породных комплексов. В связи с чем, при разработке модели формирования залежей углеводородов основной упор направлен на выделение гидротермально-метасоматического типа ловушки, что предполагает следующую последовательность прогноза: Первый уровень прогноза — структурный. В процессе анализа геологического строения подстилающих меловые нефтегазоносные породные комплексы были выделены структурно-тектонические признаки, определяющие характер распространения залежей углеводородов. Система глубинных разломов формирует свое зеркальное отражение в перекрывающих их отложениях, где формируются зоны напряжений и дизъюнктивных деформаций. Данные зоны и определяют флюидный режим в меловом комплексе пород, в том числе углеводородов. Характер распределения дебитов продуктивных горизонтов, основанный на анализе массива данных испытаний серии продуктивных горизонтов неокома в скважинах 8-ми площадей, позволяет классифицировать степень их перспективности по положению данных площадей относительно определенных элементов структур доюрского и юрского комплекса. Например, по морфологии погребенных структур элементов их строения, по положению перспективных площадей относительно центра данных структур и на основании других признаков (рис. 7.1).

Сравнительно-аналитический подход позволяет говорить, что площади, расположенные над стыками локальных погребенных структур, менее перспективны по сравнению с расположенными над их центрами. Площади, расположенные над стыками локальных погребенных структур, характеризуются нестабильным распределением дебитов, в большей степени испытываемые интервалы оказываются «сухими». Максимальные и стабильные дебиты фиксируется на площадях, расположенных над центрами погребенных максимально изометричных структур. Имеет значение площадь их распространения.

Рис. 7.1. Расположение опоискованных перспективных площадей и разведанных месторождений углеводородов Болынехетской синеклизы.

Условные обозначения: 1 — Парусовое, 2 — Западно-Мессояхское, 3 — Восточно-Мессояхское, 4 — Ямбургское, 5 — Находкинское, 6 — Южно-Мессояхское, 7 — Северо-Хальмерпаютинское, 8 — Вадинская площадь, 9 — Юрхаровское, 10 — Перекатное, 11 — Пякяхинское, 12 — Западно-Хальмерпаютинская площадь, 13 — Хальмерпаютинское, 14 — Туколандинская площадь, 15 — Северо-Уренгойское,.

16 — Лангаямская площадь, 17- Салекаптское, 18 — Российская площадь, 19 — Тазовское, 20 — Восточно-Тазовское, 21 — Песцовое, 22 — Ен-Яхинское, 23 — Заполярное месторождения.

На основе морфологических особенностей таких структур, выделяются три типа перспективных площадей:

1. Перикратонный тип — расположенные над погребенными положительными структурами типа «горст» и облекающими их антиклинальными структурами.

2. Иптракратонный тип — расположенные над погребенными отрицательными структурами типа «грабен» и облекающими их синклинальными структурами.

3. Переходный тип — расположенные над зонами сочленения первых двух типов погребенных структур.

К площадям 1-го типа относится большинство разведанных и уже эксплуатируемых месторождений Болынехетской синеклизы, в частности Ямбургское и Тазовское. На территории Северо-Тазовской впадины к данному типу относятся Пякяхинское и Находкинское месторождения. Площади 2-го типа распространены гораздо меньше. Из эксплуатируемых месторождений выделяется Северо-Уренгойское. На исследуемой территории к данному типу относится Хальмерпаютинское месторождение.

Выделенные типы месторождений различаются распределением залежей углеводородов по вертикали. В отличие от площадей 2-го Хальмерпаютинского типа, 1-ый Пякяхинский характеризуется нефтегазоносностью всего нижнемелового комплекса при нелинейном распределении продуктивности. Продуктивность залежей зависит от характера распределения структур Ш-го порядка. Продуктивные залежи на площадях 2-го типа локализуются в отложениях берриаса, характеризуются стабильной и самой высокой продуктивностью в районе. Эталонные площади первого и второго типа имеют общие особенности — локальные структуры «ПКД-ИКС».

Анализ структурных и литогеохимических признаков пород позволил выделить два периода альпийского этапа тектоно-гидротермальной активизации: аален-берриаский и турон-маастрихтский. На завершении ааленского-берриаского этапа были сформированы Хальмерпаютинская и Пякяхинская ИКС. В турон-маастритское время на Пякяхинскую аален-берриаскую структуру был наложен позднемеловой этап активизации глубинных процессов. Установленная связь структур типа «ПКД-ИКС», являющиеся в свою очередь прямыми признаками нефтегазоносности, с определенными этапами активизации глубинных процессов, выводит собственно этапы активизации в спектр этих признаков.

На основании анализа параметров эталонных месторождений можно сказать, что максимальные перспективы имеют площади, расположенные над погребенными мульдообразными структурами на северо-востоке и западе Северо-Тазовской впадины. Следует отметить, что меньшие перспективы имеют структуры близкие к линейному типу в связи с вероятным доминированием дизъюнктивного фактора. Над переходными зонами положительных и отрицательных структур Н-го порядка вероятность обнаружения месторождений углеводородов наименьшая.

Структурным фактором, снижающим уровень перспективности площади и влияющим на характер распределения углеводородов определенного продуктивного горизонта, являются зоны дизъюнктивных деформаций И-го и больших порядков, определяющие морфологию погребенной структуры. Например, в центральной части диагональной зоны, определяющей морфологию Хальмерпаютинской погребенной мульды, отмечается снижение дебитов продуктивных горизонтов.

Следующие уровни прогноза: термобарогеохимический, литогеохимический и минералогическийконтролируются не только структурным фактором, но и фактором времени. В основе данного фактора лежит последовательность развития этапов активизации глубинных процессов: каждый последующий этап трансформирует результаты предыдущих.

Второй уровень прогноза — термобарогеохимический. Уровень трансформации горнопородного массива определяется термобарогеохимическими параметрами в системе «порода-флюид». Наиболее интенсивно трансформация протекает во флюидоактивных зонах, формирование которых связано с активизацией глубинных процессов. Определяя характер и интенсивность развития процессов гидротермального метасоматоза, глубинные флюидные потоки активно способствуют деградации первичных терригенно-осадочных признаков и формированию новых генетических типов пород. На основе результатов исследования активности флюидных систем, строились новые генетические модели залежей углеводородов, формирование которых связывается с зональным развитием метасоматических процессов. Выделенные зоны с определенными РТ-параметрами и составом флюидных включений в новообразованных комплексах пород формируют условия генерации и локализации углеводородов. Исходя из экспериментальных данных, можно утверждать, что оптимальные условия генерации углеводородов обеспечиваются на прогрессивной и второй регрессивной стадиях при давлении до 50МПа и температуре до 240 °C. На первой регрессивной стадии при Т60−140°С и Р15−30МПа генерация углеводородов также имеет место, но основной вклад данной стадии трансформации породных комплексов заключается в формировании гидротермально-метасоматического типа ловушек. Выделение экстремального этапа трансформации определяет один из источников свободного водорода.

Главными факторами из комплекса термобарогеохимических параметров системы «порода-флюид» при формировании залежей углеводородов является уровень парциального давления Н2О, как индикатора развития зон вторичных флюидоупоров, и два газоконденсатных объекта (№ 10 и 17). Ниже гл. 3,4 км, в зоне с высоким парциальным давлением СОг, отмечаются водонапорные интервалы, что также указывает на наличие проницаемых интервалов.

Повышенные содержания УВ во флюидных включениях отложений, вскрытых в интервале 1400 — 2200 м (рис. 7.2.2) вероятно связано с неклассифицированной долей высокотемпературных первичных терригенных включений в общем объеме флюидоактивности (Р0бщ) или с другими факторами, требующими дополнительных исследований.

Формирование проницаемых зон на этапах тектоно-гидротермальной активизации глубинных процессов за счет активного перераспределения вещества обеспечивает свободную миграцию флюидов, в том числе углеводородов. Исследования показали, что смена прогрессивной и регрессивных стадий минералообразования является основным фактором формирования гидротермально-метасоматического типа ловушек. Весь это спектр фактов позволяет рассматривать термобарогеохимические параметры в системе «порода-флюид» как второй уровень прогноза залежей углеводородов. Третий уровень прогноза — литогеохимический. Выделение литогеохимического критерия прогноза основано на необходимости оценки трансформации породных комплексов на вещественном уровне. Исследования характера распределения химических элементов позволяют выделить зоны распространения флюидных потоков, определяющих анизотропию стратифицированных комплексов, в том числе, продуктивных терригенно-осадочных отложений.

Одним из критериев трансформации является аномальный характер распределения основных петрогенных окислов и элементов-примесей при равномерном распределении литологических типов обломочной фракции в терригенно-осадочных отложениях. Исследования выявили аномальное содержания ряда петрогенных окислов и элементов-примесей, что позволяет косвенно объяснить нелинейное распределение дебитов в зоне их распространения. Отмечается Си-№ и редкометальная специализация метасоматитов, что дает основание говорить о то, что флюидоактивные зоны при определенных РТ-параметрах, могут играть роль их генераторов, поскольку ряд этих металлов являются активными катализаторами в данном процессе.

Литогеохимический фактор имеет распространение не только по латерали продуктивных горизонтов, но и по вертикали вскрытого скважинами разреза. В данном случае он оценивается по характеру распределения значений петрохимических модулей. В частности, зонам максимальных значений калиевого модуля (КМ) в интервалах 3000 -3100 и 3325 — 3450 м 1-го ствола Пякяхинской-2020 (рис. 4.11.1) соответствуют продуктивные и водонапорные интервалы. Тем не менее, литогеохимический фактор и тем более отдельно взятый петрохимический модуль не является определяющим критерием прогноза залежей углеводородов на определенных участках разреза. Данный фактор должен рассматриваться в комплексе с другими факторами, например, с уровнем парциального давления отдельных компонентов флюида. На характер прогноза влияет определенное сочетание комплекса факторов, в том числе уровень парциального давления СО2 и Н2О. Собственно литогеохимический фактор играет важную роль при общей оценке анизотропии продуктивных горизонтов перспективной площади. На начальной стадии геологоразведочных работ значения данного фактора эталонного объекта могут с определенной долей вероятности интерполироваться на исследуемый объект с учетом особенностей его строения.

От интенсивности глубинных процессов зависит активность перераспределения вещества с его выносом по зонам дилатансии на поверхность осадочного бассейна. Закономерности распределения значений определенного ряда петрохимических модулей позволяют судить об уровне трансформации нефтегазоносных комплексов. На их основе выделяются гидротермально-метасоматические и гидротермально-эксгаляционные признаки, позволяющие решать структурные задачи, в частности подтверждая наличие и связь флюидоактивных систем со структурами типа «ПКД-ИКС». Выделение гидротермально-эксгаляционных признаков на начальной стадии буровых работ позволяет оперативно дать прогноз на анизотропность продуктивных горизонтов и общей перспективности площади на этапе поисково-оценочного бурения. Зависимость литогеохимического фактора от термобарогеохимических параметров в системе «порода-флюид» и определенных флюидоактивных зонах в частности, выводит его на третий уровень прогноза залежей углеводородов.

Четвертый уровень прогноза — минералогический. При более глубокой трансформации породных комплексов в условиях изменения термобарогеохимических параметров в системе «порода-флюид» происходит разрушение, не только первичных седиментационных минеральных ассоциаций и породных комплексов, но и образовавшихся на более ранних этапах тектоно-гидротермальной активизации глубинных процессов. Особенности парагенетических минеральных ассоциаций в поровом пространстве пород-коллекторов и характер их распространения позволяют выделять в едином стратифицированном горизонте зоны кальматации или улучшенных коллекторов. Их нелинейное распространение и формирует проблему анизотропии продуктивных горизонтов. В зависимости от интенсивности этапов активизации глубинных процессов и РТ-параметров в системе «порода-флюид» формируются как вторичные флюидоупоры, так и вторичные коллектора, представленные определенным набором парагенетических минеральных ассоциаций. Выделяется широкий спектр ладающая парагенетическая минеральная ассоциация: ssln — смешаннослойные, ein — каолинит- 60 в верхнем регистре — ее доляTi-Fe — кристаллохимические особенности микродрузовых минеральных агрегатов- 2аф — аномальное содержание ароматического фактора.

На примере Пякяхинской и Северо-Хальмерпаютинской площадей показана серия деструктивных субвертикальных метасоматических зон, контролируемых разломами. Основанием для их выделения послужил характер распределения парагенетических минеральных ассоциаций и основных компанентов флюида среднетемпературного интервала декриптации Т180−280°С — С02 и НгО. В зальбандах зон метасоматоза отмечаются влияние литогеохимического фактора в виде повышенных содержаний суммарного железа (3Fe). Минералогический фактор выражен в виде смешаннослойных образований (4ssln). Зоны распространения данных факторов с подобной характеристикой рассматриваются как вторичные флюидоупоры. Роль вторичных флюидоупоров могут играть и каолинитовые парагенезисы с высокой долей данного минерала (4с1п), на что указывают результаты испытаний в 1-м стволе Пякяхинской-2020.

Широкое развитие процесса аргиллизации, контролируемого системой разломов, формируют деструктивные флюидоупоры, экранирующие латеральное распространение седиментогенных коллекторов. Данный тип флюидоупоров отчетливо фиксируется во 2-м стволе Пякяхинской-2020, экранируя как продуктивные, так и водонапорные горизонты (рис. 7.2.1). Выделяются два типа флюидизитов, играющие роль вторичных коллекторов. Флюидизиты, развивающиеся по деструктивным зонам, представлены агрегатами вторичного кварца и альбита, кальцита с хорошо выраженными кристаллографическими формами (скв. 306/8г рис. 7.3.2). Второй формируется в процессе дренирования флюидов по стратифицированным терригенным отложениям (скв. 2020п рис. 7.3.2). Здесь имеют место псевдоморфозы кремнезема (4q), Caи Na-ые метасомы, широко развивающиеся по чешуйчатым агрегатам.

Таким образом, гидротермально-метасоматический тип ловушек формируется при пространственно-временном сочетании 4-х основных факторов: структурного, термобаро-геохимического, литогеохимического и минералогического. Характер активизации глубинных процессов определяет долю каждого из этих факторов. Определение доли влияния каждого фактора позволяет спрогнозировать вероятность формирования эффективной ловушки данного типа. Кроме того, данная методика позволяет решать ряд практических задач, в частности определение уровня анизотропии петрофизических параметров стратифицированных горизонтов, являющимися потенциальными седиментогенными ловушками углеводородов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

В процессе анализа результатов сейсморазведочных работ и комплексных лабораторных исследований керна и шлама были выделены структурный, термобарогеохимический, литогеохимический и минералогический факторы, влияющие на характер распространения и формирования залежей углеводородов в меловом комплексе осадочного чехла Болыпехетской синеклизы, и Северо-Тазовской впадины в частности. Кроме того была установлена зависимость характера распространения залежей углеводородов от типа и порядка погребенных структур доюрского и юрского комплексов, над которыми данные залежи расположены. В основе структурных особенностей строения Болыпехетской синеклизы лежит северная оконечность Колтогорско-Уренгойского погребенного рифта с серией его дериватов, активная фаза развития которого относится к позднепермскому — раннетриасовому периоду. В пострифтогенный период развития региона, в зоне распространения погребенной рифтовой системы, были выделены этапы активизации глубинных процессов, определяющие структурную перестройку доюрского комплекса и условия осадконакопления перекрывающих его отложений. Структурная перестройка сопровождалась внедрением по ослабленным зонам дизъюнктивных деформаций гидротермальных флюидов, определяющих условия трансформации вмещающих породных комплексов. Один из этапов тектоно-гидротермальной активизации зафиксирован Шэ-Бг датированием метасоматитов, вскрытых Тюменской-СГб в Уренгойской зоне данного рифта, развивающихся по пермо-триасовым вулканитам. Возраст метасоматитов составил 90−91 млн. лет.

Факторный анализ, в основе которого лежит сравнительно-аналитический подход при систематизации результатов исследования, позволил выделить взаимосвязи между особенностями геологического строения осадочного чехла Северо-Тазовской впадины и историей геологического развития региона. В процессе анализа было установлено, что на характер распространения и распределение продуктивности залежей углеводородов, а также их состав и физико-химические свойства влияют четыре основных фактора: 1. Структурный фактор. Влияние структурного фактора на характер распространения и распределение продуктивности залежей, на состав и физико-химические свойства углеводородов начинает отмечаться в зависимости от их залегания над определенными структурами юрского и доюрского комплекса, в частности: 1.1. В составе УВ из залежей, расположенных над отрицательными по сравнению с положительными структурами 1-го порядка Западной Сибири, отмечаются более высокие содержания нафтенов, парафинов группы С8 и толуола. Структуры более высокого порядка обнаруживают контрастные различия в составе ароматических и насыщенных.

УВ +С15, а также по ряду их физико-химических свойств. В породах с явными признаками дизъюнктивных деформаций отмечаются повышенные содержания цикличных и ароматических У В группы С6-С8.

1.2. Залежи УВ, расположенные над центрами погребенных структур Н-го порядка доюрского комплекса Болыпехетской синеклизы являются наиболее продуктивными и характеризуются стабильными дебитами. Над переходными зонами данных структур залежи в основном отсутствуют: испытуемые интервалы «сухие». Выявленные же залежи характеризуются нелинейным распределением продуктивности — в основном с низкими значениями дебитов.

1.3. Тектоническое строение доюрского и юрского структурного этажа формировалось в процессе развития этапов активизации глубинных процессов, серия которых устанавливается по данным радиологического датирования магматических и метасоматических комплексов пород. Этапы активизации глубинных процессов в пострифтогенный период становления региона, в частности в позднеюрский-валанжинский и позднемеловой без сеномана, сопровождались развитием гидро-термально-метасоматических процессов, интенсивность которых сопровождалось глубокой трансформацией терригенно-осадочных отложений. В результате формировались структуры типа «ПКД-ИКС», представляющие собой вертикальные зоны флюидомиграции и являющиеся прямыми признаками нефтегазоносности.

1.4. Этапы активизации глубинных процессов соответствуют этапам смены условий осадконакопления. Литогеохимические и термобарогехимические исследования фиксируют выходы по зонам дилатансии на поверхность бассейна осадконакопления высоко минерализованных гидротермальных растворов. Формирующиеся при этом литогеохимические аномалии ряда элементов являются косвенными признаками глубокой трансформацией отложений предыдущих этапов осадконакопления и формирование в них гидротермально-метасоматического типа ловушек УВ.

1.5. Вертикальная флюидомиграция формирует проблему анизотропии стратифицированных комплексов, что определяет характер распределения дебитов продуктивных горизонтов.

2. Термобарогеохимический фактор. Термобарогеохимическими методами были выделены зоны интенсивной флюидизации породных комплексов неокома и зафиксирован широкий спектр РТ-параметров в данных флюидоактивных зонах. Было установлено, что:

2.1. Этапы активизации глубинных процессов сопровождались интенсивным развитием гидротермально-метасоматических процессов со сменой стадий минералообразования. Были выделены прогрессивная, экстремальная и две регрессивных стадии.

2.2. Максимальный уровень флюидизации в среднетемпературном интервале декриптации соответствует максимальным значениям дебита продуктивных горизонтов.

2.3. Спектр РТ-параметров в системе «порода-флюид» с учетом геохимической специализации новообразованных породных комплексов позволяет рассматривать выделенные флюидоактивные зоны как зоны генерации УВ.

2.4. Состав и вариации парциального давления компонентов законсервированного в новообразованных минеральных агрегатах флюида играют роль индикаторов зон развития вторичных флюидоупоров и вторичных коллекторов.

2.5. В составе флюидных включениях, как в первичных терригенных, так и в новообразованных породных комплексах, присутствуют УВ и свободный водород. Учитывая тот факт, что газотворная способность трансформированных пород во л д флюидоактивных зонах достигает 102,6 м /м, что на порядок ниже, чем во вмещающих их породных комплексах, данные зоны следует рассматривать как один из источников УВ.

2.6. Исследования современного вулканизма позволяют рассматривать погребенные вулканические комплексы как один из источников УВ, законсервированных во флюидных включениях и высвобождаемых в процессе гидротермального метасоматоза.

3. Литогеохимический фактор. Анализ характера распределение литогеохимических компонентов породных комплексов показал, что:

3.1. Наличие литогеохимических аномалий при равномерном распределении литологических и минеральных компонентов обломочной фракции терригенно-осадочных отложений указывает на глубокую гидротермально-метасоматическую трансформацию в зоне активной флюидомиграции и причину анизотропии стратифицированных комплексов.

3.2. Трансформация породных комплексов под воздействием гидротермальных растворов приводит к естественной декриптации флюидных включений и вторичному обогащению флюида законсервированными в них УВ и свободным водородом.

3.3. Рудная специализация метасоматитов входит в спектр катализаторов позволяет рассматривать зоны флюидизации как зоны генерации УВ.

3.4. Признаки гидротермально-эксгаляционных процессов при формировании терригенно-осадочных отложений указывают на наличие зон дилатансии, в районе их развития — на глубокую трансформацию породных комплексов неокома и анизотропию стратифицированных комплексов, в том числе продуктивных горизонтов.

4. Минералогический фактор. Одним из факторов, отражающих уровень трансформации породных комплексов являются парагенетические минеральные ассоциации. В процессе минералогических и литологических исследований установлено:

4.1. Терригенно-осадочные отложения трансформированы неравномерно, что позволяет говорить о минералогическом факторе анизотропии стратифицированных комплексов пород. Выделяются локальные зоны их глубокой трансформации с ликвидацией первичных седиментогенных признаков породы. Данные зоны представлены аргиллизитами и флюидизитами. В основном эндогенные процессы отражаются на трансформации цемента терригенно-осадочных пород с формированием микродрузовых минеральных агрегатов, заполняющих поровое пространство. При определенных кристаллохимических параметрах, данные образования играют роль или природных кольматантов, или способствуют укреплению порового пространства пород-коллекторов продуктивных горизонтов.

4.2. Состав и зональность распространения парагенетических минеральных ассоциаций определяют структуру гидротермально-метасоматического типа ловушек УВ, а также дебиты продуктивных горизонтов.

4.3. Превалирование в конкретной точке разреза той или иной стадии минералообразования приводит к развитию вторичных флюидоупоров, представленных зонами аргиллизации или вторичных коллекторов — зонами развития флюидизитов. Аргиллизиты и флюидизиты являются частью единой гидротермально-метасоматической зональности.

4.4. Развитие аргиллизитов, представленных минералами группы монтмориллонита, является боле благоприятным фактором при формировании гидротермально-метасоматического типа ловушек УВ.

4.5. Развитие смешаннослойных образований в поровом пространстве пород-коллекторов продуктивных горизонтов является отрицательным фактором. Данные образования играют роль природных кольматантов.

4.6. Развитие псевдоморфоз кремнезема по чешуйчатым агрегатам в поровом пространстве пород-коллекторов продуктивных горизонтов является положительным фактором. Данные образования укрепляют поровое пространство и способствуют повышению дебитов продуктивных горизонтов.

На основании проведенных исследований утверждается, что:

1. В пострифтогенный период становления Болынехетской синеклизы выделяется серия этапов активизации глубинных процессов, приведших к структурной перестройке юрского и доюрского комплексов и определивших характер распространения залежей углеводородов, в том числе в меловом комплексе ее осадочного чехла.

2. На этапах активизации глубинных процессов формируются структуры типа «ПКД-ИКС», имеющих эндогенную природу и являющиеся зонами генерации, миграции и локализации углеводородов.

3. Эндогенные процессы формируют гидротермально-метасоматический тип ловушек и определяют анизотропию стратифицированных комплексов.

4. Термобарогеохимические параметры в системе «порода-флюид» определяют характер распространения литогеохимических и минералогических факторов анизотропии продуктивных горизонтов, что в свою очередь отражается на их дебетах (рис. 5.7).

В процессе разработки модели формирования залежей УВ, в основу которой положен принцип их конвергентности, выделена последовательность оценки перспективности площадей, целью которой является обнаружение максимально продуктивных залежей УВ и критерии прогноза их продуктивности. Результатом анализа структур доюрского комплекса Болынехетской синеклизы, сопоставления характера распространения выявленных в ее границах залежей УВ с характером их распространения на эталонных площадях, выделены три типа площадей: 1 — интракратонный, 2- перикратонный, 3 — переходный. На основе данного анализа выделен ряд перспективных площадей (рис. 8.1) и дана прогнозная оценка их потенциальной нефтегазоносности, в частности:

• Горелинская площадь аналогична Пякяхинскому месторождению.

• Северо-Лангаямская площадь аналогична Северо-Уренгойскому месторождению.

• Внутриюрская и Варейская площади аналогичны Хальмерпаютинскому месторождению.

Следует отметить, что на западном борту устья р. Пур выделена Лангаямская площадь с ресурсами категории СЗ. Опираясь на структурные особенности Хальмерпаютинской и Северо-Уренгойской погребенных структур, а также на результаты исследования Хальмерпаютинского месторождения углеводородов, предполагается, что перспективы Усть-Пуровской структуры, на юго-западном фланге которой находится Лангаямская площадь, могут быть сравнимы с характеристиками Хальмерпаютинского и Северо-Уренгойского месторождений.

Рис. 8.1. Схема прогнозов перспективных площадей Болыпехетской синеклизы. Условные обозначения: 1 — эталонные типы разведанных месторождений углеводородов- 2 — прогнозируемые перспективные на обнаружение залежей углеводородов площади- 3 — районный центр- 4 — изогипсы кровли доюрского комплекса ОГ «А" — 5 — линии разломов.

В определенной степени перспективной можно считать Перекатную структуру 1-го типа на юго-западном фланге которой выделена одноименная площадь (рис. 1, п. 10). На данной площади в основном отмечены водонапорные и единичные продуктивные горизонты с относительно высокими значениями дебитов. В строении Перекатной площади выделена структура типа «ПКД-ИКС», что является важным прогнозным признаком.

К настоящему времени рекомендованные площади входят в реестр перспективных площадей, выделенные по результатам сейсморазведочных работ. Основным критерием перспективности был сейсмофациальный фактор: здесь сейсморазведочными работами выделена серия горизонтов, интерпретируемые как потенциальные коллекторы.

Защищаемые положения.

На основе анализа сформулированы следующие защищаемые положения: 1. Установлены геолого-структурные особенности локализации залежей УВ, заключающиеся в том, что наиболее перспективные площади располагаются над центральной частью погребенных структур доюрского и юрского комплексов, а характер распределения наиболее продуктивных залежей УВ в разрезе неокома зависит от структур типа ПКД-ИКС.

Анализ расположения выявленных на 2013 год месторождений и перспективных на углеводороды площадей, а также характер распределения продуктивности залежей выявил определенную их зависимость от строения нижележащих комплексов, в том числе и доюрского. Доюрский комплекс в основании Северо-Тазовской впадины сложно дислоцирован. Здесь выделяются структуры Н-го порядка. Центральное место среди них занимает Пякяхинский горст, обрамленный с флангов серией локальных грабенов, с востока представленных Варейским и Хальмерпаютинским, а с запада — Внутриюрским. В свою очередь, в отложениях юрского комплекса, облекающих структуры П-го порядка, на основе анализа его отражающих горизонтов (ОГ), выделяются структуры Ш-го порядка, морфология которых, в частности на Пякяхинской и Хальмерпаютинской площадях, существенно различается.

На Пякяхинской площади структура юрского комплекса представлена серией тектонических блоков, разделенных системой разломов субмеридианального, северовосточного и северо-западного простирания. На Хальмерпаютинской — чередованием антиклинальных и синклинальных структур обликания погребенных локальных депрессий в доюрском комплексе.

На данных площадях выделены структуры типа «ПКД-ИКС». Начало заложения структуры типа «ПКД» следует связывать с тектоно-гидротермальной активизацией глубинных процессов. В частности, на Хальмерпаютинской и Пякяхинской площадях время их заложения относится к позднеюрскому этапу активизации глубинных процессов. Стратиграфическое положение первого относительно четко выраженного инверсионного горизонта в стратифицированной толще осадочного чехла данных площадей указывает на период затухания тектоно-гидротермального периода активизации. На этом основании, формирование структур типа «ПКД-ИКС» можно связывать со средневолжско-валанжинским периодом активизации альпийского этапа. При этом в датировке инверсионного этапа каждой в отдельности из рассматриваемых площадей есть незначительные различия. В частности, если на Пякяхинской площади инверсионный этап фиксируется на границе ОГ «Б]» и «ГЦ30», то на Хальмерпаютинской — «Б130» и «Н530». Из этого следует, что активная фаза Пякяхинской структуры имеет более продолжительный этап развития. Выделенная в нижнемеловом комплексе зона дилатансии над Пякяхинской ПКД-ИКС позволяет говорить о реанимации данной тектонической системы и активизации гидротермальных процессов в позднемеловой этап активизации глубинных процессов. Это подтверждается ИЬ-Бг датированием метасоматитов, вскрытых Тюменской-СГб в Уренгойской зоне Колтогорско-Уренгойского погребенного рифта. Метасоматиты, развивающиеся по раннетриасовым эффузивам, имеют возраст 90−91 млн. лет. Факт реанимации Пякяхинской ПКД-ИКС в позднемеловой этап косвенно подтверждается наличием хемогенных пород в разрезе турон-маастрихтских отложений. Активизация глубинных процессов явилась причиной формирования зоны дилатансии, обеспечившей выход высоко минерализованных термальных источников на поверхность верхнемелового осадочного бассейна.

Активизация глубинных процессов инициирует флюидизацию породных комплексов, интенсивность которой контролируется зонами дизъюнктивных деформаций. Наиболее проницаемыми являются узлы пересечения разнонаправленных разломов. Сейсмическое зондирование недр показывает, что в узлах их пересечений формируются структуры типа «ПКД-ИКС». Изменения уровня трещиноватости от центра узла пересечения к его флангам создают условия для неравномерной трансформации вмещающих породных комплексов, что в свою очередь, находит свое отражение в характере распределения залежей углеводородов. Анализ результатов испытаний в скважинах Пякяхинской, Хальмерпаютинской, Салекаптской и Южно-Мессояхской и ряда других площадей Северо-Тазовской впадины, позволил выделить определенные закономерности в распределении залежей углеводородов в зависимости от структурных особенностей доюрского и собственно юрского комплексов. Установлено, что на площадях, расположенных над центральной частью структур П-го порядка, как положительных, так и отрицательных, сконцентрированы наиболее продуктивные залежи. Испытания на площадях, расположенных на флангах данных структур или над их переходными зонами, фиксировали в основном водонапорные горизонты, «сухие» интервалы и единичные чаще малопродуктивные залежи. Характер распределения дебитов относительно структур Ш-го порядка уже зависит не только от позиции исследуемого интервала продуктивного горизонта, но и от уровня интенсивности и характера процессов гидротермального метасоматоза. На этом основании, перспективные в границах Северо-Тазовской впадины площади можно разделить на три типа, согласно их позиции над структурами П-го порядка. Первый Пякяхинский выделяется над положительными структурами. Второй Хальмерпаютинский — над отрицательными. Третий Северо-Хальмерпаютинский — переходный. К первому типу в границах.

Большехетской синеклизы можно отнести большинство месторождений региона: собственно Пякяхинское, а также Ямбургское, Находкинское, Тазовское, Заполярное и ряд других. Ко второму, в границах Большехетской синеклизы относится только СевероУренгойское месторождение и Лангаямская перспективная площадь. К третьему переходному типу относятся Западно-Хальмерпаютинская, Российская, Перекатная, Салекаптская и другие площади. Третий тип наименее перспективен на данном уровне конъюнктуры на углеводороды.

На Пякяхинской площади залежи углеводородов выделяются практически во всех стратиграфических ярусах нижнемелового комплекса: от валанжина до альба. Они представлены как нефтяными, так и газоконденсатными залежами, характеризующихся неравномерным распределением дебитов, как по площади продуктивного горизонта, так и по разрезу комплекса. На Хальмерпаютинской площади продуктивные горизонты выделены только в берриас-валанжинских отложениях и представлены газоконденсатными залежами, которые характеризуются относительно равномерным распределением дебитов со стабильно высокими значениями. По составу углеводородов данные площади также обнаруживают различия, в частности по доле ароматических УВ. На Пякяхинской площади ароматические УВ имеют широкое распространение. Следует отметить, что увеличение их доли в составе углеводородов увязывается с наличием в породном комплексе признаков дизъюнктивных деформаций. На Хальмерпаютинской площади данная группа углеводородов имеет подчиненное значение. Тем не менее, отмечено, что в скважинах, пробуренных над зоной осевой линии одноименного грабена в доюрском фундаменте, отмечается понижение дебитов и незначительное увеличение доли ароматических УВ. Опираясь на экспериментальные данные, согласно которым ароматические УВ образуются в том числе за счет дегидрации углеводородов в повышенных термобарических условиях, можно утверждать, что они являются индикаторами активных флюидных потоков, контролируемых разломами, имеющими глубинные корни.

Морфологические особенности погребенных структур доюрского комплекса и их размеры имеют значение при оценке перспектив исследуемых площадей. Высокий тренд перепада глубин в зоне перехода структур 1-го и 2-го типов, их малые размеры и форма, близкая к линейной, снижают перспективы обнаружения продуктивных залежей со стабильными дебитами. Применимость данных критериев может определяться временем затухания тектонической активности и корректироваться литофациальным фактором перекрывающих отложений.

На основании вышесказанного можно утверждать, что характер распределения залежей углеводородов зависит от геолого-структурных особенностей, как собственно нефтегазоносных, так и комплексов более глубокого залегания. Принадлежность залежи к определенному типу структур отражается на составе и физико-химических свойствах У В.

2. Выявлены закономерности распределения залежей углеводородов в зависимости от развития процессов гидротермального метасоматоза, которые обусловливают трансформацию первичных терригенно-осадочных пород с образованием эпигенетических флюидоупоров и коллекторов, представляющих гидротермалыю-метасоматический тип ловушек УВ.

Минералогические и литогеохимические исследования показали неравномерное развитие процессов гидротермального метасоматоза по терригенно-осадочным отложениям мелового комплекса Северо-Тазовской впадины. Уровень трансформации зависит от интенсивности и термобарических параметров флюидных потоков. В максимально активных зонах флюидомиграции терригенно-осадочные отложения полностью теряли первичные седиментогенные признаки и образовывались новые генетические типы пород — метасоматиты с Cu-Ni и редкоземельной специализацией.

Вертикальная миграция флюидных потоков четко фиксируется по характеру распределения литогеохимических аномалий ряда петрогенных окислов и элементов-примесей. Отмечается привнос одних элементов (КгО, РеО+БегОз, S, Sr) и вынос других (Р2О5, As, F). При этом в характере распространения мышьяка и фтора отмечается два этапа. На первом этапе отмечается вынос их терригенной составляющей. На втором, в наиболее активной части зоны флюидизации, в районе Пякяхинской-2015, на определенном этапе трансформации пород отмечается их концентрация. Поведение данных элементов можно объяснить сменой стадий минералообразования.

На флангах флюидоактивных зон первичные структурно-текстурные особенности терригенно-осадочных отложений сохранялись, но следы их воздействия зафиксированы на минеральном уровне. Исследования порового пространства пород-коллекторов продуктивных горизонтов неокома выявили широкий спектр парагенетических минеральных ассоциаций с контрастными вариациями химического состава микродрузовых минеральных агрегатов с однотипными кристаллографическими формами. В максимально активных зонах флюидомиграции основной объем представлен иллит-смектитовыми образованиями с различным уровнем содержания разбухающих пакетов. Выделяются магнезиальные, железистые и высоко железистые парагенезисы. Mg-ые характерны для Северо-Хальмерпаютинской площади. На Пякяхинской площади широко распространены Fe-bie парагенезисы. На их флангах и в менее активных зонах доминируют вторичный кварц и альбит, кальциевые цеолиты. Здесь по микродрузовым чешуйчатым агрегатам широко распространены Si-e, Na-e и Са-е метасомы.

Зафиксирована смена процесса вторичного окварцевания и альбитизации кристаллизацией высоко железистых гидрослюд. Рентгеноструктурный анализ зафиксировал замещение хлоритов смешаннослойными неупорядоченными иллит-хлоритами и иллит-смектитами.

Неравномерность процесса трансформации терригенно-осадочных отложений находит свое отражение в химическом составе метасоматитов. Наиболее контрастно отмечены различия новообразованных пород по соотношению КгО+ШгС) к БЮг и ТЮг к А^Оз. Повышенным содержанием суммы щелочей и титана характеризуются метасоматиты Северо-Хальмерпаютинской площади. При этом, в отличие от других площадей, на Хальмерпаютинской площади отмечается обратная зависимость КгОНЫагО к БЮгХарактер распределения литогеохимических параметров терригенно-осадочных отложений неокома отражает тип погребенных структур юрского и доюрского комплексов, которые они перекрывают. В частности, Северо-Хальмерпаютинская-2051, пробуренная в зоне широтного сдвига 1-го порядка доюрского комплекса и Западно-Хальмерпаютинская-2014, пробуренная в зоне меридионального разлома типа «сброс» 11-го порядка, характеризуются повышенными содержаниями ТЮг, причем Северо-Хальмерпаютинская-2051 — наибольшими содержаниями. Хальмерпаютинская-2099, находящаяся над центром погребенной структурой типа «грабен» доюрского комплекса, характеризуется обратной корреляционной связью КагО+КгО к БЮг. Пякяхинская-2020 расположенная на фланге одноименной волжско-берриасской ПКД-ИКС, заложенной на структуре типа «горст» доюрского комплекса, характеризуется повышенными содержаниями РеО+РегОз.

В районе литогеохимических аномалий, выделенных над погребенной Пякяхинской ПКД-ИКС за счет смешаннослойных образований с высокой долей разбухающих пакетов, в продуктивных горизонтах формируются зоны кольматации, где в процессе испытаний скважин отмечены существенные снижения дебитов. Из этого следует, что зоны, нацело представленные аргиллизитами, начинают играть роль вторичных флюидоупоров. Наличие флюидоупора является основным условием формирования залежи углеводородов. Их эффективность зависит от минерального состава. Есть основание утверждать, что наиболее эффективно действуют флюидоупоры, представленные смешаннослойными парагенезисами с высокой долей разбухающих пакетов. Зоны аргиллизации, представленные минералами из группы каолинита, как флюидоупоры по сравнению со смешаннослойными менее эффективны. Широкое развитие смешаннослойных образований, в том числе высоко железистых, является одним их благоприятных факторов, определивших перспективы Пякяхинской площади. С другой стороны, более широкое развитие каолинитовых аргиллизитов, вероятно, было одним из факторов, снизивших перспективы Северо-Хальмерпаютинской площади.

Минеральный состав низкотемпературных метасоматитов в зависимости от РТ-параметров в системе «порода-флюид» наряду с аргиллизитами, играющих в целом роль вторичных флюидоупоров, представлен и флюидизитами, выполняющих роль вторичных коллекторов. Развитие зон вторичного окварцевания с образованием псевдоморфоз кремнезема по чешуйчатым минеральным агрегатам, цеолитизации и альбитизации повышают коллекторские свойства пород-коллекторов продуктивных горизонтов. С другой стороны, смешаннослойные образования играют роль природных кольматантов. Определенные сочетания и количественная характеристика этих эпигенетических образований представляют новый гидротермально-метасоматический тип ловушек углеводородов.

Таким образом, трансформируя первичные терригенно-осадочные отложения, глубинные флюиды формируют вторичные условия для накопления углеводородов. В процессе гидротермального метасоматоза образуется новый генетический тип ловушекгидротермально-метасоматический.

3. Установлены оптимальные термобарогеохимические условия формирования залежей УВ, заключающиеся в том, что наиболее продуктивные нефтегазовые скопления формируются на прогрессивной и низкотемпературной регрессивной стадиях гидротермального метасоматоза.

На основании данных вакуумной декриптации и газовой хроматографии температурных интервалов декриптации пород неокома были выделены прогрессивная, экстремальная и две регрессивных стадии развития флюидных систем, что нашло свое отражение в формировании парагенетических минеральных ассоциаций. На Пякяхинской площади температурный интервал (Т) прогрессивной стадии составляет Т180−280°С. Уровень давления (Р) варьирует от 25−3ОМПа на глубине 1,7 км. до 40−45МПа на 3,5 км. Экстремальная стадия характеризуется Т360−450°С, Р40−50МПа и 80−90МПа соответственно. Максимальный уровень давления отмечен во 2-м стволе. Первая регрессивная стадия характеризуется Т60−140°С и Р15−20МПа и 25−3 ОМПа соответственно. Для второй — Т350−240°С и Р30−35МПа и 45−50МПа соответственно. Температурный режим в системе «порода-флюид» на Северо-Хальмертаютинской площади на 20 °C выше, чем на Пякяхинской. Вероятно это нашло свое отражение в минералогических и литогеохимических особенностях аргиллизитов и связано с принадлежностью данных площадей к различным типам погребенных структур, в частности, к широтному сдвигу 1-го порядка доюрского комплекса и структуры типа «ПКД-ИКС» позднеюрского этапа активизации глубинных процессов соответственно.

Установлены контрастные различия в условиях флюидизации породных комплексов одного и того же разреза, вскрытого двумя стволами Пякяхинской-2020, расстояние между которыми составляет до 130 метров. Так, во втором стволе на глубине 2,1−2,8 км вторая регрессивная стадия характеризуется Т360−320°С и Р60−70МПа, что на 60−40°С и 15−20МПа выше, чем на этом же гипсометрическом уровне в первом, а на глубине 3,0−3,5 км давление на 10−15МПа ниже. Подобный разброс характерен и для экстремальной стадии минералообразования. Во втором стволе, на глубине 2,1−2,8 км, давление на первой низкотемпературной регрессивной стадии при значениях Т120−80°С на ЗОМПа больше, чем на глубине 3,0−3,5 км. Есть основание утверждать, что на глубине 3,0−3,5 км второй ствол вскрыл зону дилатансии.

Наглядно уровень трансформации отражается на структуре декриптограмм. Выделяются два их основных типа. Первый представляет породы, не претерпевшие эндогенные изменения, и характеризуется отсутствием низкотемпературных эффектов, слабо выраженными эффектами в среднетемпературной области и высокой флюидоактивностью в интервале температур выше 350−500°С. Высокая флюидоактивность в данном интервале температур, вероятно, связана с декриптацией флюидных включений первичных терригенных компонентов породы. Второй представлен 2-х, 3-х, реже 4-х модальной структурой с четко выраженными пиками в низко-, среднеи высокотемпературных интервалах декриптации. Этот тип декриптограмм характерен для эпигенетически измененных пород. На этом основании выведен коэффициент, характеризующий степень эпигенетической трансформации породных комплексов, представляющий отношение значений показателей флюидоактивности (F) — F0cm к F2. Сопоставление дебитов продуктивного горизонта БУ18 Пякяхинской площади с учетом состава парагенетических минеральных ассоциаций в поровом пространстве его пород-коллекторов с данным коэффициентом показало высокий коэффициент аппроксимации. Отмечается, что при увеличении степени флюидизации породных комплексов повышаются значения дебитов. Кроме того, установлено, что дебиты продуктивных горизонтов и порог устойчивости структуры порового пространства слагающих их пород-коллекторов также зависят от состава парагенетических минеральных ассоциаций в поровом пространстве пород-коллекторов.

Контрастный разброс термобарических параметров среды минералообразования в 2-х стволах одной скважины, расстояние между которыми составляет 100 — 130 м, и характер распределения значений F-показателя позволяет говорить о наличии пяти локальных зон флюидомиграции, что позволяет говорить о неравномерном развитии процессов гидротермального метасоматоза.

Наиболее флюидоактивной является зона, выделенная на глубине 2,5−2,7 км с максимальным значением суммарного Б-показателя до 656,4 усл.ед. Зона, выделенная на глубине 1,4−1,5 км с флюидоактивностью Р0бщ до 430,2 при среднем по разрезу 316,0 усл.ед., представляет верхнюю часть открытой гидротермальной колонны — зоны дилатансии, корневая часть которой выделена на глубине 3,0−3,5 км. Выделение зоны дилатансии с аномальной флюидоактивностью на глубине 1,4−1,5 км подтверждается наличием признаков гидротермально-эксгаляционных процессов при формировании отложений в позднемеловой этап осадконакопления, указывающих на выход высокоминерализованных термальных растворов на поверхность позднемелового осадочного бассейна.

В процессе катагенетической трансформации терригенно-осадочных отложений, с увеличением глубины их захоронения, из горнопородного массива равномерно выводится как свободная, так и связанная вода. На Пякяхинской площади процесс катагенетической трансформации интенсивно заретуширован активной флюидизацией. Наиболее наглядно данный процесс представлен на графике распределения парциального давления компонентов флюида в горнопородном массиве Северо-Хальмерпаютинской площади, где в интервале глубин 1,7−2,7 км при Т40−180°С четко фиксируется линейное изменение его значений. Отмечается падение парциального давления НгО и повышение N2 при практически нулевом значении СОг. При Т200°-360°С в этом же интервале глубин парциальное давление Н20 и СО2 практически не меняется, составляя 30 и 60% соответственно. На этом фоне, в низкои среднетемпературном интервалах декриптации, на глубинах 2,9 и 3,2 км выделяются локальные зоны резкого повышения парциального давления Н2О до 95% и понижением СОг до 5%. В данном распределении компонентов флюида четко прослеживается геосинергетический принцип развития генетически различных процессов — стадиального катагенеза и наложенного эпигенеза.

Процессы флюидизации отражаются и на газотворной способности трансформированных пород, уровень которой определялся дифференциальным термовакуумным методом. Объем газовыделения варьирует от 15,2 до 102,6 м3/м3. Максимумы газотворной способности совпадают с максимумами флюидоактивных зон. На вариационных диаграммах отношения Б-показателя флюидоактивности к объему газовыделения четко выделились три группы точек с высокой степенью линейной корреляции в каждой. Каждая группа точек характеризует термобарогеохимические параметры прогрессивной и двух регрессивных стадий трансформации пород неокома.

Таким образом, в процессе гидротермального метасоматоза в зонах активной флюидомиграции формируются термобарогеохимические условия, благоприятные, как для генерации, так и локализации углеводородов. Наличие свободного водорода и углеводородов во флюидных включениях магматических породных комплексов и в составе ювенильных флюидов, позволяет утверждать о конвергентной природе углеводородов.

4. Создана структурно-генетическая модель формирования залежей УВ и разработаны на ее основе критерии прогноза перспективных площадей в меловом комплексе осадочного чехла Большехетской синеклизы.

В основе создания структурно-генетической модели формирования залежей углеводородов лежит анализ геологического строения перспективных площадей, учитывающий последовательность развития территории в геолого-историческом плане, а также определенное сочетание структурных, термобарогеохимических, литогеохимических и минералогических факторов. Прогноз продуктивных залежей углеводородов основан на сопоставлении результатов анализа комплексных лабораторных и геофизических исследований, испытаний перспективных горизонтов нового объекта с параметрами эталонных площадей. При этом объект исследования и эталонная площадь должны относиться к одному типу структурных элементов как собственно нефтегазоносных, так и нижележащих породных комплексов, и имеющих общую историю геологического развития.

Формирование залежей углеводородов можно условно разделить на три этапа: генерацию, миграцию и локализацию. Генерация углеводородов представляет собой процесс гидрирования углерода при определенных термобарических условиях и парциального давления свободного водорода в присутствии катализаторов. Согласно экспериментальным данным процесс гидрирования углеводородов при наличии определенных катализаторах происходит при Т20−300°С, а дегидрирование — при более высоких температурах. Повышение давления является благоприятным фактором. Например, при пропускании алканов с неразветвленной цепью, имеющих не менее шести атомов углерода в молекуле, над нагретой платиной или оксидом хрома происходит дегидроциклизация — образование арена с выделением свободного водорода. Имеет место и обратный процесс. Например, при нагревании и высоком давлении в присутствии металлических катализаторов идет реакция присоединения водорода к аренам. В частности, гидрирование жидкого толуола в присутствии никеля или других металлических катализаторов с образованием метилциклогексана проходит при Р10-ЗОМПа и Т100−200°С. Данные условия входят в диапазон РТ-параметров низкотемпературной регрессивной и прогрессивной стадии. На этом основании, структуры типа «ПКД-ИКС», характеризующиеся Си-№-редкоземельной специализацией, можно рассматривать как зоны активной генерации углеводородов. При этом, наиболее благоприятные условия для их генерации создаются на прогрессивной Т180−280°С и низкотемпературной регрессивной Т60−140°С стадиях гидротермального метасоматоза.

В подтверждение экспериментальных данных следует отметить факт высокого парциального давления свободного водорода в отложениях апт-сеноманского этапа осадконакопления Северо-Хальмертаютинской площади и повышенного в среднем на 20 °C температурного режима в системе «порода-флюид» по сравнению с Пякяхинской площадью. С учетом того, что данная скважина пробурена в зоне широтного сдвига глубокого заложения, являющегося структурой 1-го порядка доюрского комплекса, можно говорить о развитии процесса дегидрации, в том числе глубинных углеводородов. Таким образом, на определенных этапах гидротермального метасоматоза происходит трансформация не только породных комплексов, но и углеводородных флюидов. На экстремальной стадии гидротермального метасоматоза развивается процесс дегидрации, при этом флюидная система обогащается свободным водородом. Один из путей его консервации и захоронения — флюидные включения в новообразованных минералах, что было подтверждено хроматографическим анализом состава флюидных включений высокотемпературного интервала декриптации в отложениях нижнего мела на Северо-Хальмерпаютинской площади. Вторым источником свободного водорода, а в определенном объеме и углеводородов, могут выступать газово-жидкие включения, законсервированные в эффузивных породах, которые составляют до 10−20% терригенной фракции в алевро-псаммитовых отложениях, в частности неокома осадочного чехла Северо-Тазовской впадины. Кроме того, эффузивы рифтогенного этапа также следует рассматривать как один из источников свободного водорода и углеводородов. При этом структуры типа ПКД, представляющие собой вертикальные зоны активной трансформации вмещающих породных комплексов, выступают также и как зоны миграции флюидных потоков, в том числе и УВ. Структуры типа ИКС обеспечивают локализацию углеводородов.

Пластовое давление, превышающее литостатическое, формируется за счет двух факторов. Первый — циклическое развитие зон дилатансии и компакции при тектонических процессах. Второй — за счет давления ювенильных флюидов.

Следующим этапом в распределении углеводородов является формирование их залежей. Основное условие реализации этого этапа — наличие эффективных флюидоупоров, перекрывающих и ограничивающих структурные элементы с хорошими коллекторскими свойствами. Оптимальные условия образования вторичных флюидоупоров обеспечиваются на регрессивной низкотемпературной Т60−140°С стадии гидротермального метасоматоза, когда образуются смешаннослойные парагенезисы с максимальным числом разбухающих пакетов. Формирование вторичных коллекторов в виде зон развития флюидизитов или за счет улучшения фильтрационно-емкостных свойств седиментогенных коллекторов происходит на прогрессивной стадии. На данной стадии отмечается выщелачивание седиментогенного цемента псаммитовых отложений и укрепление порового пространства за счет образования, в частности псевдоморфоз кремнезема или вторичного окварцевания и альбитизации.

Прогноз осуществляется от общего к частному в определенной последовательности применения прогнозных факторов:

Первый уровень прогноза — структурный. Анализ геологического строения породных комплексов, подстилающих нефтегазоносные отложения, позволил выявить структурно-тектонические признаки, определяющие характер распространения залежей углеводородов. Система глубинных разломов формирует свое зеркальное отражение в перекрывающих их отложениях, формируя зоны напряжений и дизъюнктивных деформаций, определяющих флюидный режим нефтегазоносных отложений, в том числе углеводородов. Характер распределения дебитов продуктивных горизонтов, основанный на анализе массива данных испытаний в скважинах, относительно структур Н-го порядка позволил выделить три типа перспективных площадей. Наибольшую перспективность имеют площади, расположенные над их центральной частью. При этом в отличие от площадей 2-го Хальмерпаютинского типа, 1-ый Пякяхинский тип характеризуется нефтегазоносностью всего нижнемелового комплекса. Продуктивность залежей зависит от характера распределения структур Ш-го порядка. Продуктивные залежи на площадях 2-го типа локализуются в берриас-валанжинских отложениях и в силу их более глубокого залегания, уровень геологических и технологических рисков на площадях данного типа выше, что снижает их приоритетность. Над переходными зонами положительных и отрицательных структур И-го порядка, представляющие 3-ий тип площадей, вероятность обнаружения залежей со стабильными дебитами углеводородов наименьшая.

Анализ структурных и генетических признаков пород позволил выделить три периода альпийского этапа тектоно-гидротермальной активизации: волжско-берриасский и турон-маастрихтский, в течение которых были сформированы Хальмерпаютинская и Пякяхинская берриасская ИКС. Турон-маастрихтская структура не имеет четких очертаний, тем не менее, рассматривается как индикатор данного периода активизации альпийского этапа. Выделение максимального числа структур типа «ПКД-ИКС» указывает на интенсивную флюидизацию горнопородного массива с участием глубинных процессов, что в целом повышает перспективы исследуемых площадей на обнаружение в их границах залежей углеводородов.

Второй уровень прогноза — термобарогеохимический. Уровень трансформации горнопородного массива определяется термобарогеохимическими параметрами в системе порода-флюид". Наиболее интенсивно трансформация протекает во флюидоактивных зонах, формирование которых связано с активизацией глубинных процессов. Определяя характер и интенсивность развития процессов гидротермального метасоматоза, глубинные флюидные потоки активно способствуют деградации первичных терригенно-осадочных признаков и формированию новых генетических типов пород, в том числе формируя новый гидротермально-метасоматический тип ловушек углеводородов.

На основе результатов исследования активности флюидных систем созданы новые модели формирования залежей углеводородов, основанные на стадийном развитии эндогенных процессов, каждая стадия которых характеризуется определенными термобарогеохимическими параметрами. Выделение зон с РТ-параметрами и составом флюидных включений в новообразованных комплексах пород, совпадающие с экспериментальными данными генерации углеводородов, в частности прогрессивной и низкотемпературной регрессивной стадии при Р до 50МПа и температурой до 240 °C, позволяет с учетом определенного сочетания других критериев прогнозировать продуктивную залежь углеводородов.

Изменения термобарических параметров до экстремальной стадии трансформации породных комплексов и развитие регрессивных стадий, связанных со снижением активности глубинных процессов, приводит к активному перераспределению химических элементов и формированию парагенетических минеральных ассоциаций, устойчивых при определенных термобарических параметрах гидротермального метасоматоза и определяющих условия формирования продуктивных залежей углеводородов. Третий уровень прогноза — литогеохимический. Взаимодействие флюидных потоков с горнопородным массивом определяет развитие метасоматических процессов, что отражается на характере распределения основных петрогенных окислов и рудной специализации новообразованных породных комплексов. Определенные закономерности распределения значений ряда петрохимических модулей, выявляющие признаки участия гидротермально-эксгаляционных процессов в формировании отложений, перекрывающих нефтегазоносные комплексы, указывают на наличие флюидоактивных систем и формирования структур типа «ПКД-ИКС». Формирующиеся в данных структурах аномалии геохимических компонентов, как результат гидротермального метасоматоза, определяют анизотропию продуктивных горизонтов, что отражается на характере распределения углеводородов и продуктивности их залежей. Си-№-редкометальная специализацию метасоматитов при определенных РТ-параметрах в зоне активной флюидомиграции позволяет говорить о генерации углеводородов.

От интенсивности глубинных процессов зависит активность перераспределения вещества с его выносом по зонам дилатансии на поверхность осадочного бассейна. На этом основании, расчет характера распределения литогеохимических компонентов системы с учетом результатов геофизических исследований в скважинах позволяет прогнозировать характер распределения залежей углеводородов и их продуктивность. При этом оперативная оценка характера распределения значений ряда петрохимических модулей в отложениях верхнего структурного этажа позволяет прогнозировать общие перспективы площади еще на начальной стадии поисково-разведочного бурения.

Исследования характера распределения литогеохимических компонентов системы по разрезу осадочного чехла показали приуроченность залежей углеводородов к интервалам их аномального содержания, в частности калия. При этом аномальное содержание суммарного железа указывает на развитие эпигенетических флюидоупоров.

Таким образом, литогеохимический фактор как самостоятельный признак может определять общую перспективность площади, а в сочетании с другими позволяет выделять интервалы развития гидротермально-метасоматических ловушек углеводородов. Четвертый уровень прогноза — минералогический. Особенности парагенетических минеральных ассоциаций в поровом пространстве пород-коллекторов и характер их распространения позволяют выделять в едином стратифицированном горизонте как вторичные флюидоупоры, так и вторичные коллектора. Кристаллохимические особенности отдельных минеральных образований детализируют эту классификацию. В частности, зоны гидротермального метасоматоза с широким развитием железистых смешаннослойных образований с большой долей разбухающих пакетов играют роль вторичных флюидоупоров. В зонах преобладания псевдоморфоз кремнезема по чешуйчатым минеральным агрегатам формируются вторичные коллекторы. Характер распределения парагенетических ассоциаций в определенных термобарических условиях минералообразования имеет определенную зональность. Знание закономерностей распределения и положение объекта исследования в этой зональности позволяет решать практические задачи и определяет экономическую эффективность как геологоразведочных, так и эксплуатационных работ на разведанном месторождении.

Выделение термобарогеохимического фактора во второй уровень прогноза связано с тем, что его параметры определяют характер распределения литогеохимических и минералогических особенностей эндогенной трансформации породных комплексов. Изменение термобарогеохимических параметров формирует литогеохимические и минералогические зональности, лежащие в основе структурно-генетического моделирования и разработки критериев прогноза залежей углеводородов.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах: В изданиях, рекомендованных ВАК:

1. Труфанов В. Н., Сухарев А. И., Труфанов A.B., Майский Ю. Г. Термобарогеохимические условия трансформации пород неокома Болынехетской синеклизы (Западная Сибирь) // Ростов н/Д. Изд-во СКНЦ ВШ ЮФУ «Известия Вузов. Северо-Кавказский регион. Естественные науки». 2012. № 1. С. 53−57.

2. Сухарев А. И. Минеральные ассоциации вторичного цемента песчаников и продуктивность залежей углеводородов неокома Болынехетской синеклизы (Западная Сибирь) // Ростов н/Д. Изд-во СКНЦ ВШ ЮФУ «Известия Вузов. Северо-Кавказский регион. Естественные науки». 2013.2013. № 2. С. 71−75.

В других научных изданиях:

3 Сухарев А. И. Метасоматиты верхней части осадочного чехла Болыпехетской мегасинеклизы // «Литология и геология горючих ископаемых». Межвузовский научный тематический сборник. Вып. 11(18). Изд-во УГГУ. Екатеринбург. 2008. Стр. 107−109.

4 Сухарев А. И. Метасоматиты верхней части осадочного чехла Болыпехетской мегасинеклизы // «Типы седиментогенеза и литогенеза и их эволюция в истории Земли». Мат-лы V Уральского литологического совещания. ИГГ УрО РАН. Екатеринбург. 2008. Стр. 309−311.

5 Сухарев А. И. Тектоно-гидротермальные системы Северо-Хальмерпаютинской площади // «Литология и геология горючих ископаемых». Межвузовский научный тематический сборник. Вып. 111(19). Изд-во УГГУ. Екатеринбург. 2009. Стр. 128−133.

6 Сухарев А. И. Метасоматиты по отложениям мелового комплекса Верхнеиндикъяхской впадины Болыпехетской синеклизы // «Литология и геология горючих ископаемых». Межвузовский научный тематический сборник. Вып. IV (20). Екатеринбург. 2010. Изд-во УГГУ. Стр. 105−110.

7 Сухарев А. И. Метасоматиты по отложениям мелового комплекса Верхнеиндикъяхской впадины Болынехетской синеклизы // «Актуальные вопросы литологии». Материалы VIII Уральского литологическое совещания. ИГГ УрО РАН. Екатеринбург. 2010. Стр. 304−305.

8 Коробов А. Д., Коробова Л. А., Сухарев А. И. Роль палеотемператур вторичного минералообразования в локализации месторождений УВ рифтовых осадочных бассейнов // «Актуальные вопросы литологии». Материалы VIII Уральского лит. совещания. ИГГ УрО РАН. Екатеринбург. 2010. Стр. 157−159.

9 Сухарев А. И. Минералы-индикаторы наложенного эпигенеза Большехетской синеклизы // «Минералы-индикаторы литогенеза». Материалы Российского совещания. ИГ Коми НЦ УрО РАН. Сыктывкар. 2011. Стр. 245−247.

10 Сухарев А. И. Смектит-гидрослюдистые образования вторичного цемента песчаников и продуктивность газоконденсатных залежей неокома Большехетской синеклизы (Западная Сибирь). // «Глины, глинистые минералы и слоистые материалы». Материалы Российского рабочего совещания. ИГЕМ РАН. Москва. 2011. Стр. 136−137.

11 Сухарев А. И. Пострифтогенные процессы в Большехетской синеклизе и характер распределения углеводородов (Западная Сибирь) // «Литология и геология горючих ископаемых». Межвузовский научный тематический сборник. Вып. V (21). Изд-во УГГУ. Екатеринбург. 2010. Стр. 187−194.

12 Сухарев А. И. Признаки гидротермально-эксгаляционных процессов в верхнемеловых отложениях осадочного чехла Северо-Тазовской впадины (Западная Сибирь) // «Проблемы региональной геологии Северной Евразии». Материалы VIII научных чтений. МГРИ-РГГРУ. Москва. 2012. Стр. 81−84.

13 Сухарев А. И. Признаки гидротермальных процессов трансформации терригенно-осадочных пород мелового комплекса Северо-Тазовской впадины (Западная Сибирь) //Екатеринбург. Материалы XI Уральского литологического Совещания «Приоритетные и инновационные направления литологических исследований». ИГГ УрО РАН. 2012. С. 173 175.

14 Труфапов В. К, Сухарев А. И., Гамов М. И., Труфанов A.B. Гидротермальный литогенез и его влияние на распределение залежей углеводородов // Ростов н/Д. Материалы Всероссийской научной конференции. Осадочные формации юга России и связанные с ними полезные ископаемые. Изд. СКНЦ ВШ ЮФУ. Ростов н/Д. 2011. С. 21−27.

15 Сухарев А. И. Литологические и термобарогеохимические признаки анизотропии продуктивных горизонтов (Западная Сибирь) // Тюмень. Материалы Международной научно-практической конференции, 2013: Новые геотехнологии для старых провинций". 2013. neft-saz-novacii. ги.