Формации и залежи верхнеюрского нефтегазоносного комплекса

 

Характерными особенностями верхнеюрского осадочного комплекса является незначительная мощность (до 100м) и морской генезис абсолют-ного большинства составляющих его формаций. Осадочный комплекс по-строен по закону цикличности и фациальной зональности в бассейнах се-диментации. В келловейском веке в Западной Сибири наступила широкая морская трансгрессия с севера, дошедшая до широты г.Тюмени. Транс-грессия сопровождалась повышением базиса эрозии и накоплением глини-стых осадков. В прибрежной фациальной зоне Приуралья накапливались песчаники вогулкинской толщи ( рис.78). В оксфордском веке на обширной территории Среднего Приобья и Обь- Иртышского междуречья произошло обмеление моря, сопровождавшееся накоплением песчаных слоев (ва-сюганская свита, пласт Ю1) мощностью до 50м. (рис.79). Терригенный ма-териал доставлялся сюда с востока, со стороны Сибирской платформы. Граница мелководного шельфа проходила в субмеридианальном направле-нии вдоль восточного склона Мансийской синеклизы.

 

В кимериджском веке в Западной Сибири вновь установился транс-грессивный седиментационный режим, накапливались маломощные (до 20м) глауконит содержащие темносерые алевритистые глины, выделяю-щиеся под названием георгиевской свиты. Келловейские глины, оксфорд-ские песчаники и кимериджские глины совместно образуют один крупный трансгрессивно-регрессивный циклит (репроциклит по Ю.Н.Карогодину) мощностью 50-100м, насыщенный нефтью и газом на всей площади его распространения. С позиции формационного анализа это осадочное обра-зование выделяется как песчано-глинистая ритмитовая морская формация. Она имеет собственные пласты-резервуары, пласты-покрышки, что с пози-ции осадочно-миграционной теории происхождения нефтей и газов яви-лось благоприятным условием для накапливания мигрирующих углеводо-родных соединений в зонах многочисленных антиклинальных ловушек на площади ее распространения. Пласт-резервуар Ю1 в объеме верхней части васюганской свиты на некоторых площадях делится на три пропластка:

 

 

280

Ю¹1, Ю²1, Ю³1, разделенных друг от друга темно- серыми аргиллито-подобными глинами. Песчаники светло-серые, серые, буроватые, мелко-, среднезернистые тонкогоризонтально-слоистые, прослоями известкови-стые. В глинистых прослоях присутствуют прослойки углей, тонкорассе-янный пирит, отпечатки растений , остатки аммонитов, двустворок, еди-ничных белемнитов, комплекс фораминифер. Песчаники кварц-полевошпатовые, прослоями полимиктовые. Кварцевые зерна составляют 40-50%, полевошпатовые - 20-25%, обломки пород-до 25%. Последние представлены кварцитами, кремнем, кремнисто-слюдистыми и глинисты-ми сланцами, эффузивными породами. Размеры зерен составляют 0,06-0,4мм. Сортировка зерен средняя, хорошая.

 

Среди аутигенных минералов постоянно присутствуют сидерит, пи-рит. Цементирующий материал гидрослюдистый, каолиновый, каолинит-гидрослюдистый, хлорит-гидрослюдистый, реже кальцитовый, глинисто-кальцитовый. Доля цемента в песчаниках составляет 10-20%. Коллектор-ские свойства песчаников пласта Ю1 невысокие – III, IV, V классов. От-крытая пористость составляет 5-20%, проницаемость от 10·10^-15 до 35·10^-15 м², редко – до 250·10^-15 м². Песчаный резервуар , выделяющийся на При-уральском склоне под названием "вогулкинская толща", формировался в условиях мелководного побережья позднеюрского моря. В Березовском га-зоносном районе ее мощность чаще составляет 7-20м. В основании толщи на породах фундамента лежат гравелиты, грубозернистые песчаники с глинистым, известково-глинистым цементом контактово-пленочного типа. Выше залегают известковистые, известково-глинистые песчаники и орга-ногенно-обломочные известняки. Пористость их составляет 17-36%. В кровле толща состоит из чередующихся слоев песчаников, алевролитов, аргиллитов.

 

Лучшими коллекторами являются грубозернистые аркозовые песча-ники с примесью гравийной фракции. Проницаемость их высокая – от 250·10^-15 м² до 4000·10 ^-15 м², пористость -22-34%. Размеры пор зачастую превышают 50мкм, а в обломочно-органогенных известняках доходят до 300-500мкм. Коллекторские породы I-II классов развиты в присводовых частях Березовского, Деминского, Похромского, Алясовского, Пунгинско-го поднятий (рис.89). В Шаимском нефтеносном районе вогулкинская толща залегает на эффузивно-осадочных и метаморфических породах складчатого фундамента, а в погруженных частях моноклинали - на песча-но-глинистых отложениях тюменской свиты. Она сложена гравийно-песчаными породами прибрежно- и мелководно-морской фации, отложив-шимися на склонах выступов фундамента и заливообразных понижениях между ними (рис.41). Мощность ее чаще составляет 9-40м. В наиболее полных разрезах толща имеет трехслойное строение. Коллекторские поро-

 

 

281

ды нижней пачки представлены мелко-среднезернистыми песчаниками преимущественно кварцевого состава. Цемент глинистый, контактового типа, составляет 5 -7% от объема породы. Открытая пористость составля-ет 23-27%, а при наличии каверн достигает 35%, проницаемость - от 130·10^-15 до 1100·10^-15 м². В средней пачке присутствуют прослои силь-но известковых песчаников. Обломочный материал представлен квар-цем, полевыми шпатами, эффузивами. По проницаемости такие песча-ники относятся к коллекторам IV -V классов. Верхняя пачка сложена грубозернистыми полимиктовыми плохо отсортированными песчани-ками с примесью гравийно -галечного материала. Коллекторские свой-ства этой пачки невысокие.

 

с целом распределение в пространстве верхнеюрских коллекто-ров контролируется их положением на положительных структурах. Вблизи их сводов располагаются лучшие коллекторы, а по мере удале-ния от них они ухудшаются и замещаются глинами. Коллекторы I-II классов в Шаимском районе имеют ограниченное распространение, об-разуют небольшие поля на Трехозерной, Южно-Тетеровской и Мор-тымьинской площадях. Породы-коллекторы III, IV и V классов пользу-ются широким площадным и вертикальным распространением. Чаще они окаймляют "лысые" своды положительных структур, примыкают к коллекторам высоких классов. Средние и низкие коллекторские свой-ства большинства песчаников обусловлены увеличением количества цементирующего материала, равномерным его распределением, поро-вым и порово-базальным типом цементации, постседиментационным уплотнением пород. В пределах Ханты-Мансийской, Надымской впа-дин и Ямальской синеклизы в поздней юре находился глубоководный шельф, где накапливалась глинистая формация (абалакская свита).

с начале титонского века в Западной Сибири установилась макси-мальная морская трансгрессия, в условиях которой в течение длительного времени (до середины берриаса) накапливались маломощные тонкоили-стые битуминозные осадки, ставшие региональным геологическим и гео-физическим репером для всей внутренней области мегабассейна (рис.90). Эта формация, получившая название "баженовская свита" хорошо опозна-ется по керну, на каротажных диаграммах и сейсмических разрезах. На диаграммах стандартного каротажа она выделяется высокими значениями кажущихся сопротивлений, а на сейсморазрезах – как опорный сейсмиче-ский горизонт Б, отличающийся выдержанными по площади и высокоам-плитудными отражениями волн. В нефтегеологическом отношении она яв-ляется региональной глинистой покрышкой для верхнеюрского нефтегазо-носного комплекса. Глины баженовской свиты обогащены биогенным уг-леродом, кремнеземом, серой, халцедоном, пиритом.

 

 

282

 

 

Рис. 89. Дёминское и Берёзовское газовые месторождения (Западная Сибирь) (по Г.К. Боярских,1968):

 

а-структурный план, б-профильный разрез. 1-зоны отсутствия пласта ( лысые вершины); 2-изогипсы кровли вогулкинской толщи (пласт П); 3-внешний контур залежи; 4-глины; 5-песчано-глинистые отложения; 6-песчаники, гравелиты; 7-газ

 

 

283

 

Рис. 90. Формационная карта титонского яруса платформенного чехла Западно-Сибирской плиты (по Е.М.Максимову, 1988):

 

Формации: 1-песчаная; 2-глинистая морская; 3-глинистая битуминозная морская; 4-песчано-глинистая континентальная; 5-изопахиты волжского яруса; 6-границы фор-маций; 7-залежи нефти: 1-Красноленинская группа; 2-Ханты-Мансийская группа; 3-Салымская группа; 4-Верхнесалымская группа

 

284

Содержание органического углерода в центральных областях оса-дочного бассейна составляет 5-6%, в окраинных - менее 3%. Органиче-ское вещество преимущественно сапропелевого типа планктоногенной природы. По составу и текстуре в баженовской свите И.Н.Ушатинский и В.С.Харин (1985) выделили более 10 разновидностей битуминозных глин:

 

и Силициты битуминозные ракушняковые: а) с микрослоистой текстурой, б) с массивной текстурой.

и Глины битуминозные кремнистые:

 

а) микрослоистые (листоватые),

 

б) массивные.

 

- Глины слабо битуминозные, слабокремнистые.

 

- Мергели битуминозные:

 

а) слоистые,

 

б) массивные.

 

К Известняки и доломиты: а) кристаллические,

 

б) пелитовые.

 

Глинистые минералы представлены в основном монтмориллони-том и смешанно-слойными образованиями. Основную часть свиты сла-гают массивные высокобитуминозные и микрослоистые ( листоватые) менее битуминозные глины. На Салымском месторождении содержание органического вещества доходит до 15%, органическое вещество в гли-нах слагает тонкие прослойки, линзы, включения . По данным В.М.Добрынина и В.Г.Мартынова (1983) коллекторами в баженовской свите являются трещиновантые аргиллиты, залегающие внутри плотных массивных аргиллитов. Наиболее четко выражены горизонтальные тре-щины седиментационно -диагенетической природы. Средняя длина тре-щин составляет 0,75см, средняя раскрытость – 15-20мкм. Наименьшее расстояние между трещинами 200-300мкм. Пористость непроницаемой матрицы по лабораторным измерениям составляет 0,25%. Трещинная пустотность оценивается в 3-7%. Горизонтальные трещины часто соеди-няются между собой, образуя систему значительной емкости и проница-емости толщиной до 11м. Важную роль в образовании и сохранении го-ризонтальной трещиноватости (листоватости) играет полосчато-линзовидное распределение органического вещества, что хорошо видно под электронным микроскопом. Густая система горизонтальных трещин разбивают породу на микроблоки, поэтому керн при подъеме на поверх-ность рассыпается в труху. Нефтенасыщенные резервуары не выдерже-

 

 

285

ны по простиранию, имеют гидродинамически замкнутый характер, находятся под аномально высоким пластовым давлением.

 

 

Рис. 91. Модель коллектора в глинистых битуминозных породах Западной Сибири (по И.И. Нестерову, И.Н. Ушатинскому, 1982):

 

1- нефть; 2- органическое вещество; 3- глинистые, глинисто-кремнистые породы ; 4,5-трещины флюидоразрыва, образующиеся при уплотнении глин и отжатии воды и нефти

 

 

Промышленная нефтеносность верхнеюрской глинистой битуминоз-ной формации (баженовская свита, пласт Ю0) установлена на 47 место-рождениях. Основные запасы нефти содержатся на семи крупных место-рождениях: Салымском, Приразломном, Приобском, Правдинском, Верх-несалымском, Средне-Салымском, Малобалыкском. Залежи относятся к литологическому типу, коллекторскими породами являются листоватые глины (рис.91), известные под названием "бажениты" (термин предложен И.И.Нестеровым). Начальные дебиты нефти в скважинах достигали 300 т/сутки (Северо-Салымская 127-р).

 

 

286