Изменение глубинного профиля температур под влиянием процессов генерации и аккумуляции газовых УВ

Более значительный температурный эффект на рассматриваемых осадочных разрезах района ожидается от присутствия много­численных залежей свободных УВ (рис. 2-10; Конторович и др., 1975). Замещение поровых вод газовыми УВ приводит к уменьшению теплопроводности и увеличению температуры осадочных пород. Применительно к искажениям региональ­ного теплового потока, вызванным присутстви­ем в разрезах залежей с газовыми или жидкими УВ, этот процесс рассматривался в работах (Конторович и др., 1975; Череменский, 1977; Фролов и др., 1979; Дучков и др., 1987). Как пра­вило, при этом использовались аналитические или полуаналитические оценки для газово-конденсатных или нефтяных тел правиль­ной геометрической формы. Значительно менее изученным остается вопрос искажения глубинно­го распределения температур. С общих модельных пози­ций он рассматривался в работах (Zwach et al., 1994; Poelchau et al., 1999). Её авто­ры показали, что при полном замещении поро­вых вод свободным метаном теплопроводность песчаных пород уменьшается примерно в 3 раза в приповерхностных слоях и менее чем на 10% в кон­солидированных слоях на глубинах около 10 км. Однако, на практике такое замещение нереально, так как месторождения представляют, как правило, сложно построенный многослойный объект. Уренгойское нефтегазоконденсатное месторожде­ние, самое крупное в мире по запасам газа, представляет хорошую возможность для оценки рас­сматриваемого эффекта в реальных осадочных разрезах бассейна с присутствием гигантских газовых за­лежей. Осадочные разрезы этого месторождения, вскрытые скважинами 266 и 411, особенно удобны для этой цели. В самом деле, первая из скважин расположена вблизи от центральной ча­сти южного купола Уренгойского мегавала в зо­не развития залежей газа и газоконденсата с мак­симальными мощностями продуктивной части, а вторая - на Восточном борту купола, в зоне выклинивания продуктивных горизонтов (рис. 2-10). Сравнение расчетов, проведенных для соседних осадочных разрезов с отличающимися мощностями зале­жей свободных УВ, позволило нам оценить влияние процесса формирования залежей УВ на темпе­ратурный режим разреза и катагенетическую "зре­лость'' его ОВ.

Уренгойское месторождение характеризуется широким диапазоном промышленнной газоносности и по­мимо уникальной по запасам сеноманской залежи газа в верхнемеловых отложениях содержит мно­гочисленные залежи газоконденсата до глубин 3800 м (Конторович и др., 1975). Суммарные мощности газовых и газоконденсатных залежей, включающие продук­тивные пласты ПК₁ (сеноман), П₂₁ (альб), верхне-аптский пласт АУ₉, 6 продуктивных пластов от БУ₇ до БУ₁₂ (баррем), и 3 пласта БУ₁₃-БУ₁₅ (неоком), приведены в табл. 1-13. Табличные данные основаны на мощностях продуктивных толщ, оцененных для периода времени, предшествовавшего началу их интенсивной разработки. Они приведены в работах (Конторович и др., 1975; Кулахметов, 1978) и уточнялись по данным более позднего бурения. Скв. 266 расположена недалеко от сводовой части южного купола Уренгойского мегавала, внутри контура гигант­ской сеноманской залежи (рис. 2-10). Газоконденсатные за­лежи нижнего мела в этой зоне также имеют большие мощности. Мощности продуктивных слоев уменьшаются от свода купола к его крыль­ям, поэтому суммарные мощности залежей сво­бодных УВ в меловых формациях в скв. 266 за­метно превосходят соответствующие значения для скв. 411, расположенной на восточном крыле поднятия (табл. 1-13).

Оценки влияния залежей свободных УВ на теп­ловой режим осадочной толщи требуют подходов, отличных от применявшихся при рассмотрении влияния рассеянного ОВ. Сложность построения глубинной разностной сетки, приспособленной к расчетам с большим числом псевдослучайно рас­пределенных субпластов со свободными УВ, де­лало нереальной задачу прямого расчета их влияния с учетом точного распределения субпластов в пределах осадочных формаций. Чтобы обойти указанную трудность, был использован усредненно-эффективный подход к рассмот­рению процесса. В пределах

Табл. 1-13. Суммарная мощность газовых, газоконденсатных и газоконденсатно-нефтяных залежей в меловых отложениях Уренгойского месторождения*

Возраст (млн.лет)	Глубина (м)	DZHC (м)	Тип УВ	Fcond**
Скв. 411
131.8-145.6	2885-3694		Газ-конденсат	0.953 0.970
124.5-131.8	2478-2885		Газ-конденсат	0.812 - 0.886
112-118	1695-2198			1.000
97-112	1468-1695			1.000
90.4-97	1243-1468			1.000
скв 266
131.8-145.6	2831-3630		Газ-конденсат + свободный газ	0.957 0.969
124.5-131.8	2460-2831		Газ-конденсат	0.763 0.814
112-118	1800-2100		Газ-конденсат	0.943 0.946
97-112	1508-1800		Газ-конденсат	0.916 0.920
90.4-97	1183-1508		Свободный газ	0.711 0.738

*Согласно (Конторович и др., 1975) с поправками к нижнемеловым продуктивным горизонтам в южной части Уренгойского месторождения из работы (Кулахметов, 1978) и данных недавнего бурения. В столбце «глубина» указаны глубины осадочной формации в современном разрезе. DZ_HC = суммарная мощность прослоев со свободными УВ в пределах рассматриваемой формации. «возраст» - возраст отложения формации. «тип УВ» - тип аккумулированных УВ. Fcond - эффективный коэффициент уменьшения теплопроводности пород за счётУВ, содержащихся в слое (см. текст).

**Значения параметра Fcond в левой колонке вычислены с пористостью, измеренной в песчаных включениях. Значения параметра Fcond в правой колонке вычислены со средней пористостью слоя, которая рассчитывается по осреднённой литологии слоя (табл. П-3-2) c параметрами уплотнения f(0) и B из табл. П-3-3, см. текст.

 

каждого субпласта, поры которого заполнены свободными УВ (вместо воды), уменьшение теплопроводнос­ти пород определялось по формуле, аналогичной (13-4):

g = (K_HC/K_w)^f(z) (13-5)

При вычислении фактора g была учтена зависимость теплопроводности метана от давления и температуры в согласии с данными табл. 2-13. Кривая 4 на рис. 3-13б показывает результаты вычисления температурного профиля, когда теплопроводность метана предполагалась постоянной и равной теплопроводности воздуха при нормальных условиях K_HC = 0.024 Вт/м°K. Для газоконденсатно-нефтяных залежей теплопроводность конденсата принималась равной теплопровод­ности нефти и керосина Кнс = 0.147 Вт/м°К (Ваграфтик и др., 1978). Перерасчет газовых и конденсатных дебитов, приведенных в работе (Конторович и др. 1975) для рассматри­ваемых продуктивных пластов, с поверхностных нормальных условий (Р=0.1 МПа, Т=20°С) на глубинные Р-'Г условия показывает, что объём газа при усло­виях, существующих в пластах (Р= 18-35 МПа. и Т = 45-90°С), в 10-25 и более раз превосходит объем конденсата на той же глубине. Это

 

Табл. 2-13. Теплопроводность метана при различных температурах и давлении*

Давление (бар)	Теплопроводность (Вт/м°K)
T=0oC	T=100oC
	0.031	0.046
	0.042	0.050
	0.063	0.062
	0.073	0.071
	0.079	0.076
	0.081	0.078

*Согласно Ваграфтик (1956), T = температура.

 

говорит о том, что в рассматриваемых газоконденсатных залежах конденсат растворен внутри газовой фа­зы и по физическим характеристикам представ­ляет собой газ. Исключение составляла лишь неокомская залежь в разрезе скв. 411, где около половины полной мощности накопления, составляющей 107 м, заполнено чи­стым конденсатом.

После определения значений g для каждого из i-того продуктивного субпласта эффективный коэффициент уменьше­ния теплопроводности, Fcond, для всех пород рас­сматриваемой формации мощностью DZ_f опреде­лялся как средняя теплопроводность для серии параллельных субслоёв (Карслоу, Егер, 1964):

(13-6)

В этой формуле DZ_fi есть мощность i-ого субпласта в данной формации и суммирование осуще­ствляется по всем продуктивным субпластам формации, заполненным УВ. Например, формация неокома (2885 < z < 3694 м) в скв. 411 включает 3 УВ накопления БУ₁₃, БУ₁₄, и БУ₁₅ с мощностями 29, 25 и 53 м, соответственно. В начальный период разработки эти УВ залежи, а также и поверхности контакта вода-газ, располагались на глубинах 3000-3050 м (Конторович и др., 1975). Средняя пористость, измеренная на этих глубинах в песчаных породах резервуаров, составляла 18%, а вычисленная - 12.2%. Средние значения температуры и давления в течение последних 30 млн. лет составляли около 100°C и 600 бар (рис. 1-13b и 3-13а). Эти накопления включали 53 м конденсатов и около 54 м газоконденсатов. Тогда согласно выражению (13-6) эффективный фактор сокращения теплопроводности слоя неокома вычисляется как:

809/Fcond = (702/1) + 53×(K_w/K_condensate)^0.18 + 54×(K_w/K_gas)^0.18

Подставляя для воды и конденсата K_w=0.60 Вт/м°K и K_condensate=0.147 Вт/м°K, а для метана K_gas»0.080 Вт/м°K, получим значение Fcond=0.953, представленное в табл. 1-13. (Для рассчитанных значений пористости 12.2% значение Fcond=0.970). Аналогичным образом вычислялись и остальные значения Fcond в табл. 1-13. После определения значений Fcond теплопроводность пород определялась умножением значений, определённых в рамках процедуры моделирования бассейнов (т.е. с учётом всех данных табл. П-3-2, П-3-3 по пористости, литологии, температуре, как было описано в главе 5) на временной фактор сокращения теплопроводности d_f:

для t₀ £ t £ t₁ и d_f = Fcond для t₁ < t £ 0 (13-7)

В формуле (13-7), учитывающей изменение содержания свободных газов в залежи с геологическим временем её формирования, t₀ – геологическое время начала формирования УВ залежи, t₁ – время завершения её формирования и t=0 – настоящее время. В расчётах предполагалось, что t₀ = 30 млн. лет и t₁ = 5 млн. лет и что генерация УВ увеличивалась со временем линейно в интервале –30 £ t £ -5 млн. лет. Эти времена согласуются с периодом восходящих движений земной коры, сопровождавшихся эро­зией осадочного слоя на всей северной половине Западно-Сибирского бассейна (рис. 1-13; Сурков, Смирнов, 1994).

Согласно табл. 1-13, влияние свободных УВ на эффективную теплопроводность осадочных толщ более заметно для разреза скв. 266, чем для скв. 411. Соответствующее увеличение температуры DT для разреза скв. 266 достигает 5-10°C на глубинах 3 - 6 км (сравни кривые 1 и 2 на рис. 3-13b). При этом расчёты термического эффекта для кривых 1 на рис. 3-13a,b проводились с пористостью, измеренной в песчанистых породах резервуаров (соответствующие значения параметра Fcond показаны в табл. 1-13 в левой колонке). Эти пористости превосходили на 2-10% значения пористости, рассчитанной по осреднённой литологии слоя из табл. П-3-2 c параметрами уплотнения f(0) и B из табл. П-3-3. Значения Fcond, вычисленные по параметрам осреднённой литологиитабл. П-3-2, приведены в правой колонке табл. 1-13. Различие в температурах, рассчитанных с теплопроводностями, отвечавшими двум типам пористости, не превосходило 1-3° (рис. 3-13).

В нашей модели предполагалось, что форми­рование указанных месторождений началось около 30 млн. лет и завершилось 5 млн. лет на­зад. Относительная кратковременность этого со­бытия по геологическим масштабам времени яви­лась причиной того, что этот процесс слабо ска­зался на уровне созревания ОВ, увеличив значения Ro не более чем на 0.01%. Этот эффект достигает значения 0.10% по Ro только в том экзотическом случае, когда формирование УВ залежи началось 85 млн. лет назад, а закончилось 60 млн. лет назад. Но такие времена формирования явно противоречат геологическим данным о формировании месторождений Уренгойского района (Конторович и др., 1975; 1981).

 

13.7 Численные реконструкции истории реализации потенциала генерации УВ отдельных материнских свит Западно-Сибирского бассейна

 

13.7.1 Реализация потенциала генерации УВ основными материнскими породами Уренгойского района

Рассчитанное в процессе моделирования изменение температуры материнских свит при их погружении в бассейне позволяет реконструировать историю реализации потенциала генерации УВ основными материнскими свитами на изучаемой площади Западно-Сибирского бассейна. Хотя мы обсуждали некоторые результаты реконструкции нефтегенерационного потенциала материнских свит Уренгойской площади в главе 8, иллюстрируя алгоритм расчёта истории его реализации в системе ГАЛО, мы повторим здесь основные результаты проведённого моделирования. Для осадочной толщи Уренгойского района Рис. 3-8 иллюстрирует изменение объёма генерации УВ в истории погружения основных материнских свит района, рассчитанное с применением геохимического блока системы моделирования бассейнов ГАЛО (глава 8). Сплошные линии на правых рисунках 3-8 представляют объём генерации УВ ведущими материнскими свитами Уренгойского месторождения Западной Сибири: тюменской, баженовской и покурской. Степень созревания ОВ превышала 1.30% для тюменской, 1.03% для баженовской и составляла 0.64% для покурской свиты. Изменение температуры пород и зрелости их ОВ в истории погружения свит показаны на рисунках слева. В моделировании предполагалось, что кероген ОВ пород тюменской формации представлен смесью 30% керогена типа II (с исходным потенциалом HI=377 мг УВ/г Сорг; табл. П-1-7) и 70% керогена типа III (Hi=160; табл. П-1-10), тогда как для баженовской формации ОВ было представлено смесью 70% керогена типа II (HI=627; табл. П-1-4) и 30% керогена типа III (Hi=160; табл. П-1-10). ОВ покурской свиты в нашей модели соответствовало керогену типа III с исходным потенциалом HI=160 мг УВ/г Сорг (табл. П-1-10). Порог эмиграции жидких УВ, показанный вертикальной линией для баженовской и тюменской свит на рис. 3-8, определялся по времени заполнения 20% порового пространства жидкими УВ. В приведённом примере тюменская свита нижне-юрского возраста (её современная глубина Z=4300 м) реализовала основную часть своего потенциала генерации УВ благодаря высоким значениям температур и уровня зрелости ОВ, достигнутым в процессе её погружения. При таких температурах становится заметным вторичный крекинг жидких УВ, что отражается в уменьшении объёма жидких УВ на рис. 3-8б. Высокотемпературная история пород тюменской свиты имела следствием реализацию основной части потенциала генерации УВ свиты к настоящему времени. Остаточный потенциал свиты составляет менее 15% исходного. Для баженовской свиты он также составляет менее 20% от исходного, но здесь температуры не так высоки и влияние вторичного крекинга УВ на выход жидких УВ практически не заметно. Покурская свита, современная глубина которой составляет всего лишь 2200 м, характеризуется низкими температурами пород и, как результат, низким уровнем созревания ОВ (рис. 3-8). Остаточный потенциал генерации ОВ этой свиты практически не отличается от исходного.

13.7.2 Оценка реализации потенциала генерации УВ пород покурской свиты и проблема формирования газовых месторождений Западной Сибири

В литературе рассматриваются несколько предполагаемых механизмов формирования гиганских месторождений газа в Западно-Сибирском бассейне: 1) биогенный, когда считают, что весь газ был образован на ранней низкотемпературной стадии метаморфизма ОВ, 2) термогенный, когда полагают, что газ, образовавшийся при температурном крекинге угольного ОВ покурской свиты, мигрировал в верхние горизонты этой свиты и образовывал залежи свободного газа, 3) миграционно-термогенный, в котором считается, что газ, генерированный при термическом крекинге ОВ в породах свит на больших глубинах и при высоких температурах, мигрировал впоследствии в более высокие горизонты, накапливаясь под мощной глинистой покрышкой покурской свиты (Конторович и др., 1975; Lopatin et al.,1996). Изотопный анализ не подтверждает последнего механизма генерации газа и говорит в пользу комбинации первых двух механизмов при преобладании второго (Cramer et al., 1998). В связи с этим становится актуальной проблема оценки объёма газа, который могло бы генерировать угольное вещество покурской свиты при термическом крекинге. Прямые интегральные оценки выхода метана из угольного ОВ различной степени катагенеза предпринимались во многих работах: Козлов, Токарев, 1961; Равенская и др., 1978; Hanbaba et al.,1968; Hanbaba and Juntgen,1969; Juntgen and Klein, 1975; Juntgen and Van Heek, 1979; Colombo et al.,1970; Saxby et al., 1986; Welte et al.,1988; Littke et al., 1990; and others. Согласно (Козлов, Токарев, 1961) около 15.3 м³ метана/т угля может генерироваться в процессе преобразования угольного ОВ от уровня зрелости Ro=0.4-0.5% до стадии с Ro=0.6-0.8%. и около 270 м³ метана/т угля при преобразовании от стадии зрелости с Ro=0.4-0.5% до стадии с Ro=3.5-4.5%. Эти значения согласуются и с результатами 6-ти годового эксперимента по закрытому пиролизу бурых углей (табл.3-13; Saxby et al.,1986). Согласно табл. 3-13 генерация метана при достижении уровня зрелости

 

Табл. 3-13. Генерация метана в процессе 6-ти летнего эксперимента по закрытому пиролизу образцов бурого угля с Ro=0.28% при постоянной скорости нагревания 1°С/в неделю (Saxby et al.,1986).

 

Время (недели)
Время (года)
Tmax (°C)
Ro (%)	0.28	0.31	0.0.47	0.59	1.00	1.85	2.73
Q(%w CH4/w угля)	-	1.9	9.5	20.3	32.9	45.0	42.0
HI(мг CH4/г угля)	-	0.057	0.532	3.98	19.48	119.4	164.8
V (м3/т угля)	-	0.0855	0.798	5.97	29.22	179.1	247.2

 

Ro=0.6% достигает лишь 2.5% от исходного потенциала. Литке и другие авторы, изучая проблему на образцах рурских углей, также считают, что около 80% потенциала генерации CH₄ остается нереализованным в углях с Ro=0.7-0.92% (Littke et al.,1990). Химико-кинетические спектры генерации метана из углей изучались многими авторами (Hanbaba et al.,1968: Van Heek et al.,1971; Juntgen and Klein, 1975: Juntgen and Van Heek, 1979 и другие). Все оцененные кинетические спектры генерации характеризуются довольно высокими энергиями активации и дают не более 1% реализации исходного потенциала для ОВ со зрелостью Ro£0.70%.. Однако, следует иметь ввиду, что эти энергетические спектры получены из анализа углей с довольно высоким уровнем зрелости (Ro³0.85%). К тому же аппроксимация кинетики процесса генерации газа из угольного вещества одной реакцией неправомерна и может приводить к большим ошибкам при переходе от лабораторных масштабов времени к природным (Welte et al.,1997). По этим же соображениям необходима осторожность и в применении спектра генерации метана, рассматриваемого в работе (Поляков, Галимов, 1992), к оценкам генерации метана в геологических условиях. Другим примером описания процесса генерации метана из угля одной эффективной реакцией является работа (Lu et al.,1995). Приводимый в ней кинетический спектр генерации метана также приводит к большой, неправдоподобной переоценке объёмов и времени выхода метана в геологических условиях вплоть до полной реализации углеводородного потенциала всего за 1-10 тысяч лет.

Таким образом, имеющиеся оценки генерации газа угольным веществом при низком уровне катагенеза R_o»0.40-0.65% (интервал изменения R_o в пределах покурской свиты Уренгойской площади) оказываются довольно противоречивыми и могут меняться от пренебрежимо малых (Jungten and Van Heek, 1979; Saxby et al.,1986) до экстремально высоких значений (Lu et al.,1995). В связи с этим представляло интерес численно реконструировать кинетический спектр генерации УВ угольным ОВ покурской свиты, чтобы оценить возможности генерации метана породами свиты в условиях её погружения на Уренгойской площади.

С этой целью мы воспользовались результатами детальной реконструкции термической истории осадочной толщи для двух разрезов в районе 411 и 266 скважин Уренгойской площади Западно-Сибирского бассейна (рис. 1-13). Это позволило нам уточнить спектр химико-кинетических реакций угольного ОВ покурской свиты в области низких энергий активации и тем самым оценить вклад термического крекинга керогена свиты в формирование газовых залежей изучаемой площади. Результаты численной реконструкции температурно-временной истории геологического этапа погружения образца угольной породы сеноманского горизонта покурской формации (рис. 8-15б; см. 13-1в) были использованы, чтобы восстановить исходный кинетический спектр реакций, управляющих процессами созревания ОВ и генерации метана, из данных открытого пиролиза данного образца. Процедура восстановления спектра была описана в разделе 8.5 (формулы (8-23 – 8-24). Были использованы S2-кривые, полученные Дэвидом Кюри в ходе нагревания образца покурской свиты, содержащего угольное вещество, со скоростями 0.96, 2.84, 7.60, 19.17 и 48.36 °С/мин. на специальном оборудовании исследовательского центра Exxon Production Company, обеспечивавшем высокую точность контроля температуры во время эксперимента (до десятых долей градуса). Численная процедура восстановления кинетического спектра по данным открытого пиролиза включала поиск 40 значений исходных потенциалов реакций Xio и 40 значений частотного фактора Ai для 40 значений энергий реакций: Ei=(39. + k) Ккал/моль, где 1 £ k £. 40. Как отмечалось в разделе 8.5, заметно лучшее совпадение вычисленных и измеренных значений скоростей выхода УВ достигалось при использовании алгоритма с различными значениями частотных факторов реакций Аi по сравнению с вариантом, предполагающим поиск одного значения частотного фактора для всех реакций (сравни, например, уровень совпадения вычисленных и измеренных S2-кривых на рис. 13-8 и 14-8).

Спектр, представленный на рис. 14-8 и в табл. П-2-1, найден без учета геологического этапа созревания ОВ в процессе погружения образца в бассейне. Исходный потенциал генерации УВ для этого спектра составляет 110.5 мг УВ/г Сорг. В разделе 8-5 книги было показано, что образец породы, подвергнутый пиролизу, неправомерно считать незрелым и при восстановлении исходного кинетического спектра необходимо учитывать геологический этап созревания его ОВ в согласии с формулой (8-24). Для соответствующей реконструкции была использована температурная история пород в кровле покурской свиты для разреза скв. 266, обсуждавшаяся выше (рис. 8-15б, 13-1в). Современное значение R_о=0.41%, полученное при моделировании для этих пород, совпадает с R_o, измеренным образце, взятом для пиролиза. Как отмечалось в разделе 8-5, результирующий спектр рис.15-8а и табл. П-2-2, характеризуется исходным потенциалом генерации УВ около 121.8 мг УВ/г Сорг, превышающим потенциал рис.14-8а и табл. П-2-1 за счет увеличения исходного потенциала реакций низких энергий активации. Для пород покурской свиты c R_o, меняющимся от 0.41% в кровле до 0.63% в подошве свиты (рис. 1-13в), реализация потенциала генерации УВ составляла в кровле свиты около 10% исходной величины потенциала и достигала 30% в ее подошве. Тем самым, химико-кинетическое и бассейновое моделирование предполагает, что термический крекинг ОВ пород покурской свиты может вносить заметный вклад в формирование месторождений метана Уренгойской площади.

 

13.7.3 Оценки генерационных свойств предполагаемых материнских свит в Нижнепурском прогибе

 

В заключении раздела рассмотрим историю реализации нефтегазогенерационного потенциала материнских свит Нижнепурского прогиба, следуя работе (Лопатин и др., 1997). Мы проанализируем изменение потенциала генерации УВ в истории погружения битуминозных глин баженовской свиты, тогурских аргиллитов нижней юры (J₁) и аргиллитов из подошвы юры и среднего триаса, вскрытых тюменской сверхглубокой скважиной СГ-6, расположенной в пределах рифтового грабена недалеко от Уренгойского месторождения (рис. 2-10). История погружения и эволюция температурных условий и катагенеза пород этих свит, восстановленные в рамках системы моделирования бассейнов ГАЛО, приведены на рис. 5-13. Как видно из рисунка, устойчивое погружение осадочного разреза развивалось на протяжении почти всей мезозой­ской эры и в первой половине кайнозойской. Однако на последнем этапе (около 30 млн лет назад) инверсия тектонических движений привела к подъему и размыву примерно 300 м осадочного разреза (рис. 1-13; 5-13).

Известно, что главная зона нефтеобразования характеризуется значениями 0.50% £ Ro £ 1.30% (см. глава 7). Согласно рис. 5-13, верхнепермские метааргиллиты находились в этой зоне в ранне- и среднетриасовую эпохи, терригенные образо­вания среднего триаса (начало седиментации 240 млн лет назад) — в течение всего юрского периода, тогурские глины - в неокомское время и баженовские "черные сланцы" — в позднемеловое - третичное время (Лопатин и др., 1997).

 

 

 

Рис. 5-13. Геологическая история и эволюция катагенеза глубокозалегающих предпола-гаемых нефтематеринских отложений в осадочном разрезе скв. СГ-6 Западно-Сибирского бассейна (Галушкин и др. 1996; Лопатин и др., 1997).

 

 

История нефтеобразования в битуминозных глинах баженовской свиты примечательна завер­шением активной генерации нефти - выход жидких УВ за геологическую историю достиг 430 мг УВ/г С_орг при исходном потенциале гене­рации УВ в 487 мг/г С_орг (ОВ свиты было представлено смесью 70% керогена типа II c HI=627 мг УВ/г Сорг (табл. П-1-4) + 30% керогена типа III c HI=160 мг УВ/г Сорг; табл. П-1-10). Генерация УВ характеризовалась почти восьмикратным превышением количества новообразованных жидких УВ над газовыми и наступлением этапа активной эмиграции нефти еще примерно 85 млн лет назад (рис. 6-13). Умеренно богатый нефтегенерационный потенциал баженовских глин в Нижнепурском прогибе был большей ча­стью реализован в период между 100 и 50 млн лет геохронологической шкалы. За последние 30 млн лет газоконденсат становится доминирующим продук­том термокрекинга баженовского керогена. Это позволяет предположить, что газоконденсатные залежи и единственная здесь нефтяная оторочка в ачимовских природных резервуарах Восточного склона Уренгойского вала генетически связаны с завершающей стадией нефтеобразования в баженовских глинах (Лопатин и др.. 1997).

Нефтегазообразование в глинистых седиментитах среднего триаса (кривая 1 на рис 6-13, справа), обогащен­ных 0В аргиллитах основания юры (кривая 2) и тогурских битуминозных глинах (кривая 3) опре­делялось в первую очередь "бедным" типом керо-гена, в составе которого преобладало наземное 0В. Соответственно, в расчётах выхода УВ принимались исходные потенциалы генерации УВ: HI=200, 225 и 300 мг УВ/г Сорг, отражавших ОВ, представленное смесью 80%, 70% и 30% керогена типа III c HI=160 мг УВ/г Сорг с 20%, 30% и 70%, керогена типа II c HI=377 мг УВ/г Сорг для глинистых отложений среднего триаса (1), подошвы юры (2) и тогурских битуминозных глин (3), соответственно. Таким образом, лишь в тогурских отложениях исходный нефтегенерационный потенциал достигал 300 мг УВ/г С_орг, а в остальных двух случаях он не превышал 200 и 225 мг УВ/г С_орг.

 

Рис. 6-13 (левый). Генерацмя УВ в геологической истории баженовской свиты скв. СГ-6 (исходный потенциал генерации УВ HI=487 мг УВ/г Сорг: 70% керогена II c HI=627 мг УВ/г Сорг + 30% керогена III c HI=160 мг УВ/г Сорг; порог эмиграции вычислен для Сорг=4.5%).

Рис. 6-13 (правый). Генерация УВ в глинистых отложениях среднего триаса (1), подошвы юры (2) и тогурских битуминозных глинах (3) с исходными потенциалами генерации УВ HI=200, 225 и 300 мг УВ/г Сорг (смеси 80%, 70%. 30% керогена III c HI=160 мг УВ/г Сорг и 20%, 30%. 70%, керогена II c HI=377 мг УВ/г Сорг, соответственно).

 

Масштабы газообразования в рассматривае­мых пластах сопоставимы с масштабами гене­рации нефти, как в случае тогурских глин (пунктирная линия 1) и подошвы юры (пунктирная линия 2) (см. рис. 6-13). При этом значительная часть газов (примерно 50 %) образо­валась за счет термокрекинга нефти в условиях вы­соких температур (150 - 190 °С). Нефтеобразование в глинистых отложениях среднего триаса завершилось к рубежу 140 млн лет, для пород в основании юрского разреза - 120 млн лет и в тогурских глинах - 80 млн лет назад (см. рис. 6-13, правый). Реализация исходного нефтегазогенерационного потенциала в отложениях среднего триаса достигла в современной геологической ситу­ации примерно 95 % и около 90 % в основании юрского разреза и кровле тампейской серии Тr₃.

Таким образом, анализ истории нефтнгазогенерации битуминозными глинами баженовской свиты, тогурскими аргиллитами нижней юры (J₁) и аргиллитами из подошвы юры и среднего триаса, вскрытыми тюменской сверхглубокой скважиной СГ-6, указывает на возможную высокую роль рассмотренных материнских формаций в формировании месторождений нефти и газа северных районов Западно-Сибирского бассейна.