Очаги генерации и зоны аккумуляции углеводородов глубокозалегающих горизонтов зоны сочленения
Коротаихинской впадины
и Варандей-Адзьвинского авлакогена
Коротаихинской впадины
и Варандей-Адзьвинского авлакогена
Бондарева Л.И., Махамуд Х.Х.
Институт проблем нефти и газа РАН,
Российский государственный геологоразведочный университет им. Серго Орджоникидзе
Институт проблем нефти и газа РАН,
Российский государственный геологоразведочный университет им. Серго Орджоникидзе
Одной из важнейших научно-практических задач в геологии является поиск новых перспективных объектов в «старых» нефтегазодобывающих регионах, каким является Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция.
Основная цель исследований — детализация пространственного положения очагов генерации и зон аккумуляции углеводородов, а также исследование условий формирования залежей жидких и газообразных углеводородов в глубокозалегающих горизонтах палеозойского возраста в зоне сочленения Коротаихинской впадины и Варандей-Адзьвинского авлакогена.
Согласно результатам моделирования в пределах Коротаихинской впадины распространяются очаги нефте- и газогенерации в пределах глубокозалегающих потенциально нефтегазоносных горизонтов. Исследования позволили определить положение перспективных зон аккумуляции углеводородов в Коротаихинской впадине (юго-восточная — «Пестаншорская» и центральная — «Хейягинская»), характеризующихся благоприятными условиями для сохранения глубокозалегающих горизонтов углеводородов. Установлены факторы, способствующие «растянутому» катагенезу, что обуславливает возможность образования жидких углеводородов на больших глубинах.
Основная цель исследований — детализация пространственного положения очагов генерации и зон аккумуляции углеводородов, а также исследование условий формирования залежей жидких и газообразных углеводородов в глубокозалегающих горизонтах палеозойского возраста в зоне сочленения Коротаихинской впадины и Варандей-Адзьвинского авлакогена.
Согласно результатам моделирования в пределах Коротаихинской впадины распространяются очаги нефте- и газогенерации в пределах глубокозалегающих потенциально нефтегазоносных горизонтов. Исследования позволили определить положение перспективных зон аккумуляции углеводородов в Коротаихинской впадине (юго-восточная — «Пестаншорская» и центральная — «Хейягинская»), характеризующихся благоприятными условиями для сохранения глубокозалегающих горизонтов углеводородов. Установлены факторы, способствующие «растянутому» катагенезу, что обуславливает возможность образования жидких углеводородов на больших глубинах.
Введение
Коротаихинская впадина, расположенная в северо-восточной части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна, и Варандей-Адзьвинский авлакоген, находящийся в северо-восточной части Печорской плиты, являются важными геологическими структурами региона.
Основные запасы углеводородов Варандей-Адзьвинского авлакогена сосредоточены в карбонатных отложениях нижнего девона, карбона и нижней перми [1]. Выявленные скопления углеводородов локализованы в сводах отдельных геологических структур, которые разведаны глубоким бурением. Углеводородный потенциал Коротаихинской впадины Тимано-Печорского бассейна представлен нефтяными и газовыми скоплениями, приуроченными к различным стратиграфическим комплексам. Открытых промышленных залежей нет. Однако Коротаихинская впадина представляет интерес для геологов как потенциальный район поисков нефти и газа [2].
Геологическое строение Коротаихинской впадины во многом обусловлено инверсионными движениями, результатом которых стали интенсивная эрозия отложений, разрушение и преобразование первичных залежей углеводородов. Это затрудняет ведение нефтегазопоисковых работ на территории исследования [3]. Наиболее перспективные направления для поиска углеводородов во впадине — это ее борта, инверсионные поднятия и седловины.
Геологическое строение Коротаихинской впадины во многом обусловлено инверсионными движениями, результатом которых стали интенсивная эрозия отложений, разрушение и преобразование первичных залежей углеводородов. Это затрудняет ведение нефтегазопоисковых работ на территории исследования [3]. Наиболее перспективные направления для поиска углеводородов во впадине — это ее борта, инверсионные поднятия и седловины.
Благодаря развитию технологий и обновлению геолого-геофизической базы данных, мы смогли более точно определить геологическое строение и условия формирования залежей углеводородов, особенно в глубоких горизонтах (более 5 км), которые являются перспективным источником углеводородных ресурсов. Это позволяет прогнозировать наличие нефти и газа и разрабатывать эффективные стратегии для дальнейших исследований продуктивности недр в отношении нефтегазоносности больших глубин.
Методика и материалы исследований
Бассейновое моделирование — современный метод оценки нефтегазового потенциала, основанный на комплексном анализе геологических данных. Оно включает в себя создание трехмерной модели бассейна, учитывающей литологию, геохимию, палеогеографию и тепловой режим, с последующей калибровкой по скважинным данным.
Модель построена на основе оцифрованных в программе Qqis структурных и литолого-фациальных карт [4], интерполированных линейным методом в программе tNavigator. Бассейновое моделирование выполнено в программе Petromod с ручным созданием дополнительных карт для расчетов.
Модель построена на основе оцифрованных в программе Qqis структурных и литолого-фациальных карт [4], интерполированных линейным методом в программе tNavigator. Бассейновое моделирование выполнено в программе Petromod с ручным созданием дополнительных карт для расчетов.
Обсуждение результатов
К числу наиболее значимых нефтегазоматеринских толщ, установленных на исследуемой территории, относятся силурийские, нижне-среднедевонские, тиманско-саргаевские, доманиковые, нижнекаменноугольные, артинские и кунгурские [5]. Перечисленные нефтегазоматеринские толщи входят в состав основных нефтегазоносных комплексов: среднеордовикско-нижнедевонского карбонатного, среднедевонско-нижнефранского терригенного, доманиково-турнейского карбонатного, визейско-нижнепермского карбонатного, пермско-триасового
терригенного [4, 5]. Составлена сводная таблица, содержащая информацию об углеводородных системах и их свойствах (табл. 1).
терригенного [4, 5]. Составлена сводная таблица, содержащая информацию об углеводородных системах и их свойствах (табл. 1).
Табл. 1. Характеристика элементов углеводородных систем Коротаихинской впадины
Глубина залегания фундамента Варандей-Адзьвинского авлакогена варьируется от 7,5–8,5 км в северной и центральной частях до 6–7 км на востоке и юге. В западной части присутствуют локальные участки залегания коллекторов среднеордовикско-нижнедевонского комплекса на глубинах 5–6 км.
Фундамент Коротаихинской впадины характеризуется значительной батиметрической изменчивостью: глубина его залегания составляет 8–9 км в юго-западной области и увеличивается до 10–14 км в северо-восточной. Кровля карбонатных пород верхнего силура — нижней перми в приосевой части впадины находится на глубинах 5–9 км.
Фундамент Коротаихинской впадины характеризуется значительной батиметрической изменчивостью: глубина его залегания составляет 8–9 км в юго-западной области и увеличивается до 10–14 км в северо-восточной. Кровля карбонатных пород верхнего силура — нижней перми в приосевой части впадины находится на глубинах 5–9 км.
Важным этапом бассейнового анализа является изучение тектонического погружения, скоростей осадконакопления, мощностей эрозионных отложений. Так, в Коротаихинской впадине наибольшие скорости осадконакопления отмечены с триаса по юру, где за 52 млн лет было накоплено до 5 км осадков, скорость осадконакопления составила 10 см в 1 000 лет, что весьма существенно и можно отнести к «лавинной» седиментации по А.П. Лисицыну (рис. 1).
Рис. 1. Скорости осадконакопления в Коротаихинской впадине
Для успешного создания трехмерных моделей надвиговых зон крайне важно учитывать результаты структурно-кинематического моделирования. Хотя трехмерное моделирование таких зон в настоящее время только начинает развиваться в мировом масштабе, двухмерное моделирование уже широко применяется. Так как в рамках данного исследования мы сосредоточились на глубоких горизонтах, не подверженных складчато-надвиговым деформациям, и учитывая ограничения горизонтальных деформаций (сжатие, растяжение) в программном обеспечении бассейного моделирования, фокусировку на трехмерном моделировании, мы исключили Пестаншорскую и Вашуткино-Талотинскую складчато-надвиговые зоны из рассмотрения после проведения расчетов.
Восстановление предэрозионного состояния очень важно, так как его правильная реконструкция влияет на распределение геотермического и геобарического градиентов. Так, максимальные мощности зафиксированы в центральной части впадины мощностью до 5 км (пермско-триасовые отложения) (рис. 2).
Восстановление предэрозионного состояния очень важно, так как его правильная реконструкция влияет на распределение геотермического и геобарического градиентов. Так, максимальные мощности зафиксированы в центральной части впадины мощностью до 5 км (пермско-триасовые отложения) (рис. 2).
Рис. 2. Палеотектонические реконструкции Коротаихинской впадины
Бассейновое моделирование использовалось для анализа геологических процессов в глубокозалегающих горизонтах.
Данное исследование направлено на определение роли термического фактора в формировании катагенетических зон и очагов генерации углеводородов, а также на изучение особенностей их пространственного распределения.
Данное исследование направлено на определение роли термического фактора в формировании катагенетических зон и очагов генерации углеводородов, а также на изучение особенностей их пространственного распределения.
На рисунке 3 показано, как органическое вещество в силурийских нефтегазоматеринских толщах преобразуется под воздействием катагенеза.
Рис. 3. Катагенетическая преобразованность органического вещества лландоверийско-венлокских нефтегазоматеринских толщ сочленения Коротаихинской впадины и Варандей-Адзьвинского авлакогена
К концу среднего девона нефтегазоматеринские толщи силурийского возраста локально вошли в зону генерации ранней нефти, а также локально в зону генерации «нефтяного окна» в северной части Коротаихинской впадины. На данном этапе мы выделили один очаг нефтеобразования.
К концу турнейского века началась повсеместная генерация углеводородов в нефтегазоматеринских толщах силурийского возраста. На юге Коротаихинской впадины и в отдельных участках нефтегазоматеринских толщ органическое вещество еще не достигло зрелости. Плавные переходы между этими зонами свидетельствуют о более спокойных условиях осадконакопления по сравнению с последующими геологическими периодами.
К концу турнейского века началась повсеместная генерация углеводородов в нефтегазоматеринских толщах силурийского возраста. На юге Коротаихинской впадины и в отдельных участках нефтегазоматеринских толщ органическое вещество еще не достигло зрелости. Плавные переходы между этими зонами свидетельствуют о более спокойных условиях осадконакопления по сравнению с последующими геологическими периодами.
К концу триасового периода нефтегазоматеринские толщи силурийского возраста на значительной территории стали источником газообразных углеводородов, включая как жирные и сухие газы, так и газовые конденсаты. В этот период выделяются две основные зоны активной газогенерации: восточная часть Коротаихинской впадины и восточная часть Варандей-Адзьвинского авлакогена. В пределах западной части Коротаихинской впадины наблюдаются как участки генерации нефти, так и участки генерации газа. Важно отметить, что степень катагенетического преобразования органического вещества в бортовой и осевой частях Коротаихинской впадины начинает различаться. Это связано с тектоническими процессами перестройки региона: коллизионные процессы приводят к формированию сложных тектонических структур, а бортовые части впадины испытывают поднятие.
В настоящее время участки распространения незрелого органического вещества практически исчезают, а области генерации углеводородов претерпевают перераспределение, хотя основные очаги сохраняются. Примечательно, что сохранились очаги генерации жидких углеводородов на достаточно больших глубинах.
В восточной части Варандей-Адзьвинского авлакогена в настоящее время идентифицированы два основных очага генерации углеводородов: один продуцирующий жирные и сухие газы с конденсатами и второй являющийся очагом нефтегенерации. В Коротаихинской впадине наблюдается увеличение степени катагенеза органического вещества в восточном направлении, с переходом от «нефтяного окна», представленного как тяжелыми нефтями нафтенового состава, так и легкими нефтями парафинового и нафтено-парафинового состава, к зоне перезрелого органического вещества (локально).
Важная особенность, которую мы хотим отметить, связана со смещениями катагенетических зон в Коротаихинской впадине. Высокая скорость осадконакопления оказала влияние на растяжение зон катагенеза (рис. 4).
Важная особенность, которую мы хотим отметить, связана со смещениями катагенетических зон в Коротаихинской впадине. Высокая скорость осадконакопления оказала влияние на растяжение зон катагенеза (рис. 4).
Рис. 4. Смещения катагенетических зон в Коротаихинской впадине
Чтобы подтвердить надежность полученных данных, была проведена калибровка с использованием информации из скважин Коротаихинская 1 и Лабогейская 15 (рис. 5).
Рис. 5. Калибровка бассейновой модели
Первоначальные расчеты показали расхождение между скважинными значениями отражательной способности витринита и модельными значениями в пределах 10–20 %. Для повышения точности модели и ее соответствия реальным условиям были скорректированы входные параметры, касающиеся тепловых потоков и поверхностных температур осадконакопления. После этой корректировки расхождения сократились до менее чем 3 %, что является значительным улучшением.
В пределах каждого комплекса были рассчитаны аккумуляции углеводородов от мелкозалегающих до глубокозалегающих горизонтов (рис. 6). Было проведено сопоставление с реальными открытыми месторождениями. На рисунке 6б представлены схемы потенциальных глубокозалегающих скоплений, представляющие интерес в данной работе, в пределах каждого нефтегазоносного комплекса.
В пределах каждого комплекса были рассчитаны аккумуляции углеводородов от мелкозалегающих до глубокозалегающих горизонтов (рис. 6). Было проведено сопоставление с реальными открытыми месторождениями. На рисунке 6б представлены схемы потенциальных глубокозалегающих скоплений, представляющие интерес в данной работе, в пределах каждого нефтегазоносного комплекса.
Рис. 6. Схемы зон аккумуляции углеводородов сочленения Коротаихинской впадины и Варандей-Адзьвинского авлакогена
Исследования в пределах верхнеордовикско-нижнедевонского комплекса выявили, что продуктивные горизонты приурочены к верхнесилурийскому и нижнедевонскому отделам. Преобладают карбонатные коллекторы, обладающие кавернами, трещинами и порами [6]. В Варандей-Адзьвинском авлакогене были успешно открыты месторождения, такие как Медынское-море, Медынское, Тобойское, Перевозное, Мядсейское, Усть-Талотинское, Западно-Лекейягинское, Сарембойское, Северо-Сарембойское и Надейюское. Результаты моделирования подтвердили их соответствие расчетным скоплениям углеводородов по таким параметрам, как глубина залегания, контуры и фазовый состав (рис. 6а).
Прогнозируется наличие глубокозалегающих преимущественно нефтяных скоплений в восточном сегменте Варандей-Адзьвинского авлакогена. Они расположены на глубинах 5,2–6,0 км и приурочены к линейно-вытянутым геологическим структурам (рис. 6б).
Коротаихинская впадина в пределах верхнеордовикско-нижнедевонского комплекса сама по себе не содержит выявленных месторождений углеводородов. Тем не менее, ее западная часть является перспективной для нефтегазоносности [7]. Также в пределах инверсионных поднятий и седловин могут быть отмечены перспективы. Этот потенциал подтверждается наличием промышленных открытий в соседнем Варандей-Адзьвинском авлакогене и нефтепроявлений на Пай-Хое [7].
Согласно результатам моделирования, в юго-восточном сегменте впадины, включающем Пестаншорскую складчато-надвиговую зону, Хейягинскую депрессию и Пестаншорское поднятие, прогнозируются значительные скопления углеводородов (нефти, газа и конденсата) на глубинах 5,1–9,2 км (рис. 6б).
Эти скопления могут аккумулироваться в ловушках различных типов: антиклинальных
и брахиантиклинальных структурах, а также в комбинированных ловушках, обусловленных литологическим выклиниванием в приосевой зоне впадины и наличием тектонических
экранов [8, 9].
Согласно результатам моделирования, в юго-восточном сегменте впадины, включающем Пестаншорскую складчато-надвиговую зону, Хейягинскую депрессию и Пестаншорское поднятие, прогнозируются значительные скопления углеводородов (нефти, газа и конденсата) на глубинах 5,1–9,2 км (рис. 6б).
Эти скопления могут аккумулироваться в ловушках различных типов: антиклинальных
и брахиантиклинальных структурах, а также в комбинированных ловушках, обусловленных литологическим выклиниванием в приосевой зоне впадины и наличием тектонических
экранов [8, 9].
Отсутствие значимых геологических открытий в верхнеордовикско-нижнедевонском комплексе Коротаихинской впадины может быть связано с ограниченным объемом глубокого бурения, трудностями в интерпретации геологических данных в связи со сложным тектоническим строением и неблагоприятными структурными условиями. Однако это не означает низкий нефтегазоносный потенциал верхнеордовикско-нижнедевонского комплекса данного региона. Для более точного понимания строения впадины и определения перспективных участков для поиска и разведки углеводородов необходимо использовать и регулярно обновлять данные сейсморазведки, а также совершенствовать параметры и технологии для геологического моделирования.
Среднедевонско-нижнефранский комплекс включает в себя среднедевонские — живетские и франские продуктивные толщи. Коллекторы представлены терригенными породами преимущественно с межзерновой пористостью [6]. В Варандей-Адзьвинском авлакогене в этом комплексе открыты месторождения, такие как Медынское-море, Тобойское, Перевозное, Мядсейское и
Западно-Лекейягинское. Моделирование подтвердило наличие скоплений углеводородов в этих месторождениях (рис. 6а). Все потенциальные скопления углеводородов относятся к мелко- и среднезалегающим по глубине. Глубокозалегающих скоплений нет.
Нефтегазоносность среднедевонско-нижнефранского комплекса Коротаихинской впадины не подтверждена. Значительная часть территории подвержена эрозии. Моделирование выявило лишь очень мелкие скопления углеводородов на малых глубинах в северной части. В связи с этим предпосылки и перспективы нефтегазоносности данного комплекса остаются неопределенными и требуют дальнейших исследований.
Западно-Лекейягинское. Моделирование подтвердило наличие скоплений углеводородов в этих месторождениях (рис. 6а). Все потенциальные скопления углеводородов относятся к мелко- и среднезалегающим по глубине. Глубокозалегающих скоплений нет.
Нефтегазоносность среднедевонско-нижнефранского комплекса Коротаихинской впадины не подтверждена. Значительная часть территории подвержена эрозии. Моделирование выявило лишь очень мелкие скопления углеводородов на малых глубинах в северной части. В связи с этим предпосылки и перспективы нефтегазоносности данного комплекса остаются неопределенными и требуют дальнейших исследований.
Франский и турнейский продуктивные толщи являются составными частями доманиково-турнейского комплекса. Высокая продуктивность комплекса напрямую связана с особенностями строения коллекторских толщ, которые образованы органогенными массивами и биогермами [6]. На территории Варандей-Адзьвинского авлакогена были открыты месторождения: Медынское-море, Медынское-море-2, Тобойское, Перевозное, Мядсейское и Западно-Лекейягинское. Было установлено, что они соответствуют расчетным скоплениям углеводородов согласно результатам моделирования (рис. 6а). Потенциальные глубокозалегающие скопления углеводородов отсутствуют.
Несмотря на то что промышленная нефтегазоносность доманиково-турнейского комплекса Коротаихинской впадины не доказана, потенциал для обнаружения скоплений нефти и газа может сохраняться. Хотя керн показал наличие битуминозности в кавернозных доломитах турнейского яруса нижнего карбона, опробование притока не дало результатов [10]. Следует отметить, что верхнедевонские-нижнекаменноугольные рифы обладают значительным потенциалом как коллекторы в Коротаихинской впадине. Результаты моделирования указывают на высокий потенциал нефтегазоносности юго-восточного сегмента впадины, охватывающего Пестаншорскую складчато-надвиговую зону, Хейягинскую депрессию и Пестаншорское поднятие. Предполагаемые глубокозалегающие скопления углеводородов в турнейских резервуарах (нефти, газа и конденсата) находятся на глубинах от 5,0 до 7,7 км (рис. 6б).
Скопления углеводородов могут образовываться в ловушках антиклинального типа, а также в структурно-стратиграфических ловушках, где непроницаемыми барьерами выступают рифовые тела или тектонические нарушения [8, 9]. Франские продуктивные толщи на большей части размыты, кроме локальных участков с северо-восточной части впадины.
Скопления углеводородов могут образовываться в ловушках антиклинального типа, а также в структурно-стратиграфических ловушках, где непроницаемыми барьерами выступают рифовые тела или тектонические нарушения [8, 9]. Франские продуктивные толщи на большей части размыты, кроме локальных участков с северо-восточной части впадины.
Причиной отсутствия промышленных открытий в Коротаихинской впадине в доманиково-турнейском комплексе являются: сложное строение и неоднородность коллекторских толщ, обусловленные резкими изменениями фаций отложений, включающих мелководно-шельфовые образования и рифовые постройки; значительные глубины залегания; а также сложная типизация ловушек углеводородов. Все эти факторы, наряду с недостаточным объемом глубокого бурения, затрудняют подготовку объектов для поисков. Несмотря на вышеуказанные причины, потенциал нефтегазоносности связан с рифовыми образованиями, промышленная нефтегазоносность которых подтверждена в прилегающих территориях.
Визейско-нижнепермский комплекс, представленный продуктивными каменноугольными и артинскими отложениями, сложен преимущественно карбонатными породами, такими как известняки и доломиты. В пределах Варандей-Адзьвинского авлакогена были открыты месторождения Медынское-море-2 и Междуреченское. При этом потенциальные скопления углеводородов на больших глубинах аналогично отсутствуют.
Промышленная нефтегазоносность визейско-нижнепермского комплекса Коротаихинской впадины на данный момент не подтверждена. Вероятными причинами могут служить как недостаточный объем сейсморазведочных работ и бурения, так и отсутствие флюидоупоров, вызванное эрозией в бортовых частях впадины. Тем не менее, были зафиксированы признаки, свидетельствующие о наличии углеводородов: в южной части исследуемого района из отложений данного комплекса получены незначительные притоки нефти, а на западном борту впадины выявлены высокоемкие (карстовые) рифогенные коллекторы [11]. Результаты проведенного моделирования указывают на высокий нефтегазоносный потенциал юго-восточного сегмента впадины, который включает Пестаншорскую складчато-надвиговую зону и Хейягинскую депрессию. Предполагаемые глубокозалегающие скопления углеводородов (нефти, газа и конденсата) локализуются на глубинах от 6,1 до 7,1 км (рис. 6б). Механизмы формирования данных скоплений могут быть связаны с антиклинальными ловушками, а также со структурно-стратиграфическими и структурно-литологическими ловушками [8, 9].
Пермско-триасовый комплекс, включающий уфимско-казанские и триасовые продуктивные горизонты, литологически представлен высокопористыми полимиктовыми песчаниками. В пределах Варандей-Адзьвинского авлакогена открыты месторождения Торавейское, Южно-Торавейское, Наульское, Лабоганское и Седъягинское. По результатам моделирования на больших глубинах скопления углеводородов не выявлены.
Песчаники нижней перми, примыкающие к западному краю Коротаихинской впадины и залегающие непосредственно под нижним триасом, насыщены тяжелой нефтью [12].
В ходе бурения первой опорно-параметрической скважины Коротаихинская-1 (4 199 м),
расположенной в центральной части Коротаихинской впадины, газовый каротаж зафиксировал высокие показатели газонасыщенности в нижнепермских терригенных отложениях [3]. Проведенное моделирование прогнозирует высокий нефтегазоносный потенциал центрального сегмента впадины, охватывающего Хейягинскую депрессию. Предполагаемые глубокие залежи углеводородов (нефти, газа и конденсата) ожидаются на глубинах 5,1–5,6 км (рис. 6б). Коротаихинская впадина характеризуется наличием разнообразных ловушек, среди которых выделяются структурные (сводового и тектонически экранированного типа) и структурно-стратиграфические [8, 9].
Песчаники нижней перми, примыкающие к западному краю Коротаихинской впадины и залегающие непосредственно под нижним триасом, насыщены тяжелой нефтью [12].
В ходе бурения первой опорно-параметрической скважины Коротаихинская-1 (4 199 м),
расположенной в центральной части Коротаихинской впадины, газовый каротаж зафиксировал высокие показатели газонасыщенности в нижнепермских терригенных отложениях [3]. Проведенное моделирование прогнозирует высокий нефтегазоносный потенциал центрального сегмента впадины, охватывающего Хейягинскую депрессию. Предполагаемые глубокие залежи углеводородов (нефти, газа и конденсата) ожидаются на глубинах 5,1–5,6 км (рис. 6б). Коротаихинская впадина характеризуется наличием разнообразных ловушек, среди которых выделяются структурные (сводового и тектонически экранированного типа) и структурно-стратиграфические [8, 9].
Глубокие горизонты с их высокими температурами и давлениями влияют на фазовое состояние углеводородов. Фазовый состав может состоять из нефти (в глубоких горизонтах она плотнее и тяжелее), газа (как свободного, так и растворенного в нефти), газоконденсата и воды. В работе представлены исследования фазовой изменчивости двух компонентов: нефти и газа.
В Коротаихинской впадине помимо свободного газа и газового конденсата присутствуют нефтяные скопления в жидкой фазе. Результаты приведены на рисунке 7.
В Коротаихинской впадине помимо свободного газа и газового конденсата присутствуют нефтяные скопления в жидкой фазе. Результаты приведены на рисунке 7.
Рис. 7. Фазовый состав углеводородов глубокопогруженных горизонтов Коротаихинской впадины
Одним из возможных ключевых условий формирования жидких углеводородов на больших глубинах является наличие соленосных толщ, которые выполняют две важные функции: во-первых, они действуют как «холодильник», вызывая охлаждение и растяжение зон катагенетической преобразованности; во-вторых, их низкая плотность обеспечивает низкое геостатическое давление. В Коротаихинской впадине присутствуют соленосные толщи, поэтому данные условия можно соотнести с верхнеордовикско-нижнедевонским нефтегазоносным комплексом.
Следующий возможный фактор — наличие в геологическом разрезе нефтегазоносного бассейна региональных дислокаций (разломов). Эти дислокации могут функционировать как активные пути для теплопереноса и проявлять эффект охлаждения. Коротаихинская впадина представляет собой геологически сложную территорию с многочисленными и разнообразными тектоническими нарушениями (надвигами, сбросами, взбросами и сдвигами разных масштабов).
Следующий возможный фактор — наличие в геологическом разрезе нефтегазоносного бассейна региональных дислокаций (разломов). Эти дислокации могут функционировать как активные пути для теплопереноса и проявлять эффект охлаждения. Коротаихинская впадина представляет собой геологически сложную территорию с многочисленными и разнообразными тектоническими нарушениями (надвигами, сбросами, взбросами и сдвигами разных масштабов).
Скорости осадконакопления, особенно при «лавинном» режиме, могут замедлять прогрев пород. Это приводит к тому, что на больших глубинах могут сохраняться жидкие фазы углеводородов, поскольку породы не успевают полностью пройти катагенетические преобразования. Также мы предполагаем, что на больших глубинах Коротаихинской впадины распространяется стагнационный гидродинамический режим, оказывающий влияние на градиенты пластовых давлений и, следовательно, на возможность сохранения жидких углеводородов.
Бассейновое моделирование Коротаихинской впадины и прилегающей зоны сочленения с Варандей-Адзьвинским авлакогеном выявило ключевые аспекты тектонического развития, термобарических условий, а также закономерности процессов генерации, миграции и аккумуляции углеводородов. Для Коротаихинской впадины установлено, что наибольшие скорости осадконакопления были характерны для пермского и триасового периодов. В центре Коротаихинской впадины зафиксированы максимальные толщи пермско-триасовых отложений, достигающие 5 км.
Были определены временные отрезки, в течение которых каждая нефтематеринская толща находилась в условиях, благоприятных для образования жидких и газообразных углеводородов. Особое внимание было уделено изучению силурийских отложений. Так, для лландоверийско-венлокских нефтематеринских толщ процесс генерации нефти начался к концу среднего девона,
а процесс генерации газа — к концу позднекаменноугольной эпохи. Была выполнена калибровка по скважинам Коротаихинская 1
и Лабогейская 15. Были определены особенности условий формирования скоплений углеводородов для каждого нефтегазоносного комплекса. В глубоких горизонтах отмечены возможные условия сохранности жидких углеводородов за счет растяжения зон катагенетической преобразованности органического вещества нефтегазоматеринских толщ.
Были определены временные отрезки, в течение которых каждая нефтематеринская толща находилась в условиях, благоприятных для образования жидких и газообразных углеводородов. Особое внимание было уделено изучению силурийских отложений. Так, для лландоверийско-венлокских нефтематеринских толщ процесс генерации нефти начался к концу среднего девона,
а процесс генерации газа — к концу позднекаменноугольной эпохи. Была выполнена калибровка по скважинам Коротаихинская 1
и Лабогейская 15. Были определены особенности условий формирования скоплений углеводородов для каждого нефтегазоносного комплекса. В глубоких горизонтах отмечены возможные условия сохранности жидких углеводородов за счет растяжения зон катагенетической преобразованности органического вещества нефтегазоматеринских толщ.
Сложное, ассиметричное геологическое строение исследуемой территории обуславливает различие в палеотермобарических условиях, влиявших на формирование осадочных толщ в разные периоды времени.
В целом, можно сделать вывод, что в пределах Коротаихинской впадины преимущественно распространяются очаги генерации газа, однако сохранились и локальные участки очагов нефтегенерации.
Для поисков скоплений углеводородов в глубокозалегающих горизонтах наиболее перспективными являются продуктивные толщи верхнеордовикско-нижнедевонского, доманиково-турнейского и визейско-нижнепермского комплексов в пределах юго-восточной части Коротаихинской впадины (Пестаншорская зона), а также пермско-триасового комплекса в пределах центральной части Коротаихинской впадины (Хейягинская зона).
По результатам проведенного анализа, несмотря на ограниченный объем геолого-геофизических исследований, Коротаихинская впадина обладает характеристиками, которые могут свидетельствовать о ее перспективности в отношении нефтегазоносности. Наиболее высокий потенциал для поисков углеводородов в глубокозалегающих горизонтах выявлен в юго-восточной части впадины. Также отмечены предпосылки поисков жидких углеводородов на больших глубинах.
В целом, можно сделать вывод, что в пределах Коротаихинской впадины преимущественно распространяются очаги генерации газа, однако сохранились и локальные участки очагов нефтегенерации.
Для поисков скоплений углеводородов в глубокозалегающих горизонтах наиболее перспективными являются продуктивные толщи верхнеордовикско-нижнедевонского, доманиково-турнейского и визейско-нижнепермского комплексов в пределах юго-восточной части Коротаихинской впадины (Пестаншорская зона), а также пермско-триасового комплекса в пределах центральной части Коротаихинской впадины (Хейягинская зона).
По результатам проведенного анализа, несмотря на ограниченный объем геолого-геофизических исследований, Коротаихинская впадина обладает характеристиками, которые могут свидетельствовать о ее перспективности в отношении нефтегазоносности. Наиболее высокий потенциал для поисков углеводородов в глубокозалегающих горизонтах выявлен в юго-восточной части впадины. Также отмечены предпосылки поисков жидких углеводородов на больших глубинах.
- Маракова И.А. Геологические закономерности размещения залежей тяжелых нефтей в северо-восточной части Тимано-Печорской провинции // Геология нефти и газа. 2022. № 3. C. 85–94.
- Котик И.С., Галушкин Ю.И. Термическая история и эволюция нефтегазообразования внешней зоны Коротаихинской впадины, Тимано-Печорский бассейн (результаты 1D моделирования) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2021. № 4. C. 14–23.
- Ступакова А.В., Санникова И.А., Гильмуллина А.А. и др. Перспективы нефтегазоносности Коротаихинской впадины Тимано-Печорского бассейна // Георесурсы. 2017. Спецвыпуск. Ч. 1. С. 88–101.
- Горшков А.С., Захаров Н.В., Мейснер Л.Б. и др. Создание геолого-геофизической модели строения акваториального продолжения (Печорское море) Коротаихинской впадины и Вашуткина-Талотинской складчато-надвиговой зоны (на основе региональных сейсморазведочных работ). ГНЦ ФГУГП «Южморгеология», 2016.
- Прищепа О.М., Баженова Т.К., Богацкий В.И. Нефтегазоносные системы Тимано-Печорского осадочного бассейна (включая акваториальную печороморскую часть) // Геология и геофизика. 2011. Т. 52. № 8. С. 1129–1150.
- Прищепа О.М., Богацкий В.И., Макаревич В.Н. и др. Новые представления о тектоническом и нефтегазогеологическом районировании Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2011. Т. 6. № 4. 10 с.
- Прищепа О.М., Макаревич В.Н., Орлова Л.А., Чумакова О.В. Перспективы нефтегазоносности и программа изучения Коротаихинской впадины // Геология нефти и газа. 2009. № 2. С. 2–8.
- Бондарева Л.И., Осипов А.В. Формирование и размещение ловушек нефти и газа в пределах зоны сочленения Предуральского прогиба и Западно-Уральской внешней зоны складчатости // Известия высших учебных заведений. Геология и разведка. 2023. Т. 65. № 3. С. 52–65.
- Бондарева Л.И., Бондарев А.В., Ермолкин В.И., Ткачева А.А. Геодинамическая эволюция формирования взбросо-надвиговых поясов Предуралья по результатам структурно-кинематического моделирования // Нефтяное хозяйство. 2021. № 5. С. 15–21.
- Акимов В.В. Газо- и нефтеперспективные литологостратиграфические комплексы Коротаихинской впадины // Вести газовой науки. 2016. № 1. С. 83–86.
- Прищепа О.М., Орлова Л.А., Чумакова О.В. Направления геологоразведочных работ на нефть и газ в северо-восточной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2008. № 3. 22 с.
- Калантар И.З., Морозов Э.Г., Тюнегин С.П. Перспективы нефтегазоносности триасовых отложений Тимано-Печорской провинции // Геология нефти и газа. 1982. № 2.
Бондарева Л.И., Махамуд Х.Х.
Институт проблем нефти и газа РАН, Москва, Россия;
Российский государственный геологоразведочный университет им. Серго Орджоникидзе, Москва, Россия
liana_bondareva@ipng.ru
Институт проблем нефти и газа РАН, Москва, Россия;
Российский государственный геологоразведочный университет им. Серго Орджоникидзе, Москва, Россия
liana_bondareva@ipng.ru
Материалами послужили геолого-геофизические данные Коротаихинской впадины и соседнего региона Варандей-Адзьвинского авлакогена. Метод исследования охватывает сбор, анализ и обработку материалов, а также создание трехмерной бассейновой модели.
Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция, Коротаихинская впадина, Варандей-Адзьвинский авлакоген, бассейновое моделирование, нефть и газ, залежи углеводородов, очаги нефтегазогенерации, глубокозалегающие горизонты
Бондарева Л.И., Махамуд Х.Х. Условия формирования залежей жидких и газообразных углеводородов в глубокозалегающих горизонтах зоны сочленения Коротаихинской впадины и Варандей-Адзьвинского авлакогена // Экспозиция Нефть Газ. 2025. № 7. C. 36–43.
DOI: 10.24412/2076-6785-2025-7-36-43
DOI: 10.24412/2076-6785-2025-7-36-43
27.10.2025
УДК 550.8
DOI: 10.24412/2076-6785-2025-7-36-43
DOI: 10.24412/2076-6785-2025-7-36-43
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (855) 222-12-84