Новый взгляд на перспективы нефтегазоносности глубокозалегающих доюрских отложений Западной Сибири

оригинальная статья

001: https://doi.Org/10.18599/grs.2018.2.67-80 * УДК 553.98.061

Новый взгляд на перспективы нефтегазоносности глубокозалегающих доюрских отложений Западной Сибири

С.А. Пунанова*, В.Л. Шустер

Институт проблем нефти и газа РАН, Москва, Россия

Сложнопостроенные низкопроницаемые породы-коллекторы пока малоизучены. Это замедляет освоение ресурсов нефти и газа юрских и глубокопогруженных доюрских отложений Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. Также нет единого мнения среди геологического сообщества относительно перспективности этих отложений с позиций генерации в них нефти и последующей её эмиграции. Существует много вопросов по строению и нефтегазоносности отложений баженовской свиты, ресурсы нефти которой составляют десятки миллиардов тонн. В статье рассмотрены проблемы нефтегазоносности и картирования неоднородного строения массивных пород, в том числе образований фундамента. Кроме того, оценены перспективы нефтегазоносности юрских и доюрских отложений северных регионов Западной Сибири с привлечением геолого-геохимических данных. Выявленные зоны высокопреобразованного органического вещества в отложениях баженовской свиты и ряд других фактов позволяют по-новому аргументировать перспективы нефтегазоносносности нижележащих отложений.

Ключевые слова: доюрские отложения, породы-коллекторы, перспективы нефтегазоносности, баженов-ская свита, углеводороды, нефть, Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн, микроэлементы, ванадий, ванадилпорфирины

Для цитирования: Пунанова С.А., Шустер В.Л. Новый взгляд на перспективы нефтегазоносности глубоко-залегающих доюрских отложений Западной Сибири. Георесурсы, 20(2), с. 67-80. DOI: https://doi.org/10.18599/ grs.2018.2.67-80

Введение

В настоящее время на севере Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (НГБ) пробурено свыше 220 поисковых и разведочных скважин, вскрывших мезозойские терригенные отложения в стратиграфическом диапазоне от верхней юры до триаса на глубинах от 2000 до 4000 м и более. Все они располагаются в Надым-Пурской, Пур-Тазовской и Гыданской нефтегазоносных областях. Значительный прогресс в изучении строения и нефтега-зоносности глубоких горизонтов севера Западной Сибири обозначился с проведения региональных и площадных сейсморазведочных работ, с бурения и исследования сверхглубоких скважин - СГ-6 и СГ-7, в результате чего накоплен определенный фактический материал (Хахаев и др., 2008; Бочкарев и др., 2000; Скоробогатов, 2017 и др.).

однако освоение ресурсов нефти и газа в юрских и особенно в глубокопогруженных отложениях доюрского возраста в Западной Сибири в настоящее время замедляется в связи с их недостаточной изученностью и трудностью интерпретации получаемых результатов. Особенно это касается геохимических и палеогеотермических оценок перспектив продуктивности недр на больших глубинах, превышающих 4,0-4,5 км. Среди геологов нет однозначной оценки перспектив нефтегазоносности отложений больших глубин, значительно переработанных в процессе их погружения, с позиций выявления коллекторов. Остается много неизведанного в особенностях строения

* Ответственный автор: Пунанова Светлана Александровна

E-mail: punanova@mail.ru

© 2018 Коллектив авторов

и нефтегазогенерации баженовской свиты титон-нижне-берриасовского возраста.

В предлагаемой статье мы детализируем некоторые положения разработанных нами ранее концепций, более углубленно рассматриваем геохимический аспект нефтегазоносности глубокозалегающих отложений. Кроме того, привлечены данные о содержании микроэлементов (МЭ), в частности ванадия (V), и металлопорфириновых комплексов (МПК) - ванадилпорфиринов ^р), в органическом веществе (ОВ) пород баженовской свиты и нефтях для оценки их термического преобразования. Мы предлагаем под новым углом зрения рассмотреть геологическое строение плотных отложений монолитных толщ, их не-фтегазоносность и выработать новый взгляд на проблему перспективности изучаемых отложений.

Низкопроницаемые породы-коллекторы

Необходимые и достаточные условия (геологические факторы) при формировании месторождений нефти и газа для отложений глубоких горизонтов остаются теми же, что и для образования скоплений углеводородов (УВ) в верхнем юрско-меловом комплексе пород. Это наличие ловушки, пород-коллекторов, флюидоупоров, благоприятная геохимическая и гидрогеологическая характеристика разреза. Однако изменяются (иногда кардинально) характеристики этих факторов и соответственно оценка перспектив нефтегазоносности, выбор направлений и объектов геологоразведочных работ.

Причиной значительного, порой принципиального отличия геологических условий верхнего (юрско-мелового) от нижнего доюрского (триас-палеозой-фундамент) этажа

НАУЧНО-ТВШИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ

является, во-первых, существенное уплотнение пород на больших глубинах под воздействием гидростатического давления, что приводит к изменению структуры и текстуры пород, разрыву пластов и, в целом, к изменению строения. Повышенная тектоническая активность на больших глубинах, по сравнению с глубинами в 3-4 км, также обуславливает существенное различие в строении пород-коллекторов и пород-флюидоупоров. Во-вторых, изменяется литологический состав пород: из преимущественно терригенных и карбонатных в верхнем этаже на те же, но уплотнённые породы, а также на эффузивно-терригенные, эффузивные и кристаллические (магматические) и метаморфические породы (в нижнем). В результате, с глубиной уменьшается проницаемость, изменяется характер пустотности: из порового типа она превращается в трещинно-поровую, трещинно-кавер-новую, и одновременно существенно уменьшаются её значения. Значительно меняется протяженность пластов, они разорваны на фрагменты, что легко проследить на сейсмических разрезах: на глубине оси синфазности зачастую разорваны. В глубоких горизонтах часто бывает затруднительно увязать корреляцию пластов по скважинам с сейсмическими материалами.

По целому ряду месторождений установлена крайняя неоднородность строения глубокозалегающих продуктивных толщ, в частности, хаотичное распределение в разрезе пород-коллекторов и приточных зон. Так, нами (Шустер, 2003) на хорошо изученном вьетнамском нефтяном месторождении Белый Тигр в образованиях фундамента выявлено (по материалам ГИС, сейсморазведки 3Д и результатам термогидродинамических исследований) крайне неравномерное распространение в залежи пород-коллекторов как по площади, так и по разрезу. Причем, при опробовании 500-800 метровых интервалов открытого ствола в скважинах основная часть притока нефти зафиксирована (по результатам термогидродинамических исследований в 20-ти скважинах) в 20-40 метровых интервалах. И, если на Центральном своде месторождения Белый Тигр нефтенасыщенные породы-коллекторы залегают сразу от поверхности фундамента, то на северном своде первые породы-коллекторы обнаружены в разрезе на глубине 500-600 м от поверхности. О неоднородности строения свидетельствует также резкое различие фильтрационно-ёмкостных свойств (ФЕС) пород-коллекторов и, как следствие, значений дебитов нефти. Так, полученные притоки нефти из скважин, как обобщенный показатель ФЕС пород, в залежи фундамента различаются на три порядка: от первых единиц до 2000 т/сут. Эти факторы труднообъяснимы с позиции классической физики. Залежь классифицируется как массивная.

Такая же картина в строении фундамента наблюдается на двух разведочных площадях Западной Сибири - Усть-Балыкском и Северо-Даниловском. На Усть-Балыкском месторождении породы-коллекторы, выявленные методом сейсморазведки с использованием рассеянных волн, сосредоточены в восточной части толщи фундамента, а на Северо-Даниловском коллекторы выявлены непосредственно под поверхностью фундамента, но распределены по площади крайне неравномерно. Неучёт сложного неоднородного строения фундамента, возможно, является

причиной того, что в Западной Сибири в этих отложениях до сих пор не открыто крупных по запасам залежей нефти и газа.

Возможно, следует рассматривать залежи УВ в массивных плотных породах с позиции модели «геофизической среды», нелинейной, иерархически неоднородной, энергетически насыщенной и активной (Николаев, 1991), т.е. с позиции перехода к новому пониманию свойств горных пород, что требует серьёзного дополнительного исследования и подтверждения.

Резкая неоднородность установлена в строении баженовской свиты Западной Сибири: изменение её ли-тологического состава как по площади, так и по разрезу, изменчивость чередования в разрезе пород-коллекторов и интервалов нефтяных притоков. Отсутствие надежных технологий картирования строения баженовской свиты, наряду с технологическими проблемами, не позволяет осуществить полномасштабное освоение ресурсов и запасов нефти этой уникальной толщи протяженностью 1 млн км, шириной 200 км.

Многочисленными исследованиями установлено, что пустотность плотных массивных пород приурочена, в основном, к трещинным и трещинно-каверновым коллекторам, которые и являются очагами аккумуляции нефти (газа). Нами (Шустер, 2003) было высказано предположение, что образование зон разуплотнённых трещиноватых пород в образованиях фундамента происходит под воздействием статических и динамических внутренних и внешних напряжений при относительно быстром снижении давления и температуры, сопровождаемом импульсом выделяемой энергии, который и является первопричиной разрушения. В баженовской свите трещиноватость («разуплотнённость») создается искусственно с помощью гидроразрыва.

Сегодня разработаны технологии сейсморазведки с использованием рассеянных волн, которые позволяют ещё до стадии бурения выделять в разрезе массивных толщ на перспективных разведочных площадях участки и зоны развития пород-коллекторов - потенциальных залежей нефти и газа. Следует отметить, что роль флюидоупоров для залежей нефти (газа) в образованиях фундамента могут играть не только региональные, но и зональные и локальные флюидоупоры. Причем, это могут быть не только глинистые или карбонатные толщи, но и эффузивные и кристаллические породы.

На севере Тюменской области, где открыты уникальные по запасам УВ сырья месторождения в меловых и верхнеюрских отложениях, наметился тренд снижения прироста запасов газа в этих отложениях. Бурение ранее проводилось лишь до глубины 3-4 км при мощности осадочного чехла по геофизическим данным до 9-11 км. Поэтому на сегодняшний день на повестке дня стоит вопрос о детальном изучении перспектив нефтегазо-носности нижне-среднеюрских и доюрских отложений (нижнего этажа), в том числе, и на месторождениях-гигантах севера Западной Сибири. По мнению ряда ученых (В.С. Бочкарева, А.М. Брехунцова, Н.П. Запивалова, И.А. Клещева, А.Э. Конторовича, И.А. Плесовских, В.А. Скоробогатова, В.С. Шеина, В.Л. Шустера и др.), к новым перспективным объектам отнесены базальные слои средней и нижней юры, осадочные отложения триаса и

SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL

GEDRESDURCES www.geors.ru

палеозоя, образования коры выветривания и зоны разуплотнения фундамента.

Оценка перспектив нефтегазоносности юрских и доюрских отложений

Исключительно важен геохимический аспект оценки перспектив нефтегазоносности юрских и глубокозалегающих доюрских отложений Западной Сибири. Проведенные нами исследования по составу битумоидов баженовских отложений Западно-Сибирского НГБ не только уточнили особенности ОВ самой свиты, но и дали дополнительную информацию для оценки с новых позиций возможной генерационной способности доюрских и палеозойских отложений.

Геохимическая детализация генетических особенностей органического вещества баженовской свиты

Актуальность изучения и повышенный интерес к отложениям баженовской свиты вполне закономерен и связан с ее известной уникальностью (ресурсами нефти) и необходимостью уточнения перспектив нефтегазоносности свиты на большей части территории бассейна. Отложения баженовской свиты, широко развитые в пределах ЗападноСибирского НГБ, довольно хорошо изучены и описаны О.А. Арефьевым и др.; В.И. Гончаровым; М.В. Дахновой и др.; А.Э. Конторовичем и др.; Д.В. Немовой и др.; И.И. Нестеровым и И.Н. Ушатинским; Г. С. Певневой и др. Однако относительно высокая степень изученности свиты не привела к однозначности в суждениях о происхождении в ней УВ нефтяного ряда и закономерностях их пространственного размещения. Так, одна часть исследователей полагает, что нефти баженовской свиты сингенетичны ОВ её пород (Лопатин, Емец, 1999; Конторович, Костырева, 2015 и др.). Другие авторы считают нефти в свите эпиге-нетичными или смешанными за счет вторичного их поступления из нижележащих отложений в зонах повышенной трещиноватости (Скоробогатов, 2017; Соболева, 2017 и др.). Существование разных взглядов на источник нефти еще более повысило научный и практический интерес к проблеме нефтегазоносности баженовской свиты, в частности, к геохимическим аспектам происхождения в них УВ. Отложения свиты представлены в основном черными битуминозными аргиллитами с примесью кремнистого и карбонатного материала, значительно обогащенными Сорг (до 10-15% на породу) и хлороформенным битумоидом (ХБА) (до 2% на породу). А.Э. Конторович и др. (2014) характеризуют эти породы как «карбонатно-глинисто-ке-роген-кремнистые». К окраинам бассейна седиментации в глинах появляется примесь песчаного материала, и их битуминозность существенно снижается.

Остановимся более детально на особенностях диагностики нефтепроизводящих толщ баженовских отложений, используя при этом МЭ критерии генетических связей «нефть - рассеянное ОВ». Поиск в разрезе осадочных толщ нефтематеринских свит и их диагностика является необходимым этапом оценки перспектив нефтегазонос-ности осадочных бассейнов. Сходство нефтей и син-генетичных ХБА пород по распределению МЭ может свидетельствовать об участии этих толщ в процессах нефтеобразования. Несомненно, биогенная природа

большинства МЭ нефтей дает полное основание для такой корреляции. Для более обоснованного суждения о наличии в осадочном разрезе нефтематеринских отложений необходимо четко разделять битуминозные компоненты на сингенетичные и эпигенетичные. Сингенетичный битумоид из пород с высоким значением органического углерода (Сорг) и низким коэффициентом битуминозно-сти (ß = ХБА/ Сорг, %) отличается, как правило, высоким содержанием V, Ni, Co, Mo и других МЭ, связанных с асфальтово-смолистыми компонентами, так называемых «тяжелых» МЭ. Концентрации этих МЭ могут оказаться на два порядка выше, чем в нефтях или в эпибитумоидах. Концентрация МЭ, ассоциирующих с масляными УВ компонентами, т.н. «подвижных» - Fe, Au, Pb, Cu и др., в этих битумоидах ниже, чем концентрация «тяжелых». Распределение МЭ в эпигенетичных битумоидах отражает их миграционный характер, иногда контаминационный, они более подвижны, имеют, по сравнению с сингене-тичными битумоидами, относительно низкие концентрации «тяжелых» МЭ (тот же порядок, что и в нефтях) (Пунанова, 2017; Пунанова, Чахмахчев, 1992).

Исследования МЭ состава битумоидов баженовской свиты (методом атомной абсорбции) и МПК (на приборе Specord) по площади распространения, проведенные авторами, показали её значительную неоднородность (Чахмахчев, Пунанова, 1992; Пунанова, 2017). Как можно видеть на рис. 1, содержание Vp в ОВ пород на территории бассейна изменяется от их полного отсутствия до весьма высоких значений. Так, ХБА пород западных районов характеризуется отсутствием или малыми значениями содержаний Vp. Центральные районы (Сургутский, Нижне-Вартовский, Александровский своды и некоторые районы севернее их) отличаются существенным обогащением ХБА порфиринами. Особенностью представленной схемы является зона аномально малых значений Vp в ХБА, выделенная на карте цветом, которая имеет северовосточное простирание и охватывает районы площадей Салымской, Каменной, Декабрьской, Верхне-Ляминской, Вынгаяхинской, Тарасовской и др. Распространяясь на районы площадей Губкинская - Тарасовская, эта зона продолжается на северо-запад в сторону Нового Порта.

На рис. 2 показана схема распределения содержаний V в ХБА пород баженовской свиты Западной Сибири. По значениям этого параметра вся территория бассейна значительно расчленена. Содержание V в ХБА изменяется от 0,83*10-2% (Угутский район) до 30*10-2% в западных районах бассейна (Каменная площадь, Хейгинский и Надымский районы). Четко трассируется аномальная зона низких значений содержания V, протягивающаяся от юго-западного направления в северо-восточное, также показанная на карте цветом. Эта зона повторяет по своей ориентации участки, выделенные на рис. 1 по аномально низкому содержанию Vp (Чахмахчев, Пунанова, 1992; Пунанова, 2017). Как известно, и нами ранее отмечалось, в условиях высоких палеотемператур Vp разрушаются, образуя пирролы и короткие цепочки УВ разного строения. В зонах катагенного преобразования нефти и ОВ теряют также существенную долю МЭ, в частности V (Т.В. Карасёва, О.В. Серебренникова и др., С.А. Пунанова и др.).

Детальное изучение в региональном плане состава ОВ пород свиты позволило выделить две его

НАУЧНО-ТВШИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ

Рис. 1. Схема распределения содержания ванадиевых порфи-ринов (Ур) в ОВ пород баженовской свиты Западной Сибири (Чахмахчев, Пунанова, 1992; Пунанова, 2017). I - площади отбора керна (числитель) с указанием содержания Ур (п*10'3%) в ОВ (знаменатель). Площади отбора керна: 1 - Новопортов-ская, 2 - Надымская, 3 - Хейгинская, 4 - Ямсовейская, 5 - Губ-кинская, 6 - Тарасовская, 7 - Вэнгаяхинская, 8 - Итурская, 9 - Коллективная, 11 - Вынгапуровская, 12 - Тагринская, 13 -Северная Еркальская, 14 - Верхнеляминская, 15 - Декабрьская, 16 - Каменная, 18 - Покачевская, 19 - Федоровская, 20 - Са-мотлорская, 21 - Соснинская, 22 - Медведевская, 23 - Меги-онская, 24 - Усть-Балыкская, 25 - Салымская, 26 - Угутская, 27 - Соимлорская, 28 - Межвежья, 29 - Стрежевая, 31 - Сургутская, 32 - Холмогорская, 33 - Матюшинская; II - изолинии содержания Ур в ОВ пород; III - зона аномально низких содержаний Ур.

генетические разновидности. Первая, слабо преобразованная, характеризуется низкими значениями (не более 7-8%) коэффициента битуминозности (в) и сравнительно высокими значениями коэффициента метаморфизма к = (П+Ф)/ (н-С17+н-С18) - до 0,8, а также относительно высокой концентрацией и разнообразием различных кислородсодержащих структур при повышенной суммарной ароматичности. Этот тип битумоида развит в отложениях Широтного Приобья. Вторая разновидность битумоидов характеризуется повышенным в (до 30%), низкими величинами к. (0,1-0,3), невысокой относительной концентрацией кислородсодержащих соединений и суммарной ароматичностью ХБА по отношению к группам СН2 н-алканов. В ХБА этого типа практически не обнаружены порфирины и ничтожно малы концентрации ванадия. Такие показатели, как отмечалось ранее, характерны для оВ высокой стадии преобразования. Эта геохимическая зона совпадает с зоной промышленной нефтеносности, а в региональном плане отразилась в виде широкой полосы, имеющей северо-восточное простирание. она охватывает часть Юганской впадины, Колтогорский

баженовской свиты Западной Сибири (Чахмахчев, Пунанова, 1992; Пунанова, 2017). I - площади отбора керна (числитель) с указанием содержания V (n*10-2%) в ОВ (знаменатель), площади отбора керна см. рис. 1; II- изолинии содержания Vв ОВ пород; III - зона аномально низких содержаний V.

прогиб, Салымское поднятие и протягивается далее на северо-запад.

Таким образом, выявленная неоднородность ОВ пород баженовской свиты может объясняться, с нашей точки зрения, различной их природой - сингенетичной и эпигенетичной. Такое расчленение битумоидов в НГБ является необходимым условием дальнейшего сопоставления ОВ пород и нефтей для выявления в разрезе нефтематеринских свит.

С целью сопоставления состава нефтей и ОВ пород баженовской свиты детально изучен разрез скважины №554 Салымского месторождения, которое входит в состав так называемого Большого Салыма. Пласт Ю , приуроченный к глинам баженовской свиты J3v1-K1b1, нефтеносен на значительной территории. Скважина №554 расположена в пределах контура нефтеносности на центральном куполе структуры. По результатам изучения ОВ пород баженовской свиты выявлено тесное подобие состава нефтей свиты и состава битумоидов пород. Оно выразилось в отсутствии порфиринов, непропорционально низких концентрациях V, близком количественном распределении МЭ и кислородсодержащих групп. В связи с тем, что сопоставление нефтей, скорее всего, проводилось с эпигенетичными битумоидами (в контуре нефтеносности), это подобие не является генетически сложившимся и не доказывает, а наоборот опровергает представления о связи промышленной нефтеносности свиты с генерационными способностями её ОВ, а выявленная близость - это результат контаминации ОВ пород нафтидами иных источников генерации.

SCIENT1FK AND TECHNICAL JOURNAL

GEDRESGURCES

www.geors.ru

особенности свиты, ее сланцевый характер и частое чередование более плотных и менее плотных пород - накопителей и производителей УВ, приводят к трудностям дешифровки собственно нефтематеринских прослоев в её строении. Эта неопределенность вызвана тем, что методы исследования традиционных УВ скоплений не применимы к нетрадиционным объектам, которые являются одновременно и нефтематеринскими, и нефтесодержащими. Любые перемещения флюидов внутри таких толщ приводят к изменению их состава, в частности, к обогащению более подвижными компонентами и обеднению смоли-сто-асфальтеновыми компонентами, с которыми связаны МЭ и МПК.

Исходя из этих соображений, для более корректной интерпретации полученных результатов, т.е. для уточнения природы эпигенетичного битумоида и роли оВ пород баженовской свиты в процессах нефтеобразования, и, учитывая отмеченную сложность выявления сингенетичной составляющей и источников нефтеобразования в баже-новской свите, нами были проведены экспериментальные работы по мягкому термолизу (до 300°С) глубоко дебиту-минизированного оВ для получения керогена. Подобие МЭ состава выделившихся продуктов (при термолизе) микроэлементному составу нефтей свиты будет свидетельствовать о сингенетичности нефтей оВ вмещающих пород. При обратных результатах более аргументированными становятся представления о вторичности нефти по отношению к породам свиты, что наглядно иллюстрирует рисунок (Рис. 3) (Чахмахчев, Пунанова, 1992; Пунанова, 2017): после прогрева не обнаруживается сходство МЭ отношений нефтей и сингенетичных битумоидов, как это наблюдалось до прогрева. Таким образом, в результате проведенных аналитических работ можно сделать вывод, что сходство нефти и оВ пород баженовской свиты не является генетическим, а проявляется за счет вторичной нефтеносности. Полученный после прогрева битумоид (за контуром нефтеносности), как в случае битумоида пород скважины .№554 (в контуре нефтеносности), по МЭ составу отличается от нефтей баженовской свиты Салымского месторождения по величине У/№, концентрационным

рядам распределения МЭ, а также по величине соотношений МЭ. Все это свидетельствует об эпигенетичном характере высокопреобразованных битумоидов, мигрирующих вероятно из нижних высокопрогретых горизонтов бассейна в более высокие и не связанных с сингенетич-ными слабо катагенетически преобразованными битумо-идами баженовских отложений. Привлечение данных по битуминологической характеристике и УВ составу оВ пород также свидетельствует о наличии в аномальных зонах высокопреобразованного оВ (Чахмахчев, Пунанова, 1992). Комплексное сопоставление УВ биомаркеров и МЭ в системе "кероген - битумоид - нефть" позволило поставить под сомнение нефтегенерирующую роль оВ ба-женовской свиты в границах Салымского месторождения.

Исходя из этого, можно предположить, что в пределах зон с аномально низкими содержаниями Vp и V или их полным отсутствием в битумоидах пород, происходило смешение битумоидов баженовской свиты с битумоидами, образовавшимися в более глубоких горизонтах при более высоких палеотемпературах. оВ баженовской свиты характеризуется стадиями преобразования конца МК1-МК2 (Я° = 0,45 - 0,85%), что соответствует второй половине главной зоны нефтеобразования (ГЗН) (Конторович и др., 2014; Неручев и др., 1986). Приведенные данные подтверждают возможный подток жидких УВ из нижележащих отложений юры (васюганской и тюменской свит), триаса и палеозоя, способных быть генератором высокой продуктивности всего юрского и нижележащего разреза. Протягивается зона через Юганскую впадину, Колтогорский прогиб, Салымское поднятие и далее на северо-запад к полуострову Ямал. Территория высоко-преобразованного оВ соответствует распространению триасовых рифтов, гранитоидных массивов и флюидо-проводящих разломов в фундаменте (Конторович и др., 2008; Фомин, 2011). По данным бассейнового моделирования (Ступакова и др., 2015), триасовый рифтогенез и последующее развитие бассейна привели к глубинным региональным разломам, благоприятным для вертикальной миграции флюидов. Результаты математического моделирования показали, что эта зона практически совпадает

Ni/Cu Fs/Cu feiZn Zti/РЬ M/Fe CufZn

Рис. 3. Сопоставление МЭ соотношений в ОВ пород и нефтях до прогрева (а) и после прогрева (б) (Чахмахчев, Пунанова, 1992; Пунанова, 2017). Отношения МЭ: I - в нефтях, II - в ХБА пород баженовской свиты в контуре нефтеносности, III - в ХБА пород баженовской свиты за контуром нефтеносности.

НЮЧНО-ТЕХНИЧЕСЩЙ ЖУРНАЛ

www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ

с перспективной зоной нефтеносности доюрских отложений (Шустер, Пунанова, 2014) и с существующей нефтеносностью Ханты-Мансийского и Нюрольского регионов.

Некоторые исследователи имеют другую точку зрения по поводу генезиса нефти в баженовской свите, считая ее сингенетичной ОВ самой свиты, опровергая эпигенетич-ный или смешанный её характер. Так Н.П. Фадеева, А.В. Ступакова и др. считают, что в этом районе отложения баженовской свиты находятся в нефтяном окне (середина-вторая половина ГЗН), исходное ОВ - фитогенное, и оно само может генерировать нефть; а битумоиды, принимаемые нами за эпигенетичные, являются паравтохтонными, перемещенными в самой нефтематеринской толще. Ряд исследователей (Фомин, 2011, Конторович, Костырева, 2015 и др.) признают наличие зон высокопреобразован-ного ОВ собственно баженовских отложений, например, на Чупальском и Малобалыкском месторождениях, подтверждая это пиролитическими и углепетрографическими характеристиками, а также повышенным температурным градиентом. Дополнительному прогреву отложений и повышению катагенеза по сравнению с близко расположенными площадями, где отложения баженовской свиты находятся на градациях катагенеза МК1-МК2, способствовали и разломы, фиксируемые на этих территориях.

С другой стороны, исследования, опубликованные в последние годы, достаточно аргументированно подтверждают смешанный характер битумоидов в баженовских отложениях и возможность формирования нефтеносности свиты за счет других источников генерации. Так, в работе (Соболева, 2017) при интерпретации результатов детального УВ состава большой выборки нефтей (более 80 проб нефти Западно-Сибирского НГБ) сделано предположение, что кроме «собственного ОВ баженовской нефтегазома-теринской свиты в формировании состава нефти принимали участие углеводородные флюиды васюганской, тюменской свит и возможно палеозойских пород. Подток легких жидких УВ и газов происходил по зонам разломов разного генезиса и длительности существования».

Безусловно, выявление нефтематеринских отложений в сланцевых формациях баженитов, доманикитов, мели-нитов - достаточно сложная задача. Начиная со времён И.М. Губкина и по сей день ведутся горячие споры о нефтегенерационных способностях верхнедевонской доманиковой толщи Волго-Урала. Её нефтематеринские свойства не вызывают сомнения, а вот масштабы возможного отделения микронефти из толщи подвергаются дискуссии Тем не менее, в отложениях доманика в разуплотненных трещиноватых прослоях-коллекторах обнаруживают остаточную микронефть (которую теперь называют сланцевой нефтью), и из пластов битуминозных кремнисто-карбонатных пород получают притоки УВ полупромышленного и промышленного характера (Гордадзе, Тихомиров, 2006; Дахнова, Можегова, 2015; Плотникова и др., 2015; Ступакова и др., 2015; Мухаметшин, Пунанова, 2015). И.Н. Плотниковой и др. (2017) на основании исследований геохимических характеристик битумоидов семилукского горизонта и нефти эйфельско-франского терригенного комплекса сделан вывод о том, что в семи-лукском горизонте, наряду с сингенетичным рассеянным веществом, присутствуют подвижные битумоиды, идентичные нефтям нижележащих терригенных отложений

пашийского и тиманского горизонтов. В связи с этим, авторы считают битумоиды в доманиковой толще миграционными, а сами отложения доманиковой фации следует рассматривать в качестве «аккумуляционной или аккумуляционно-генерационной системы, нефтяные залежи которой сформировались за счет нефтяных систем, генерированных в иных источниках».

Сходные выводы были нами получены при детальном изучении состава ХБА глинистых отложений менилитовой свиты олигоценового возраста (верхний палеоген) Предкарпатского краевого прогиба Северо-Предкарпатского НГБ. Исследование связи нефтей и ОВ пород позволило нам выделить две разновидности битумоидов - сингенетичную и эпигенетичную, значительно отличающиеся друг от друга по содержанию МПК. Сингенетичный тип выявлен в образцах с площадей Танявское, Пасечнянское и Сходницкое. Он характеризуется низкой величиной в (до 7-8%) и высокими концентрациями ванадилпорфиринов ^р) (до 1,6% на ХБА), что говорит о невысокой стадии преобразования ОВ. В эпигенетичных битумоидах, полученных из отложений с площадей рожнятовское, Долинское, как и в нефтях месторождений Долинское, Танявское, Рожнятовское, Сходницкое, Битковское, Лопушнянское из менилитовых отложений с глубин от 2513 до 4712 м, отсутствуют Vp. Это обстоятельство, а также особенности УВ состава и распределение кислородсодержащих групп свидетельствуют о более высокой их катагенной превращенности. Исходя из выявленных генетических различий в составе нефтей и ОВ пород, а также разной степени их катагенети-ческого преобразования, менилитовые глинистые черные сланцы, вероятно, не являлись единственно генерирующими источниками для УВ систем из кайнозойского разреза Предкарпатья. Формирование залежей нефти возможно проходило за счет смешения, либо обусловлено миграцией жидких УВ из более глубокопогруженных зон развития мезо-палеозойского осадочного комплекса (Маевский и др., 1992).

Резюмируя приведенный довольно обширный материал по особенностям распределения ОВ в отложениях баженовской свиты Западно-Сибирского НГБ и других регионов с распространением подобной черносланцевой формации, можно констатировать наличие зон с внедрением высокопреобразованных эпигенетичных битумоидов, катагенно измененных глубинными процессами, что, на наш взгляд, повышает перспективы нефтегазоносности исследуемого региона за счет дополнительного, кроме ОВ собственно баженовских отложений, источника углеводородов. Эти источники могут быть связаны с не-фтепроизводящими юрскими (васюганская и тюменская свиты) и глубокопогруженными доюрскими осадочными отложениями - триасовыми и палеозойскими.

Оценка перспектив нефтегазоносности нижне-среднеюрских и доюрских отложений

К 2016 г. в пределах Западно-Сибирского НГБ открыто 902 месторождения УВ, в том числе 350 с залежами в юрском комплексе. Наибольшее число залежей (624 залежи на 210 месторождениях) обнаружено в тюменской свите, в баженовской свите выявлено 80 залежей. Наибольшие начальные открытые запасы нефти сосредоточены в

8С1ЕИТ1РК А№ ТЕСНМЮЛ.

ЕЕ^ЕБРЦ^ЕБ www.geors.ru

нижне-среднеюрском нефтегазоносном комплексе центральных и северных районов бассейна (17,6 млрд т, геол.), наименьшие - в баженовской свите (0,6 млрд т, извлек.) (Скоробогатов, 2017). В наших предыдущих исследованиях вопросы оценки перспектив нефтегазоносности юрских и доюрских отложений были достаточно глубоко проработаны (Виноградова, Пунанова, 2006; Чахмахчев и др., 2003; Пунанова, Шустер, 2012; Дмитриевский и др., 2012; Шустер, Пунанова, 2016). Остановимся кратко на основных положениях.

По представлениям (Шемин и др., 2001), наиболее информативными показателями оценки перспектив применительно к юрским отложениям Надым-Тазовского междуречья являются тектонический и литолого-фа-циальный, так как именно они контролируют развитие здесь наиболее крупных скоплений УВ. Ю.Н. Карогодин (2004) придает большое значение роли геодинамических процессов в формировании уникальных по масштабам месторождений северных и арктических регионов Западной Сибири. Именно здесь, в отличие от других

областей Западной Сибири, в неоген-четвертичное время проявились интенсивные структурно-формационные движения с образованием поднятий-ловушек с амплитудами более 200 м. Такого же мнения придерживается и В.А. Скоробогатов (2003), который считает, что в зависимости от тектонического строения осадочного бассейна, литолого-фациальной характеристики осадочного чехла и геотермического режима условия онтогенеза, УВ существенно различаются и приводят к формированию различных по крупности и фазовому состоянию месторождений.

Исходя из приведенных выше соображений, нами было обращено особое внимание на литолого-фациальную обстановку осадконакопления, на стадийность катаге-нетического преобразования ОВ отложений, а также на структурные особенности региона в связи с масштабностью месторождений. Материал проиллюстрирован картами-схемами (Рис. 4 и 5).

Анализ связи масштабности месторождений со структурными элементами выявил приуроченность уникальных и крупных по запасам месторождений к

Рис. 4. Схематическая карта размещения углеводородных скоплений разного фазового состояния в нижне-среднеюрском НГК в связи с фациальными особенностями осадков

www.geors.ru

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

ГЕйРЕСУРСЫ

Рис. 5. Схематическая карта размещения углеводородных скоплений разного фазового состояния в нижне-среднеюрском НГК в связи с катагенезом ОВ базальных горизонтов юры. Условные обозначения: месторождения по начальным запасам и тип залежи - см. рис. 4. Нефтегазоносные области: I - Ямальская; II - Гыданская; III - Надым-Пурская; IV - Пур-Тазовская; V - Енисейско-Хатангская (Усть-Енисейская); VI - Среднеобская; VII - Фроловская; VIII - Васюганская. Структурные элементы: А - СевероЯмальский мегавал; Б - Средне-Ямальский мегавал; В - Бованенковско-Нурминский наклонный мегавал; Г - Геофизический мезовал; Д - Южно-Ямальский мезовал; Е - Тазовский мегавал; Ж - Центрально-Уренгойский мезовал; З - Медвежье-Нугинский наклонный мегавал; И - Среднепурский наклонный мегапрогиб; К - Русско-Часельский мегавал; Л - Термокарстовый выступ; М - Надымская гемисинеклиза; Н - Южно-Надымская мегамоноклиза; О - Северный свод; П - Етыпуровский мегавал; Р - Вынгапуровский мегавал; С - Восточно-Пурская мегамоноклиналь; Т - Верхне-Толькинский свод; У - Мангазейская зона поднятий; Ф - Нерутинская впадина.

крупным положительным структурным элементам - мега-и мезовалам. При выделении тектонических зон были использованы материалы В.А. Конторовича и др., Г.Г. Шемина и др. (Рис. 5). В юрских отложениях наиболее крупные месторождения приурочены к положительным структурам 1-ого порядка (мегавалы) и 2-ого порядка (мезовалы), а также к положительным структурам, осложняющим борта мегамоноклиналей. Бованенковское месторождение (крупное по запасам в J1-2) располагается на Бованенско-Нурминском мегавалу; Новопортовское (уникальное по запасам в J1-2) - на Южно-Ямальском мезовалу;

Новогоднее месторождение (крупное по запасам в J3) - на Вынгапуровском меговалу, Уренгойское (среднее по запасам в J1-2 и J3) - на Центрально-Уренгойском мезовалу. Харампурское месторождение (крупное по запасам в J3) размещается в Восточно-Пурской мегамоноклинали. Мелкие месторождения тяготеют к сводам и впадинам (мегапрогибы и прогибы). Например, на Северном своде встречены залежи исключительно с мелкими запасами. Однако эта связь не исключает возможности обнаружения на этих же структурах месторождений с другими категориями запасов.

SCIENTl FK AND TECHNICAL JOURNAL

GEPRESPURCES www.geors.ru

Проанализированные нами (Пунанова, Виноградова, 2006; 2008) толщины, распространение формаций, величины запасов УВ скоплений и их фазовое состояние показаны на рис. 4. Нижне-среднеюрский НГК в северных районах Западно-Сибирского НГБ представлен (Немченко, 2000; Рудкевич и др., 1988) двумя формаци-онными рядами - двумя песчано-алеврито-глинистыми формациями:

- прибрежно-морской и континентальной, ритмично -горизонтально-слоистой;

- прибрежно-континентальной линзовидно-слоистой.

Отличия формаций проявляются в более морском

характере первой и континентальности второй. Обе формации сероцветные и темноцветные, субугленосные. Они содержат ОВ гумусового и сапропелево-гумусового типа. Количество С в глинистых и аргиллитовых разностях

орг А А

изменяется от 2 до 3%. Если толщины первой формации варьируют от 0,5 км на юго-западе до 2,5 км на северо-востоке, то толщины отложений второй формации, распространенной в юго-западной и южной частях региона, колеблются от 0,5 до 1 км. О.И. Бостриков и др. (2012) по леонтьевскому горизонту тюменской свиты средней юры, наиболее широко развитому в исследуемом нами регионе (охватывает более 80% территории Западно-Сибирского НГБ), приводит следующий диапазон изменений Сорг: в отложениях глубокого шельфа центральной части Ямало-Гыданской области содержание Сорг достигает максимальных величин (до 3%), уменьшаясь к югу и юго-западу до 1%. Тип ОВ выражен долей аквагенных (сапропелевых) компонентов (остальная часть ОВ представлена гумусовой террагенной составляющей в основном высших растений). Эта доля изменяется от 75% до 25%. В пределах Ямало-Гыданской области преобладало глубоководное шельфовое море. Здесь накапливались глинистые и глинисто-алевритовые осадки с содержанием аквагенных компонентов в интервале 50-75%. Юго-западное обрамление Ямало-Гыданской области характеризуется в это время осадками мелководного шельфа с меньшим содержанием аквагенных компонентов - до 25-50%.

Анализ материала, касающегося стадийности преобразования ОВ региона, свидетельствует о существенном разнообразии точек зрения исследователей (Немченко, 2000; Фомин и др., 2001) и о различной рисовке на картах зон катагенетического преобразования ОВ. При построении схематических карт катагенеза ОВ нижне-среднеюрского и верхнеюрского НГК нами в основу построений взята карта А.Н. Фомина и др. (2001), как наиболее представительная, основанная на большом фактическом материале.

Степень катагенетической преобразованности ОВ базальных горизонтов юры значительно меняется по территории и представлена всей шкалой катагенеза -от градаций ПК3 до АК1-3. Наименее преобразованное ОВ (ПК3) наблюдается на западном периферическом внешнем борту бассейна. Зона слабого мезокатагенеза ОВ =0,5-0,85%) примыкает тонкой полосой с востока к этой области. Наибольшие площади северной части Западно-Сибирского НГБ представлены тремя градациями катагенеза (Фомин и др., 2001): стадиями МК2, МК3 и АК1 т.е. умеренным, сильным мезокатагене-зом и апокатагенезом. На схематической карте (Рис. 5) показаны границы зон распространения трех стадий

преобразованности ОВ и приуроченные к ним месторождения УВ с различными запасами. Здесь же приведены границы зон скоплений УВ различного фазового состава (Виноградова, Пунанова, 2006).

Рассмотренным трем зонам стадийности катагенети-ческого преобразования ОВ в базальных горизонтах юры отвечают соответствующие по фазовому состоянию типы УВ скоплений: зоне умеренного катагенеза - нефтяные залежи; в зоне сильного мезокатагенеза преобладают ГКН залежи; зоне апокатагенеза - область газоконденсатных залежей с низким конденсатным фактором. Выделенные зоны вероятнее всего продолжаются в южные акватории Карского моря.

Сопоставление стадийности катагенетического преобразования ОВ юрских отложений с величиной начальных запасов УВ не выявило между ними прямой зависимости. Как отмечалось многими геохимиками и подтвердилось проведенным исследованием, степень катагенеза ОВ определяет тип УВ флюида: с увеличением градаций катагенеза тип залежи меняется от нефтяной к газокон-денсатнонефтяной и газоконденсатной.

Таким образом, анализ пространственного распределения месторождений по величине геологических запасов в нижне-среднеюрском НГК показал достаточно четкую связь со структурными особенностями региона. Наметилась зависимость величин запасов от палеофа-циальной обстановки осадконакопления и толщин отложений, а также от катагенетической преобразованности исходного ОВ (Виноградова, Пунанова, 2006; Пунанова, Виноградова, 2006; 2008).

Общим моментом для характеристики изучаемых НГК является наличие в каждом комплексе достаточно мощных нефтегазоматеринских свит, которые в силу имевших место катагенетических условий («нефтяное и газовое окно») стали нефтегазопроизводящими, способными генерировать большие количества битумоидов и газов. Наличие ловушек и низкопроницаемых экранов-покрышек способствовало скоплению образовавшихся УВ и их сохранности. Наблюдаемый характер распространения по площади и разрезу скоплений УВ различного фазового состояния отвечает эволюционному развитию толщ и их исходного ОВ, т.е. стадийности их катагенетического преобразования: от глубинных чисто газовых залежей через переходные и нефтяные к скоплениям протоката-генетических газов и нафтеновых конденсатов и нефтей ранней генерации. Установленные и прогнозируемые границы зон распространения УВ скоплений различного фазового состояния в изученных НГК севера Западной Сибири отвечают градациям катагенетического преобразования исходного ОВ и его фациально-генетическо-му составу (Виноградова, Пунанова, 2006). Отложения нижне-среднеюрского возраста, содержащие в основном ОВ гумусовой природы (угленосные и субугленосные континентальные формации), классифицируются как газопроизводящие, что и привело к сосредоточению в этих отложениям крупных газовых и газоконденсатных залежей. Тип ОВ в отложениях вехнеюрского возраста характеризуется как смешанный, гумусово-сапропелевый, являющийся источником преимущественно нефтяных скоплений.

Таким образом, по величине геологических запасов,

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

www.geors.ru ГЕРРЕСУРСЫ

статистическим закономерностям распределения ресурсов, их пространственному размещению и фазовому состоянию скоплений каждый исследованный НГК мезозойских отложений северных регионов Западной Сибири является самостоятельным, а масштабность скоплений контролируется факторами, присущими индивидуально каждому комплексу. Именно тектонические, литолого-фациальные и катагенетические особенности процессов нефтегазогенерации контролируют как фазовое состояние залежей, так и дифференцированность скоплений по величине геологических ресурсов (Пунанова, Виноградова, 2008).

оценка нефтегенерационного потенциала, проведенная пиролитическими методами по материалам бурения Тюменской СГ-6 и Ен-Яхинской СГ-7, а также исследование образцов из палеозойских отложений северного обрамления Западно-Сибирского НГБ значительно изменили негативные взгляды многих исследователей на возможность генерации нефти оВ палеозойских отложений (Башков и др., 2001; Белоконь и др., 1994; Горбачев и др., 1996; Дмитриевский и др., 2012; Ехлаков и др., 2000; Конторович и др., 2001; Лопатин и др., 1997, 1999; Прасолов и др., 2000; Хахаев и др., 2008; Чахмахчев и др., 2004; и др.).

По анализу керна СГ-6 в пределах тюменской, котух-тинской, ягельной, новоуренгойской и варенгаяхинской свит повсеместно развиты продуктивные, среднепро-дуктивные и высокопродуктивные нефтегазоматеринские породы с повышенными содержаниями оВ сапропеле-во-гумусового типа и битумоидов. В палеозойских отложениях, подстилающих эффузивно-осадочную толщу триаса, развиты нефтегазоматеринские породы, которые по степени продуктивности отнесены к продуктивным и высокопродуктивным нефтематеринским и газоматеринским толщам.

Исследования керна и шлама скважины СГ-7 свидетельствуют о том, что повышенные значения генерационного потенциала пород отмечаются в отложениях покурской, тангаловской, баженовской и тюменской свит. Главная зона нефтеобразования зафиксирована в интервале глубин 2850-4700 м, в котором резко возрастает концентрация свободных и сорбированных УВ (до 1,6 мг УВ/г породы), повышаются величины индекса продуктивности и Т . Газогенерационные свойства

пород сохраняются вплоть до подошвы осадочных толщ (6921 м). Практически по всему разрезу скважины, включая и эффузивный комплекс пород, отмечается интенсивная миграция УВ флюидов. В разрезах палеозоя северного обрамления Западно-Сибирского НГБ (обнажения Полярного Урала на Щучьинском выступе, Западного Таймыра и Нижне-Пурского вала) на основе данных пиролиза по характеристике нефтегенерационного потенциала и распределению УВ биомаркеров выделены толщи, обладающие благоприятными нефтегенерацион-ными параметрами. Зоны аккумуляции УВ можно ожидать в пределах структур, подобных Нижне-Пурскому валу, где эти породы находятся в ГЗН, а также в других регионах, где эти отложения залегают на значительных глубинах и перекрыты хорошими покрышками (Костырева и др., 2008; Болдушевская и др., 2008; Кирюхина и др., 2012).

основываясь на существенных различиях интенсивности процессов палеопрогрева осадочных толщ всей территории Западно-Сибирского НГБ с глубиной в зависимости от возраста консолидации фундамента (Конторович и др., 2008; Фомин, 2011), нами прогнозируются глубины процессов генерации УВ в соответствии с R0 и палеотем-пературами. Наиболее высокие генерационные показатели нефтегазопроизводящих толщ и большие глубины обнаружения нефтяных скоплений (до 4200 м) можно ожидать в областях с добайкальским фундаментом, а в областях жесткого палеопрогрева основными нефтегенерацион-ными толщами будут юрские. Глубины обнаружения нефтяных скоплений здесь ограничиваются 3200 м (Табл. 1) (Дмитриевский и др., 2012).

Базируясь на анализе геохимических показателей, большинство исследователей считает, что нефти юрского и доюрского комплекса (зона контакта фундамента и чехла) образуют близкую по физико-химическим характеристикам и углеводородному составу группу с единой флюидодинамической системой и общим очагом нефте-газообразования. Нефтематеринскими признаются как нижнеюрские, так и верхнеюрские отложения (Москвин и др., 2001 и др.). Однако проведенное нами (Пунанова, 2017) сопоставление содержаний биофильных элементов V, №, Fe, Мо, Си в нефтях и битумоидах Шаимского района с привлечением данных по редкоземельным элементам (РЗЭ) (Федоров и др., 2008, 2010) по месторождениям Ханты-Мансийское, Даниловское, Ловинское,

Цикл консолидации фундамента (Конторович и др., 2008; Фомин, 2011) Основные области распространения (Конторович и др., 2008; Фомин, 2011) Температурный режим Вероятные нижние границы генерации УВ, м

нефти легкой нефти и ГК

Добайкальский Приенисейская, часть Мансийской синеклизы, Сургутский и Нижневартовский св. Низкий 4200 5200

Герцинский, каледонский Центральная и юго-восточная части Западной Сибири Средний 3650 4400

Триасовые рифты, гранитоидные массивы и флюидопроводящие разломы в фундаменте Шаимский, Красноленинский и другие своды Интенсивный 3200 4050

Табл. 1. Предполагаемые глубины протекания процессов нефтегазообразования

SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL

GEPRESPURCES www.geors.ru

Мартымья-Тетеревское и др. свидетельствует о существенном отличии нафтидов палеозоя и коры выветривания от юрских. Также резкие различия нефтей юрских, триасовых и палеозойских комплексов по МЭ показателям проявляются в Нюрольском регионе (Пунанова, 2002). Все эти факты связаны, вероятно, с наличием локальных очагов нефтеобразования в собственно палеозойских и доюрских отложениях. Эти данные подтвердили выводы, сделанные нами выше на основании термолиза ОВ баженовских отложений. Таким образом, при сравнении уВ и МЭ составов нафтидов юрского и палеозойского комплексов делается вывод о двух возможных источниках генерации нефти - это сингенетичное ОВ осадочного палеозоя и ОВ, генерируемое юрскими осадочными и триасовыми вулканогенно-осадочными отложениями.

Заключение

В связи с резкой неоднородностью строения на разведочных площадях и месторождениях в плотных массивных породах, выражающейся в «хаотичном» распространении в толще пород-коллекторов с различными ФЕС и зон притоков нефти (газа), необходимо по-новому подходить к выбору местоположения и глубины проектных скважин на перспективных площадях. На стадии работ, предваряющей бурение разведочных скважин, необходимо проводить сейсморазведочные работы с использованием рассеянных волн, которые позволяют выявлять в толще зоны и участки повышенной энергии рассеянных волн, т.е. пород-коллекторов. Причем, зонам с максимальными значениями энергии соответствуют интервалы разреза с наилучшими ФЕС пород-коллекторов и максимальными дебитами нефти в скважинах. Эта технология может применяться и в низкопроницаемых толщах баженовской свиты.

По особенностям распределения ОВ в отложениях баженовской свиты Западно-Сибирского НГБ и в черно-сланцевых формациях других регионов выявлены зоны внедрения высокопреобразованных эпигенетичных биту-моидов, катагенно измененных глубинными процессами. Это на наш взгляд повышает перспективы нефтегазонос-ности исследуемого региона за счет дополнительного, кроме ОВ собственно баженовских отложений, источника углеводородов. Эти источники могут быть связаны с не-фтепроизводящими юрскими (васюганская и тюменская свиты) и глубокопогруженными доюрскими осадочными отложениями - триасовыми и палеозойскими.

Резюмируя приведенный довольно обширный материал, можно констатировать, что ряд обнаруженных фактов позволяет с новых позиций высоко оценить перспективность юрских и глубокопогруженных доюрских отложений Западно-Сибирского НГБ. К таким новым аргументам можно отнести трассируемые зоны высокопреобразованного ОВ в битумоидах баженовской свиты, свидетельствующие о наличии очагов генерации в нижележащих осадочных толщах, геохимические данные о процессах нефтеобразования in situ в палеозойском комплексе, благоприятную геохимическую обстановку доюрских отложений, что выражается в относительно высоком содержании Сорг и битумоидов, в умеренной и достаточной катагенетической прогретости недр, высоком реализовавшемся генерационном потенциале.

В комплексе с другими геологическими предпосылками - коллекторами и покрышками, изучаемые отложения можно рассматривать как перспективный объект для открытия в нем месторождений нефти и газа. Причем, наиболее перспективная область - это зона эпигенетичного миграционного битумоида, которая протягиваются через Юганскую впадину, Колтогорский прогиб, Салымское поднятие и далее на северо-запад к полуострову Ямал и, возможно, в Карское море. Новые аргументы дают дополнительный импульс к широкому развертыванию научно-обоснованных работ на юрские и глубокие доюр-ские горизонты Западно-Сибирского НГБ - нижний этаж нефтегазоносности как в пределах его северной части (Обской, Тазовской и Гыданской губ), так и на морских акваториях, которые подтвердят предсказания основоположника нефтяной геологии акад. А.А. Трофимука, что палеозойская нефть в Западной Сибири действительно является «золотой подложкой» её мезозойских богатств.

Финансирование

Статья написана в рамках выполнения государственного задания по теме «Фундаментальные проблемы геологии, геохимии и гидрогеологии нефтегазоносных осадочных бассейнов. Обоснование значимых факторов эффективного прогноза крупных скоплений УВ в неструктурных условиях», №АААА-А16-116022510269-5.

литература

Бостриков О.И., Ларичев А.И., Фомичев А.С. (2011). Геохимические аспекты изучения нижнесреднеюрских отложений Западно-Сибирской плиты в связи с оценкой их УВ-потенциала. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 6(3), http://www.ngtp.ru/rub/1/31_2011.pdf.

Бочкарев В.С., Брехунцов А.М., Дещеня Н.П. и др. (2000). Геолого-тектонические модели севера Западной Сибири и проблема поиска залежей УВ в глубоких горизонтах. Сб. «Критерии оценки нефтегазоносности ниже промышленно освоенных глубин и определение приоритетных направлений геологоразведочных работ», Пермь, с. 201-202.

Виноградова Т. Л., Пунанова С.А. (2006). Углеводородные скопления юрских отложений севера Западной Сибири и особенности их геологических ресурсов. Доклады РАН, 410(2), с. 220-224.

Дмитриевский А.Н., Шустер В.Л., Пунанова С.А. (2012). Доюрский комплекс Западной Сибири - новый этаж нефтегазоносности. Проблемы поисков, разведки и освоения месторождений углеводородов. Изд.-во: Lambert Academic Publishing, Saarbruchen, Germany, 135 с.

Карогодин Ю.Н. (2004). Роль геодинамических процессов в формировании уникальной Уренгойско-Ямбургской газоносной зоны севера Западной Сибири. Тез. Второй междунар. конф. «Геодинамика нефтегазоносных бассейнов», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Т. 2, c. 41-44.

Конторович А.Э., Бурштейн Л.М., Казаненков В.А., Конторович В.А., Костырева Е.А., Пономарева Е.В., Рыжкова С.В., Ян П.А. (2014). Баженовская свита - главный источник ресурсов нетрадиционной нефти в России. Георесурсы, геоэнергетика, геополитика, 2(10). http:// oilgasjournal.ru/vol_10/kontorovich.html

Конторович А.Э., Костырева Е.А. (2015). Органическая геохимия битумоидов баженовской свиты центральных районов Западной Сибири. «Черные сланцы: геология, литология, геохимия, значение для нефтегазового комплекса, перспективы использования как альтернативного углеводородного сырья»: Матер. всеросс. науч.-практ. конф., Якутск: Ахсаан, c. 150-154.

Конторович А.Э., Фомин А.Н., Красавчиков В.О., Истомин А.В. (2008). Катагенез органического вещества мезозойских и палеозойских отложений Западной Сибири. Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности. Сб. материаловВНИГРИ, СП-б., c. 68-77.

Лопатин Н.В., Емец Т.П. (1999). Нефтегенерационные свойства и катагенез глинистых пород мезозойско-пермских стратотипов, вскрытых Тюменской сверхглубокой скважиной СГ-6. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 6, c. 9-19.

Маевский Б.И., Чахмахчев В.А., Разумова Е.Р., Пунанова С.А. и др. (1992). О происхождении углеводородных залежей в палеогеновых

НЮЧНО-ТЕХНИЧЕСЩЙ ЖУРНАЛ

www.geors.ru ГЕРРЕСУРСЫ

отложениях Предкарпатья. Отечественная геология, 10, с. 9-16.

Москвин В.И., Костырева Е.А., Моисеева Н.В. и др. (2001). Геохимия нефтей Шаимского района. Тезисы докл. науч.-практ. конф. «Геохимия в практике поисково-разведочных работ на нефть и газ», М.: ВНИГНИ, c. 101-102.

Немченко Н.Н. (2000). Избранные труды, посвященные проблемам нефти и газа. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 456 с.

Неручев С.Г., Рогозина Е.А., Зеличенко И.А. и др. (1986). Нефтегазообразование в отложениях доманикового типа. Л.: Недра, 448 с.

Николаев А.В. (1991). Развитие нетрадиционных методов в геофизике. Сб.: Физические основы сейсмического метода. М.: Наука, с. 5-17.

Плотникова И.Н., Остроухов С.Б., Лаптев А.А., и др. (2017). Миграционный аспект формирования нефтеносности доманика Татарстана. Георесурсы, 19(4), Ч. 2, с. 348-355.

Пунанова с.А. (2002). Геохимические особенности палеозойских нефтей Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. Нефтехимия. 42(6), с. 428-436.

Пунанова С.А. (2017). Прикладная металлогения нафтидов. Актуальные проблемы нефти и газа, 2(17), 13 с. http://oilgasjournal.ru

Пунанова С.А., Виноградова Т.Л. (2006). Прогноз фазового состояния углеводородных скоплений в мезозойских отложениях севера Западной Сибири. Геохимия, 9, с. 983-995.

Пунанова С.А., Виноградова Т.Л. (2008). Газонефтеносные комплексы северных регионов Западной Сибири и особенности их геологических ресурсов. Геология нефти и газа, 3, с. 20-30.

Пунанова С.А., Чахмахчев В.А. (1992). Экспериментальные исследования преобразования микроэлементного состава нафтидов при процессах их миграции, катагенеза и гипергенеза. Сб. «Моделирование нефтегазообразования». М.: Наука, с. 119-124.

Пунанова С.А., Шустер В.Л. (2012). Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности доюрских отложений Западно-Сибирской платформы. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 6, с. 20-26.

Рудкевич М.Я., Озеранская Л.С. Чистякова Н.Ф. и др. (1988). Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна. М.: Недра, 181 с.

Скоробогатов В.А. (2017). Юрский продуктивный комплекс Западной Сибири: прошлое, настоящее, будущее. Вестник газовой науки, 31, с. 36-58.

Скоробогатов В.А. (2003). Генетические причины уникальной газо-и нефтеносности меловых и юрских отложений Западно-Сибирской провинции. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 8, с. 8-14.

Соболева Е.В. (2017). Формирование состава нефтей пласта Ю ба-женовской свиты Салымского месторождения. Георесурсы, Спецвыпуск, Ч. 2, с. 144- 154.

Ступакова А.В., Соколов А.В., Соболева Е.В. и др. (2015). Геологическое изучение и нефтегазоносность палеозойских отложений Западной Сибири. Георесурсы, 2(61), с. 63-76. DOI: http://dx.doi. org/10.18599/grs.61.2.6

Фомин А.Н., Конторович А.Э., Красавчиков В.О. (2001). Катагенез органического вещества и перспективы нефтегазоносности юрских, триасовых и палеозойских отложений северных районов Западно-

Сибирского мегабассейна. Геология и геофизика, 42(11-12), с. 1875-1888.

Фомин А.Н. (2011). Катагенез органического вещества и перспективы нефтегазоносности осадочных отложений триаса ЗападноСибирского мегабассейна. Горные ведомости, 9, с. 11-15.

Хахаев Б.Н., Горбачев В.И., Бочкарев В.С. и др. (2008). Основные результаты сверхглубокого бурения в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Сб. докладов «Фундамент, структуры обрамления Западно-Сибирского мезозойско-кайнозойского осадочного бассейна их геодинамическая эволюция и проблемы нефтегазоносности», Новосибирск, с. 224-227.

Чахмахчев В.А., Пунанова С.А. (1992). К проблеме диагностики нефтематеринских свит на примере баженовских отложений Западной Сибири. Геохимия, 1, с. 99-109.

Чахмахчев В.А., Пунанова С.А., Виноградова Т.Л. (2003). Геолого-геохимический прогноз нефтегазоносности глубокопогруженных отложений севера Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 6, с. 4-10.

Шемин Г.Г., Нехаев А.Ю., Фомин А.Н. и др. (2001). Критерии и оценка перспектив нефтегазоносности глубокопогруженных толщ нижней юры севера Западно-Сибирской НГП. В кн. «Критерии оценки нефтегазоносности ниже промышленно освоенных глубин и определение приоритетных направлений геолого-разведочных работ», кн. 1. Пермь, с. 107-132

Шустер В.Л. (2003). Проблемы нефтегазоносности кристаллических пород фундамента. М.: «Геоинформцентр», 48 с.

Шустер В.Л., Пунанова С.А. (2014). Вопросы освоения нетрадиционных запасов углеводородов фундамента Западной Сибири и многокритериальная оценка перспектив их нефтегазоносности. Георесурсы, 4(59), с. 53-58.

Шустер В.Л., Пунанова С.А. (2016). Обоснование перспектив нефте-газоносности юрско-палеозойских отложений и образований фундамента Западной Сибири. Георесурсы, 18(4), Ч.1, с. 337-341. DOI: http://dx.doi. org/10.18599/grs.18.4.13

Сведения об авторах

Светлана Александровна Пунанова - доктор геол.-мин. наук, ведущий научный сотрудник, Институт проблем нефти и газа РАН

Россия, 119333, Москва, ул. Губкина, 3 E-mail: punanova@mail.ru

Владимир Львович Шустер - доктор геол.-мин. наук, профессор, главный научный сотрудник лаборатории анализа осадочных бассейнов, Институт проблем нефти и газа РАН

Россия, 119333, Москва, ул. Губкина, 3

Статья поступила в редакцию 16.02.2018;

Принята к публикации 18.04.2018; Опубликована 30.06.2018

A new approach to the prospects of the oil and gas bearing of deep-seated Jurassic deposits in the Western Siberia

S.A. Punanova*, V.L. Shuster

Oil and Gas Research Institute of the Russian Academy of Sciences, Moscow, Russian Federation *Corresponding author: Svetlana A. Punanova, e-mail: punanova@mail.ru

Abstract. Complexly constructed low-permeability reservoirs are still poorly understood. This slows down the development of oil and gas resources of the Jurassic and deeply submerged pre-Jurassic deposits of the West Siberian oil and gas basin. There is also no consensus among the geological community on the prospects of these deposits from the perspective of the oil generation in them and subsequent emigration. There are many questions on the structure and oil

and gas content of the deposits of the Bazhenov formation, whose oil resources amount to tens of billions of tons. The problems of oil and gas content and mapping of heterogeneous structure of massive rocks, including the basement formations, are considered in the article. In addition, the prospects of the oil and gas potential of the Jurassic and pre-Jurassic deposits of the northern regions of Western Siberia with geological and geochemical data were estimated. The revealed zones of

I^H SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL

д GEPRESPURCES www.geors.ru

highly transformed organic matter (OM) in the sediments of the Bazhenov formation and a number of other facts allow us to re-argue the prospects of the oil and gas bearing of the underlying deposits.

Key words: pre-Jurassic deposits, reservoir rocks, oil and gas potential prospects, Bazhenov formation, hydrocarbons, oil, West Siberian oil and gas basin, microelements, vanadium, vanadylporphyrins

Recommended citation: Punanova S.A., Shuster V.L. (2018). A new approach to the prospects of the oil and gas bearing of deep-seated Jurassic deposits in the Western Siberia. Georesursy = Georesources, 20(2), pp. 67-80. DOI: https:// doi.org/10.18599/grs.2018.2.67-80

Acknowledgements

The article is written in the framework of the state contract (the topic «Fundamental problems of geology, geochemistry and hydrogeology of oil and gas bearing sedimentary basins. Feasibility of significant factors for the effective forecast of large hydrocarbon accumulations in unstructured conditions», No. AAAA-A16-116022510269-5).

References

Bostrikov O.I., Larichev A.I., Fomichev A.S.

Bochkarev VS., Brekhuntsov A.M., Deshchenya N.P. et al.

Chakhmakhchev V.A., Punanova S.A.

Chakhmakhchev V.A., Punanova S.A., Vinogradova T.L.

Dmitrievskii A.N., Shuster V.L., Punanova S.A.

Fomin A.N., Kontorovich A.E., Krasavchikov V.O.

Fomin A.N.

Khakhaev B.N., Gorbachev V.I., Bochkarev V.S. et al.

Karogodin Yu.N.

Kontorovich A.E., Burshtein L.M., Kazanenkov V.A., Kontorovich V.A., Kostyreva E.A., Ponomareva E.V., Ryzhkova S.V., Yan P.A.

Kontorovich A.E., Kostyreva E.A.

Kontorovich A.E., Fomin A.N., Krasavchikov V.O., Istomin A.V.

Lopatin N.V., Emets T.P.

Maevskii B.I., Chakhmakhchev V.A., Razumova E.R., Punanova S.A. et al.

Moskvin V.I., Kostyreva E.A., Moiseeva N.V et al.

Nemchenko N.N.

Neruchev S.G., Rogozina E.A., Zelichenko I.A. et al.

Nikolaev A.V.

Plotnikova I.N., Ostroukhov S.B., Laptev A.A., Gazizov I.G., Emel'yanov V.V., Pronin N.V., Salikhov A.D., Nosova F.F. (2017). Migration Aspect in the Oil-Bearing Capacity of the Domanic Formation in Tatarstan. Georesursy = Georesources, 19(4), Part 2, pp. 348-355. DOI: https://doi. org/10.18599/grs.19.4.7

Punanova S.A. (2002). Geokhimicheskie osobennosti paleozoiskikh neftei Zapadno-Sibirskogo neftegazonosnogo basseina [Geochemical features of Paleozoic oils of the West Siberian oil and gas bearing basin].

HWHHO-TEXHMHECmft JKyPHAH

www.geors.ru rEDPECYPCbl

Neftekhimiya = Petrochemistry, 42

Punanova S.A.

Punanova S.A., Vinogradova T.L.

Punanova S.A., Vinogradova T.L.

Punanova S.A., Chakhmakhchev V.A.

Punanova S.A., Shuster V.L.

Rudkevich M.Ya., Ozeranskaya L.S. Chistyakova N.F. et al.

Skorobogatov V.A.

Skorobogatov V.A.

Soboleva E.V.

Stoupakova A.V., Sokolov A.V., Soboleva E.V., Kiryukhina T.A., Kurasov I.A., Bordyug E.V. (2015). Geological survey and petroleum potential of

Paleozoic deposits in the Western Siberia. Georesursy = Georesources, 2

Shemin G.G., Nekhaev A.Yu., Fomin A.N. et al.

Shuster V.L.

Shuster V.L., Punanova S.A.

Shuster V.L., Punanova S.A. (2016). Justification of Oil and Gas Potential of the Jurassic-Paleozoic Deposits and the Basement Formations of Western Siberia. Georesursy = Georesources, 18(4), Part 2, pp. 337-345, DOI: 10.18599/grs.18.4.13

Vinogradova T.L., Punanova S.A.

About the Authors

Svetlana A. Punanova - DSc (Geology and Mineralogy), Leading Researcher, Oil and Gas Research Institute of the Russian Academy of Sciences

3 Gubkin str., Moscow, 119333, Russian Federation

E-mail: punanova@mail.ru

Vladimir L. Shuster - DSc (Geology and Mineralogy), Professor, Chief Researcher, Oil and Gas Research Institute of the Russian Academy of Sciences

3 Gubkin str., Moscow, 119333, Russian Federation

Manuscript received 16 February 2018;

Accepted 18 April 2018;

Published 30 June 2018

m SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL

GEPRESPURCES

www.geors.ru