Исследование процессов флюидомиграции в нефтегазоносных отложениях Ванкорского месторождения

Вестник Томского государственного университета. 2014. № 389. С. 228-234

УДК 553.981:553.982

Е.Р. Исаева, Н. Ф. Столбова

ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ФЛЮИДОМИГРАЦИИ В НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ ВАНКОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

На основе детальной литологической, петрографической, минералогической, геохимической информации о строении разреза глубокой скважины Ванкорская 11, пробуренной в центре известного месторождения в северо-восточной части Западной Сибири, составлен предварительный прогноз его нефтегазоносности. Было выявлено влияние на осадочные отложения дислокационно-метасоматических процессов, которые сопровождаются деструкцией и растворением исходных пород, выносом и привносом петрогенных компонентов и формированием новообразованных минералов. Наложенные эпигенетические (дислокационно-матасоматические) преобразования пород в разрезе скважины в основном проявлены в виде вторичного минералообразования - формирования карбонатных, кремнистых и глинистых минералов. При выносе петрогенных компонентов на месте сложных конформных контактов возникают поры и межпоровые каналы и при благоприятных условиях формируются и сохраняются зоны вторичных высокопористых пород.

Ключевые слова: флюидодинамическая модель; дислокационно-метасоматические процессы; нефтегазоносность; нефте-материнские породы; породы-коллекторы; породы-флюидоупоры; Ванкорское месторождение (Восточная Сибирь).

Введение и обоснование выбранных методов исследования. Существовавшее ранее и еще иногда бытующее представление о генерации углеводородов из рассеянного органического вещества в статических закрытых, погружающихся в зоны катагенеза системах трудно использовать в современной нефтяной геологии. Причиной является наличие ряда факторов, не объясняемых с позиции концепции образования нефти в закрытой системе, стремящейся к термодинамическому равновесию. Так, в составе высокоуглеродистого твердого керогена, как показали исследования Зап.-Сиб. НИГНИ еще в 1986 г., существует дефицит водорода, необходимого для появления углеводородов (УВ) в жидкой и газообразной фазе. Кроме того, для образования присутствующих в нефтях легколетучих компонентов путем термолиза требуются гораздо более высокие температуры, чем те, в которых наблюдается генерация сингенетичных битумо-идов. Немало проблем возникает и при объяснении скоплений углеводородов, так как миграция образовавшихся сингенетичных битумоидов и микронефти, находящихся в дисперсной форме, противоречит законам диффузии [1].

Многие спорные и непонятные моменты снимаются представлениями о существовании открытых систем. В Московском государственном университете была разработана [2, 3] флюидодинамическая модель нефтегазообразования, в которой рассмотрены вопросы миграции УВ из нижезалегающих высокоуглеродистых толщ земной коры. Эта модель получила широкое признание и развитие.

В самое последнее время активно изучаются особенности глубинной дегазации Земли и ее влияние на процессы в приповерхностных оболочках планеты. Большое внимание уделяется изучению геосолитонов, характеру изменения сейсмических полей, зон вертикальной флюидомиграции, кольцевых структур, трубок взрыва и газовых труб, а также метасоматическим процессам в формировании коллекторов, зон нефтега-зообразования и т.д. [4].

Исследователями установлено, что в разрезах скважин, пробуренных в нефтегазоносных отложениях, давление в пластах варьирует от 150 до 1 500 атм и более, а температуры достигают 110°С. В этих

условиях основные известные составляющие компоненты флюидов находятся в сверхкритическом состоянии. Сверхкритическое состояние для СН4 - 1крит 82,4°С, РКрИт - 46,9 атм; для СО2 - Цит 31,3°С, Р^ -75,2 атм; для Н2О - гкрит374,2°С, Р - 221 атм, а водород (Н2) растворяется в сверхкритической среде. Сверхкритические среды характеризуются исключительно низкой вязкостью и повышенной диффузионной способностью. Кроме того, они обладают способностью эффективно растворять не только жидкие, но и твердые органические вещества. Внедряясь в структуру химически устойчивых керогенов и разрывая их структурный скелет, они увеличивают количество битуминозных веществ, влияют на их состав и способствуют миграции [1].

Мигрирующие битумоиды (эпибитумоиды) подвергаются естественному крекингу, что приводит их к дифференциации от наиболее тяжелых к средним и легким, вплоть до газовых [5]. Эпибитумоиды используют тре-щиноватость, новообразованную пористость и сланцеватость, участки перекристаллизации пород и т.п. и, в целом, тяготеют к тектонически ослабленным зонам. Зоны эффективных коллекторов, участки значительного разуплотнения, каверны и резервуары образуются в условиях накопления СО2, его диссоциации [6] и проявления углекислотного метасоматоза [7].

Зоны с хорошими дренажными свойствами, зоны эффективных коллекторов в толщах пород, обладающих высоким углеводородным потенциалом, следует искать, применяя не только сейсмические методы, которые на данный момент широко используются при поиске и разведке нефтегазоносных отложений, но также необходимо учитывать результаты комплексных анализов (лито-логических, минералого-петрографических, битумино-логических, ядерно-геохимических).

Используемая технология ориентирована на изучение отложений осадочного бассейна с позиции флюидодинамической модели и на детальное исследование характера постседиментационных, литогене-тических процессов, в первую очередь процессов наложенного эпигенеза или дислокационно-метасо-матических явлений в толщах осадочных пород. Эти исследования позволяют более углубленно познать эволюцию нефтегазоносных отложений.

Геология района. Район исследования входит в состав Сидоровского (Большехетского) нефтегазоносного района (НГР), Пур-Тазовской нефтегазоносной области, Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Административно НГР расположен в пределах Красноярского края и частично Ямало-Ненецкого автономного округа.

Территория исследования располагается на восточном склоне террасы Большехетской впадины в северовосточной части Западно-Сибирской плиты [8]. Больше -хетская структурная терраса имеет субмеридиональную ориентировку и осложняет восточный борт Надым-Тазовской синеклизы, располагающейся в центральной части Западно-Сибирской плиты и характеризующейся большими глубинами залегания (подошва точинской свиты среднеюрского возраста ^^сК). Кровля отложений средней юры залегает на глубинах до 5,2 км.

Большехетская структурная терраса осложнена структурами низших порядков (IV и мельче): валами, локальными поднятиями, в том числе и Ванкорским, в пределах которого расположено Ванкорское нефтегазовое месторождение.

Ванкорская площадь по поверхности кристаллического фундамента тяготеет к западному борту южной части Худосейской рифтогенной зоны, выделяемой по гравиметрическим и сейсморазведочным материалам как линейная надпорядковая тектоническая структура. В пределах Худосейского рифта выделены две крупные структуры: Приенисейский грабен и Боль-шехетско-Тагульский горст, в зоне сочленения которых и находится Ванкорская структура. Современные черты структура приобрела в течение верхнемелового, палеогенового и неогенового периодов.

По результатам гелиевой съемки был закартирован вдоль западного обрамления складки глубинный разлом. Установлено, что разлом тектонически активен и в настоящее время, являясь поставщиком тепловой энергии и перераспределения ее в осадочных породах. Сделан вывод, что Ванкорская структура является сквозной, по крайней мере до отложений триасового возраста, молодой по образованию, сложной по строению на разных стратиграфических уровнях. Зона глубинного разлома, по-видимому, обусловила формирование мощной депрессионной воронки; депрессионные воронки меньшего порядка связаны с дизъюнктивными нарушениям, развитыми в пределах месторождения и оперяющими глубинный разлом. Наибольшей нару-шенностью отличается Северо-Ванкорский блок, что подтверждается данными гелиевой съемки.

В результате изучения данных сейсмических работ, проведенных в регионе В. А. Крининым (ООО «Красгеонац»), и особенностей становления и развития осадочного комплекса можно прийти к выводу, что район исследования имеет тектонически ослабленные зоны. И по результатам анализа содержаний газов в грунтах сейсморазведочных скважин выделено семь зон (1-^1) ареалов аномальных содержаний, которые идентифицируются с зонами возможного нефтегазона-копления. В этих зонах были пробурены поисковые скважины для детального исследования: Хикиглин-ская 1, Западно-Лодочная 1, Восточно-Лодочная 1, Се-веро-Ванкорская 1, Ванкорская-11 и др. В данной ста-

тье приведены результаты комплексного исследования глубокой скв. Ванкорская-11.

Литологические, минералого-петрографичес-кие и геохимические особенности нефтегазоносных отложений. Скв. Ванкорская-11 были вскрыты юрско-меловые отложения, представленные следующими свитами: танамской (К2йО, салпадаяхинской (К^Г), насоновской (К2ш), дорожковской (К2^), долганской (Кь2й) свитами верхнего мела; яковлевской (К^ак), малохетской (К^шсИ), суходудинской (KlSd), нижне-хетской (К^сИ) нижнего мела, яновстанской (.^-Кдап) нижнего мела-верхней юры, сиговской (1^), точинской (12гс), малышевской (12ш1), леонтьевской (121п) и вымской (12уш) свитами верхней-средней юры.

При литологическом, минералого-петрографическом и фациальном исследованиях было выявлено, что юр-ско-меловая толща в пределах изучаемой территории формировалась в различных климатических и фациаль-ных зонах (морских, лагунных, континентальных и переходных фациях). Она представлена чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов, иногда содержащих прослои известковых пород и углей.

Ниже рассмотрены особенности проявления процессов флюидомиграции в разрезе скважины Ванкорская-11 по данным геохимических, литологических и петрографических исследований.

Ранее установлено, что при развитии процессов влияния углекислотных флюидов на обломочные породы концентрация урана уменьшается наряду с убыванием содержания петрогенных компонентов, что происходит в результате дислокационно-метасоматических процессов.

Ядерно-геохимические исследования по керну и шламу скв. Ванкорская-11 выявили зоны с отрицательными аномалиями, в которых широко проявились процессы эпигенетического преобразования пород, способствующие их разуплотнению и улучшению коллекторских свойств [9].

На рис. 1 показана часть литогеохимического разреза скв. Ванкорская-11. Диагональной штриховкой выделены зоны развития реакций наложенного эпигенеза (зоны отрицательных геохимических аномалий), вертикальной - зоны положительных аномалий.

В пределах обнаружения отрицательных аномалий породы в основном представлены песчаниками с мелко- и среднезернистой структурой. Текстуры их в основном однородные, пористые, слаболитифицированные. Однако встречаются и тонкозернистые рассланцованные алевролиты. Для вышеописанных пород характерны следующие особенности: катаклаз, трещиноватость, повышенная пористость и проницаемость и, главное, значительное проявление вторичного минералообразования.

В пределах положительных аномалий породы представлены аргиллитами и алевролитами с большим содержанием урана и органического вещества. Уплотненные породы часто сопровождаются окисленными битумами и представляют собой флюидо-упоры. Именно под ними чаще всего формируются зоны отрицательных литогеохимических аномалий, обогащенных газовыми и жидкими углеводородами.

Наиболее интенсивные процессы флюидомигра-ции (зоны с отрицательными аномалиями) пород

наблюдались в основных продуктивных горизонтах: в отложениях долганской, яковлевской, сухо-дудинской и нижнехетской свит, где и/Л120з

в среднем равно 0,9-0,12 у.е., а для не преобразованных алюмосиликатных пород это отношение равно 0,18.

Рис. 1. Часть литогеохимического разреза скв. Ванкорская-11

Исследования геохимических особенностей разреза скважины дополнялись и подтверждались минера-лого-петрографическим изучением. В процессе становления отложения претерпели не только седимен-тационно-диагенетические, ката- и метагенетические преобразования, возникшие в период погружения осадочного бассейна, но также и дислокационно-метасоматические [7], которые претерпели породы во время инверсионного этапа развития территории.

В диагенезе породы подверглись уплотнению, неустойчивые обломки пород, зерна полевых шпатов разрушались, глинизировались. Сходные результаты, и даже более значительные, достигаются при эпигене-

тических преобразованиях - интенсивно растворяется терригенная составляющая песчаников и развивается вторичная пористость. В тех интервалах, где в достаточной степени присутствовало захороненное органическое вещество, особенно в тонкозернистых и глинистых осадках, благодаря действию сульфатредуци-рующих бактерий, в диагенезе происходили сидери-тизация и пиритизация пород. При миграции углеводородов, их окислении также создавались обстановки для формирования вышеупомянутых минералов.

По результатам ренгеноструктурного анализа выявлено, что сидерит в небольшом количестве содержится практически в каждой изучаемой свите, но его

повышенное содержание тяготеет к яновстанской и леонтьевской свитам, а пирит обнаружен только в яновстанской свите. Исследования леонтьевской свиты позволили установить присутствие в породах диа-генетического сидерта на глубине 3 930-3 990 м. В алевро-аргиллитовых породах он располагается пятнами и тяготеет к разложенным остаткам растительного детрита. Агрегаты сидерита часто полностью замещают детрит, сохраняя характерные его формы, реже они включают разложенное органическое вещество, превращенное в красный гелифициро-ванный кероген.

Катагенетические изменения связаны с дальнейшими структурно-текстурными и минеральными изменениями пород. На фоне механического уплотнения и прогрессирующей гравитационной коррозии растворяются терригенные обломки, образуются конформные сочленения зерен, формируются новые аутигенные минералы, заполняющие поровое пространство и замещающие исходные зерна - это регенерационный кварц, доломит, кальцит, серицит. Углекислотный метасоматоз, развивающийся в нефтегазоносных отложениях, усиливает процессы растворения.

В процессе углекислотного метасоматоза вторичное минералообразование связано с внедрением, как правило, в слабощелочную среду осадочной толщи агрессивных углекислотных глубинных флюидов, что вызывает ионные реакции [7]. Это создает не свойственную для осадочных пород кислую обстановку с рН около 45. Установлено, что при этом реакция идет по обычной схеме «наложенного эпигенеза». Происходит растворение и вынос некоторых элементов:

исходный алюмосиликат + СО2 + Н2О ^ ^ глинистый минерал + НСО3- + катионы щелочей и щелочных земель.

Таким образом, содержащиеся в полевых шпатах подвижные петрогенные компоненты К20, №20, в условиях воздействия кислотных флюидов, выносятся в первую очередь. Полевые шпаты оказываются подверженными замещению глинистыми минералами и минералами с наименее подвижными компонентами. Чаще всего остаются глиноземсодержащие компоненты в виде каолинита или аморфного А1(0Н)3, а также гидрослюд (иллита).

Воздействие на полевые шпаты более интенсивно происходит вдоль трещин и трещин спайности, и часто при более сильном воздействии образуются «губкоподобные» минералы с многочисленными порами. Также наблюдается практически полное растворение обломков полевого шпата и кварца с образованием на их месте объединенного пустотного пространства. При изучении пустотного пространства (тип пористости, форма пор, примерное количество, расположение в породе) выявлено, что в основном вторичные поры извилистые, имеют вытянутую форму, наблюдается и микропористость в каолинитовом цементе (нижнехетская свита, гл. 3 377,6).

В результате наложенно-эпигенетических процессов может происходить не только вынос, но и при-внос петрогенных компонентов, т.е. формирование вторичной минерализации. При этом фиксируются вновь образованные минералы и отмечаются заполне-

ния ими пор и трещин. Эти процессы характерны для зон щелочных растворов с рН до 10-11 [7], где происходит увеличение концентрации гидрокарбонатных ионов и ионов щелочных и щелочноземельных элементов. Образование карбонатов происходит в условиях снижения парциального давления в системе. При этом пересыщенный углекислотой раствор вскипает, теряя СО2 и становясь более щелочным. При росте щелочности из растворов выпадают новые минеральные фазы - карбонаты (кальцит, доломит, сидерит), гидрослюды, мусковит, кварц. Образуются карбонатные (рис. 2), гидрослюдистые цементы, регенерационный кварц и другие минералы. Процесс карбонатизации и формирования новых минеральных ассоциаций приводит к уплотнению пород. Процесс карбонатообразования описывается следующей реакцией:

СаСОэ + Н2О + СО2 ^ Са2++ 2НСО3-.

Данная реакция может многократно повторяться и в результате образуются зоны карбонатизации, которые связывают с выходами углекислого газа по ослабленным тектоническим зонам. Интенсивность углекислот-ного метасоматоза подчеркивается образованием мономинеральных цементов. Образуются сплошные линзы с карбонатным цементом, как, например, в нижне-хетской (рис. 2), сиговской и леонтьевской свитах.

В разрезе скважины повсеместно развиты процессы хлоритизации и мусковитизации. Новообразованный хлорит изначально имеет бурую окраску, затем пере-кристаллизовывается в зеленый хлорит с аномальными синими цветами интерференции. Усиление степени преобразования пород под воздействием постседимен-тационных процессов сопровождается образованием мусковита из гидрослюд, а также формированием чередующихся пакетов хлорита и мусковита.

Также довольно часто наблюдается процесс образования аутигенного альбита, особенно в малышев-ской и леонтьевской свитах. Формирование вторичного альбита происходит за счет флюидов, содержащих ионы натрия и кремния. Описываемый процесс происходит в условиях литостатического давления и усиливается при развитии дислокационных процессов за счет увеличения растворимости терригенного альбита, содержание которого достигает до 20% во всех обломочных породах отложений скважины.

Из дислокационных преобразований пород отмечаются дробление, катаклаз, милонитизация. При наличии трещиноватости систематизируются направление трещин, их мощность, протяженность, открытость, заполнение. Обращается внимание на появление волнистого погасания кварца, изгибы слюдистых (рис. 3) и полевошпатовых минералов (нижнехетская свита гл. 2 788,0; 2 782,5 и 2 663,5 м, яковлевская свита гл. 1 700,0 м). Наблюдаемые дислокационные процессы способствуют более яркому проявлению мета-соматических (наложенно-эпигенетических) процессов, предшествуя им или сопровождая их.

В породах органическое вещество представлено в основном в рассеянном дисперсном виде, реже встречаются более крупные остатки. При этом их цвет от красного до черного. Иногда можно увидеть псевдоморфозы керогена по организмам.

Рис. 2. Замещение полевых шпатов (ПШ) и каолинитового цемента карбонатом (Cal). Шлиф ВН-11-2667. Гл. 2 667,0 м. Нижнехетская свита

При описании процессов эпигенеза принимается градация по степени интенсивности проявления процессов - «слабо», «умеренно», «интенсивно» измененные породы.

В слабоизмененных породах наблюдаются: единичные случаи дробления, катаклаза, трещиновато-сти; вторичная пористость (до 5-6 пор на поле зрения микроскопа); увеличение количества новообразованных карбонатных, каолинитовых, гидрослюдистых, хлоритовых цементов (до 5-10%); присутствие

пирита (от единичных кристаллов до 1-3%), кварца (до 1-2%).

В умеренно измененных породах наблюдается присутствие до 10-15% дробленых зерен и трещин, выходящих за пределы поля зрения шлифа; отмечается вторичная пористость в пределах 10-15 пор и больше, не соединенных между собой; вторичная пористость в карбонатном цементе (до 5 пор на поле зрения микроскопа); наличие вновь образованного карбонатного, каолинитового, кремнистого цемента (>10%).

Рис. 3. Зона дробления, изогнутые чешуйки биотита (В^, битумоиды в межобломочном пространстве. Шлиф ВН-11-2667. Гл. 2 667,0 м. Нижнехетская свита

В интенсивно измененных породах отмечаются дробление большинства зерен; присутствие многочисленных зонок дробления (рис. 3) и повсеместной трещиноватости; появление объединенного пустотного пространства; наличие мономинеральных базаль-но-порово-коррозионных карбонатных, каолинито-вых, кремнистых цементов; наличие вторичной пористости в карбонатном цементе (свыше 5 пор на поле зрения микроскопа).

Таким образом, формирование порово-трещинного пространства пород начинается при седиментации осадков и завершается постседиментационными -стадиальными и наложенными процессами. В результате последних происходит перераспределение вещества, в особенности за счёт выноса щелочных и щелочноземельных элементов (в особенности Са, К и №). Более интенсивное проявление процессов выноса

петрогенных компонентов из вмещающих пород приводит к разрушению катагенетической межзерновой структуры пород, в результате на месте сложных контактов возникают межзерновые каналы и при благоприятных условиях формируются зоны вторичных высокопористых пород [10].

Ниже кратко рассматриваются особенности эпигенетических преобразований пород в разрезе скв. Ван-корская-11 по свитам.

В леонтьевской J2ln, малышевской J2ml, точинской J2-3tch, сиговской J3sg и яновстанской J3-K1 jan свитах породы катагенетически уплотнены, процессы дробления и катаклаза проявлены слабо, также незначительно проявлены процессы коррозии и вынос петрогенных компонентов и не образовалась хорошая пористость.

В нижнехетской K1nch, суходудинской K1sd, ма-лохетской K1mch, яковлевской Kjak и долганской K2dl

свитах эпигенетические изменения в песчаниках и алевролитах свиты появились очень интенсивно (дробление и катаклаз, формирование зон повышенной трещинова-тости). Коррозия и вынос петрогенных компонентов с активным вторичным порообразованием также интенсивно проявились в песчаниках скважины. При этом образовался «губчатый» полевой шпат и сформировалось объединенное пустотное пространство.

Рис. 4. Единичное обособление красного гелефицированного керогена среди черных выделений керогенов, отдавших свой УВ-потенциал. Шлиф ВН -11-143. Гл. 3 215,0 м. Николи // И/ АШз - 0,276. Сорги - 0,467. Яновстанская свита

Таким образом, седиментационные и эпигенетические преобразования пород нижнего-верхнего мела (в особенности в отложениях долганской, яковлевской, суходудинской и нижнехетской свит) сформировали в песчаниках хороший трещинно-порово-кавернозный коллектор с объединенным поровым пространством.

Можно предполагать, что характер и интенсивность эпигенетических преобразований пород, формирование коллекторов и, в конечном счете, залежей УВ в существенной степени зависят не только от наличия пород-коллекторов и флюидоупоров, но и от подтока из глубоких горизонтов в зонах тектонических нарушений, углеводородных флюидов. Возможно, что это обстоятельство является существенным при формировании залежей УВ как в юрских, так и в меловых отложениях.

Определяющее значение в обогащении флюидо-миграционных потоков углеводородами в процессе нефтегазообразования имеют нефтематеринские породы яновстанской свиты (см. рис. 4), а также обогащенные Сорг породы малышевской, леонтьевской и вымской свит, содержания в которых Сорги колеблются в пределах (0,15-0,32)*10-4%, при толщине отложений 135-210 м.

Яновстанская свита входит в состав баженовского горизонта волжского возраста [11]. Отложения ее развиты в самой восточной части Западно-Сибирской плиты, в частности в Усть-Енисейском районе.

В связи с возрастающей перспективой нефтегазо-носности этой части региона породы яновстанской свиты заслуживают пристального внимания, так как являются возрастными аналогами нефтематеринской баженовской свиты, широко развитой и достаточно хорошо изученной в центральной части Западной Сибири [12]. Она же является прекрасным реперным радиоактивным горизонтом верхней юры и хорошим экраном для мигрирующих снизу флюидов.

Выводы. Проведенный анализ геохимических и минералого-петрографических данных свидетельствует о неравномерном проявлении флюидомигра-ционных процессов по свитам как в разрезах скважин, так и в плане по скважинам территории исследования. Использование модулей для оценки интенсивности проявления в разрезах может быть более достоверным и эффективным при использовании совокупности факторов, например степени проявления процессов наложенного эпигенеза, битуминозности пород, наличия в разрезах геохимических аномалий, их количества, изучения газонасыщенности шлама разрезов и т.п. Изучение этих факторов необходимо также для расшифровки формирования разрезов и прогноза нефтегазоносности.

Формирование нефтегазоносных залежей в отложениях вышеуказанных продуктивных свит (долганской, яковлевской, суходудинской и нижнехетской) возможно только при наличии уплотненных пород-флюидоупоров. И таким образом формирование газонефтяных залежей в отложениях нижнехетской свиты чаще всего происходило в разуплотненных песчаниках при наличии пластов-флюидоупоров. Ограниченное количество флюидоупоров в отложениях суходудинской и малохетской свит не препятствовало миграции УВ в вышележащие горизонты и способствовало образованию газонефтяных залежей в благоприятных структурах отложений яковлевской и долганской свит.

Процессы флюидомиграции с формированием газовых залежей в основном завершились в отложениях долганской свиты. О снижении процессов флюидомигра-ции в отложениях верхнего мела (дорожковской - танам-ской свитах) свидетельствуют значения модулей по этим свитам, близкие к 0,18 (0,16-0,20) в разрезах большинства изученных скважин, вычисленные по значимым выборкам (при количестве проб в выборке не менее 18).

ЛИТЕРАТУРА

1. Лифшиц С.Х. Роль глубинных флюидов в формировании и генезисе газонефтяных залежей // Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды,

нефть, газ и их парагенезы : материалы Всерос. конф. М. : Геос, 2008. С. 278-281.

2. Хаин В.Е., Соколов Б.А. Флюидодинамический анализ - новый этап развития учения о нефтегазоносности осадочных бассейнов // Флюи-

додинамический фактор в тектонике и нефтегазоносности осадочных бассейнов. М. : Наука, 1989. С. 5-12.

3. Хаин В.Е., Соколов Б.А. Роль флюидодинамики в развитии нефтегазоносных бассейнов // Вестник Московского университета. Сер. 4.

Геология. 1994. Вып. 5. С. 3-11.

4. Богатиков О.А., Петров О.В., Морозов А.Ф. Петрографический кодекс России. Магматические, метаморфические, метасоматические,

импактные образования. 3-е изд., исп. и доп. СПб. : ВСЕГЕИ, 2009. 200 с.

5. ТиссоБ., Вельте Д. Образование и распространение нефти. М. : Мир, 1981. 501 с.

6. Портнов А.М., КандиновМ.Н. Углекислота - как диспетчер рудоотложения // Природа. 1992. Вып. № 11. С. 64-69.

7. Лебедев Б.А. Геохимия эпигенетических процессов в осадочных бассейнах. Л. : Недра, 1992. 239 с.

8. Поляков А.А., Кринин В.А., Жемчугова Т.А. Влияние ложных флюидоупоров на нефтегазоносность нижнемеловых резервуаров Больше-

хетской террасы // Научно-технический вестник ОАО «НК «РОСНЕФТЬ». 2011. N° 4. С. 15-19.

9. Столбов Ю.М., Фомин Ю.А., Столбова Н.Ф. Возможность применения прикладной геохимии урана при исследовании процессов нало-

женного эпигенеза терригенных отложений Западной Сибири // Труды II Международной конференции «Геохимическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов России и стран СНГ». СПб. : ВНИГРИ, 2000. С. 160-171.

10. Япаскурт О.В. Стадиальный анализ литогенеза : учеб. пособие. М. : МГУ, 1995. 142 с.

11. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К. и др. Геология нефти и газа Западной Сибири. М. : Недра, 1975. 680 с.

12. Предтеченская Е.А., Кроль Л.А., Гурари Ф.Г., Сапьяник В.В., Перозио Г.Н., Малюшко Л.Д. О генезисе карбонатов в составе баженовской свиты центральных и юго-восточных районов Западно-Сибирской плиты // Литосфера. 2006. Вып. № 4. С. 131-148.

Статья представлена научной редакцией «Науки о Земле» 13 октября 2014 г.

THE STUDY OF FLUID-MIGRATION PROCESSES IN OIL-AND-GAS DEPOSITS OF THE VANKOR FIELD

Tomsk State University Journal, 2014, 389, pp. 228-234.

Isaeva Elena R. Tomsk Polytechnic University (Tomsk, Russian Federation). E-mail: isayeva.89@mail.ru Stolbova Nelya F. Tomsk Polytechnic University (Tomsk, Russian Federation). E-mail: StolbovaNF@ignd.tpu.ru Keywords: fluid-dynamic model; dislocation-metasomatic processes; petroleum potential; source deposits; reservoir rocks; rockseals; Vankor deposit (Eastern Siberia).

The topicality of this work is conditioned by the necessity of improvement of prospecting and exploration methods of oil and gas deposits for a choice of an optimum mode of exploitation of oil-fields with difficult extractive supplies of hydrocarbons. The aim of work was to obtain a detailed lithological, petrographic, mineralogical, geochemical information about the structure of deep well Vankor 11 drilled in the north-eastern part of Western Siberia and preparation of the preliminary forecast of oil and gas potential of the region using the selected set of methods. As a result of research, it was determined that the dislocation-metasomatic processes are accompanied by destruction and dissolution of original rock and removal of petrogenic components and the formation of the newly formed minerals. It was revealed that the epigenetic transformation of rocks in a well is smainly manifested in the form of secondary mineral formation: the formation of carbonates, quartz and clay minerals. When setting out petrogenic components, pores and interporous channels occur in complex conformal contacts, and, under favorable conditions, a secondary highly porous rocks zone is formed. That is, the formation of porous fractured space rocks begins with sedimentation of precipitation and ends with postsedimentation processes, as a result of the latter there is a redistribution of substances, in particular due to the removal of alkaline and alkaline-earth elements (in particular, calcium, potassium and sodium). The studies found that highly porous rocks are partially present in the following suites of the Lower and Upper Cretaceous of well Vankor-11: Dolgan, Yakovlevskaya, Sukhodudinskaya and Nizhnekhetskaya. However, the formation of oil and gas deposits in deposits of these suites is only possible if there is compacted rock. A limited number of seals in the sediments of Suhodudinskaya and Malahetskaya suites let the hydrocarbon migration in the overlying horizons and contributed to the formation of oil and gas deposits in the favorable structures of deposits of Nizhnekamskaya, Yakovlevskaya and Dolgan suites. Fluid-migration processes with the formation of gas deposits were completed in the sediments of Dolgan suite. Thus, character and intensity of the epigenetic of transformations of rocks, formation of collectors and, eventually, hydrocarbon deposits in an essential degree depend not only on existence of rock collectors and seals, but also on subcurrent hydrocarbonic fluids from the deep horizons in zones of tectonic violations. It is possible that this circumstance is essential when forming oil and gas deposits both in Jurassic and Cretaceous deposits. Yanovstanskaya suite and enriched Corg rocks of Malyshevskaya, Leontyevskaya and Vymskaya suites have a determining value in enriching the fluid streams with hydrocarbons in the process of petroleum source rocks.

REFERENCES

1. Lifshits S.Kh. [The role of deep fluids in the formation and genesis of gas and oil deposits]. Degazatsiya Zemli: geodinamika, geoflyuidy, neft', gaz

i ikh paragenezy: materialy Vseros. konf. [Degassing of the Earth: Geodynamics, geofluids, oil, gas and their parageneses. Proc. of the All-Russian Conference]. Moscow: Geos Publ., 2008, pp. 278-281. (In Russian).

2. Khain V.E., Sokolov B.A. Flyuidodinamicheskiy analiz — novyy etap razvitiya ucheniya o neftegazonosnosti osadochnykh basseynov [Fluid

dynamic analysis: a new stage in the development of the doctrine of the petroleum potential of sedimentary basins]. Marasanova N.V. (ed.) Flyuidodinamicheskiy faktor v tektonike i neftegazonosnosti osadochnykh basseynov [Fluid dynamic factor in the tectonics and petroleum potential of sedimentary basins]. Moscow: Nauka Publ., 1989, pp. 5-12.

3. Khain V.E., Sokolov B.A. Rol' flyuidodinamiki v razvitii neftegazonosnykh basseynov [The role of fluid dynamics in the development of oil and

gas basins]. VestnikMoskovskogo universiteta. Ser. 4. Geologiya - Moscow University Geology Bulletin, 1994, issue. 5, pp. 3-11.

4. Bogatikov O.A., Petrov O.V., Morozov A.F. Petrograficheskiy kodeks Rossii. Magmaticheskie, metamorficheskie, metasomaticheskie, impaktnye

obrazovaniya [Petrographic code of Russia. Igneous, metamorphic, metasomatic, impact formations]. St. Petersburg: VSEGEI Publ., 2009. 200 p.

5. Tissot B., Welte D. Obrazovanie i rasprostranenie nefti [Formation and distribution of oil]. Moscow: Mir Publ., 1981. 501 p.

6. Portnov A.M., Kandinov M.N. Uglekislota kak dispetcher rudootlozheniya [Carbon dioxide as manager of ore deposition]. Priroda, 1992, issue, no.

11, pp. 64-69.

7. Lebedev B.A. Geokhimiya epigeneticheskikhprotsessov v osadochnykh basseynakh [Geochemistry of epigenetic processes in sedimentary basins].

Leningrad: Nedra Publ., 1992. 239 p.

8. Polyakov A.A., Krinin V.A., Zhemchugova T.A. Vliyanie lozhnykh flyuidouporov na neftegazonosnost' nizhnemelovykh rezervuarov

Bol'shekhetskoy terrasy [Effect of false confining beds on oil and gas potential of the Lower Cretaceous reservoirs of Bolshekhetskaya terrace]. Nauchno-tekhnicheskiy vestnik OAO "NK "ROSNEFT"", 2011, no. 4, pp. 15-19.

9. Stolbov Yu.M., Fomin Yu.A., Stolbova N.F. [The possibility of using applied geochemistry of uranium in the study of epigenetic processes imposed

by clastic sediments of Western Siberia]. Trudy II Mezhdunarodnoy konferentsii "Geokhimicheskoe modelirovanie i materinskie porody neftegazonosnykh basseynov Rossii i stran SNG" [Proceedings of the II International Conference "Geochemical modeling of source rocks and oil and gas basins in Russia and the CIS countries"]. St. Petersburg: VNIGRI Publ., 2000, pp. 160-171. (In Russian).

10. Yapaskurt O.V. Stadial'nyy analiz litogeneza [Stage analysis of lithogenesis]. Moscow: MSU Publ., 1995. 142 p.

11. Kontorovich A.E., Nesterov I.I., Salmanov F.K. et al. Geologiya nefti i gaza Zapadnoy Sibiri [The geology of oil and gas in Western Siberia]. Moscow: Nedra Publ., 1975. 680 p.

12. Predtechenskaya E.A., Krol' L.A., Gurari F.G., Sap'yanik V.V., Perozio G.N., Malyushko L.D. O genezise karbonatov v sostave bazhenovskoy svity tsentral'nykh i yugo-vostochnykh rayonov Zapadno-Sibirskoy plity [On the genesis of carbonate in the Bazhenov Formation of central and south-eastern regions of the West Siberian Platform]. Litosfera-Lithosphere, 2006, no. 4, pp. 131-148.

Received:13 October 2014