Главная – Журналы – Геология и геофизика 2014 номер 5-6

Настоящий выпуск журнала «Актуальные проблемы геологии нефти и газа» посвящен 80–летию со дня рождения известного российского ученого и организатора науки, академика Алексея Эмильевича Конторовича. За более чем полувековой период научного творчества он внес крупный вклад в основные теоретические и региональные разделы геологии нефти и газа, в органическую геохимию, математическую геологию, в открытие, научное обоснование и освоение Западно-Сибирской и Лено–Тунгусской нефтегазоносных провинций, в разработку стратегических проблем развития российского и глобального нефтегазовых комплексов. В последние 5–7 лет он сосредоточил свое внимание на проблемах геологии и нефтегазоносности Арктики, формирования новых центров добычи нефти и газа в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия), на оценке мировых ресурсов нефти газа, угля и прогнозе глобальных сценариев добычи этих доминантных энергетических ресурсов, на научном обосновании развития, коренной перестройки газового комплекса России и формирования в стране новых нефтегазохимических кластеров мирового класса, на проблеме формирования в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке крупнейшего в мире центра по добыче и производству гелия и, наконец, на проблеме создания в крупнейшем угольном центре России — Кузнецком — крупного центра академической науки.

Рассмотрены закономерности развития мировой энергетики и перспективы исчерпания глобальных ископаемых энергетических ресурсов в XXI в., описаны долго- и среднесрочные сценарии развития глобальной энергетической системы.

В Лено-Тунгусской провинции Сибирской платформы почти все газонефтяные и нефтегазовые месторождения открыты в Байкитской, Катангской и Непско-Ботуобинской нефтегазоносных областях, образующих субширотную полосу. Эта полоса месторождений получила название «главный пояс газонефтеносности», где открыто 1 гигантское и 11 крупных по извлекаемым запасам нефти месторождений. Приводится прогноз открытия новых крупных залежей нефти в пределах главного пояса. Прогноз выполнен путем анализа геологических материалов и результатов количественной оценки ресурсов углеводородов. Обоснованы перспективные участки размещения крупных месторождений в Байкитской, Катангской и Непско-Ботуобинской нефтегазоносных областях.

Обобщены результаты более чем 40-летних исследований авторов в области геохимии пресноводной (речной сток) и морской (океанские воды) гидросфер. Представлены самые последние оценки средних глобальных концентраций многих химических элементов в речной воде и взвеси и в океанской воде и взвеси. Показано, что в речном стоке преобладают взвешенные формы подавляющего числа элементов (реки - царство взвешенных форм элементов), тогда как в океане доминируют растворенные формы элементов (океан - царство растворенных форм элементов). Детально изучены биогеохимические и седиментационные процессы трансформации речного осадочного вещества (растворенного и взвешенного) в зоне смешения речных и морских вод ( в области так называемого маргинального фильтра океана). Показано, что в этой зоне происходят кардинальные количественные и качественные изменения осадочного материала, главным итогом которых является целенаправленный перевод растворенных форм во взвешенные и осаждение их на дно. Впервые представлены данные о потерях 35 химических элементов в этой переходной от континентов к океану зоне. На их основе доказывается, что между концентрациями растворенных элементов в речной и океанской воде, величинами их потерь в зоне смешения река-море и типами их распределения в толще океанских вод (консервативный, биогенный и литогенный) существуют тесные закономерные взаимосвязи. Это прямо указывает на то, что в единой (пресноводной и морской) гидросфере существует геохимическая система элементов, требующая глубокого и детального изучения.

Реконструирована палеогеография Западной Сибири в мелу. Приведены и детально описаны палеогеографические карты для отдельных веков мелового периода, которые отражают основные этапы формирования Западно-Сибирского осадочного бассейна. Представленный авторами набор карт построен исходя из модели лавинного бокового заполнения в волжско-барремское время относительно глубоководного морского бассейна в регрессивный этап крупного седиментационного цикла. Реконструирован рельеф и распределение внешних источников сноса терригенного материала.

Проведен комплексный литолого–фациальный анализ средневерхнебатского нефтегазоносного горизонта Ю₂ северо–восточной части Широтного Приобья. С помощью полученных новых данных дополнены и уточнены уже имеющиеся результаты. Были выделены отдельные литофации и их ассоциации, позволившие точнее диагностировать границы реконструированных обстановок осадконакопления. Выполнено петрографическое исследование алевритопесчаных пород горизонта с детальным подсчетом их гранулометрического и вещественного составов. Ряд гранулометрических коэффициентов проанализирован с использованием генетической, динамической и динамогенетической диаграмм. Полученные новые данные позволили в значительной степени уточнить и детализировать реконструированные ранее обстановки формирования горизонта. Установлено, что трансгрессивная направленность в смене обстановок осадконакопления отражается в закономерном изменении ряда признаков, наблюдаемых в изученных отложениях: происходит снижение общего количества и мощности прослоев углей, увеличение степени биотурбации осадка, смена ихнофоссилий, увеличение количества пирита. Построены более детальные палеогеографические схемы на время формирования нижней (континентальной), средней (переходной) и верхней (прибрежно–морской) частей горизонта, которые в значительной степени развивают представления о закономерностях развития среднепозднебатского седиментационного бассейна в районе исследования.

Проанализированы взаимоотношения углеродистых пород раннего и среднего кембрия с подстилающими, перекрывающими и синхронными им отложениями, их литолого-палеогеографические, палеотектонические и тектонические условия формирования. При этом увязаны результаты глубокого бурения и сейсморазведочных профилей МОГТ-2Д. Показана тесная связь и взаимные переходы углеродистых пород и органогенных построек кембрия Сибирской платформы.

Выяснены вариации изотопного состава карбонатного углерода в преимущественно шельфовых отложениях эсэлэхской, нэлэгерской и сиэтачанской свит докембрия Хараулахского поднятия севера Восточной Сибири, которые дают дополнительную информацию, необходимую для уточнения времени формирования рифейских комплексов. Эти сведения представляют интерес для оценки возраста, потенциально нефтегазоносных образований докембрия северо-востока Сибирской платформы. Достоверность полученных значений δ¹³С базируется на петрографических, геохимических и изотопных данных, показывающих, что основная часть образцов, несмотря на перекристаллизацию, не испытала существенных постседиментационных нарушений С–изотопных систем и может быть использована для целей хемостратиграфии. В отложениях Хараулахского поднятия доминируют высокие (от 5.5 до 8.6 ‰) величины δ¹³С. По С–изотопным данным, изученный разрез не коррелируется с разрезами мезопротерозоя Анабарского и Оленекского поднятий, занимая более высокую стратиграфическую позицию. Он сопоставим с разрезами байкальской серии Западного Прибайкалья и дальнетайгинской серии Патомского нагорья с вероятным аналогом жуинского негативного сдвига в кровле сиэтачанской свиты. Возраст отложений, согласно имеющимся интегральным эволюционным кривым δ¹³С для докембрия, не превышает 820 млн лет. Наиболее вероятно, что они сформировались в раннем венде (раннем эдиакарии) между оледенениями Марино и Гаскье в интервале от 635 до 580 млн л.н.

В Северо-Баренцевской впадине с мощностью осадков 16–18 км консолидированная кора утонена примерно в два раза. Сбросы в фундаменте впадины обеспечивают растяжение лишь на 10–15 %, которое привело к отложению 2–3 км осадков на ранней стадии развития бассейна. С позднего девона во впадине накопилось еще до 16 км осадков. Судя по ненарушенному залеганию всех рефлекторов вплоть до глубины 8 с, погружение коры с этого времени происходило без существенного растяжения. В таких условиях крупное погружение потребовало значительного уплотнения пород в литосферном слое. Оно было в основном обусловлено глубоким метаморфизмом в породах основного состава в нижней коре. Развитию метаморфизма способствовал рост давления и температуры в нижней коре по мере накопления мощного слоя осадков. Судя по гравиметрическим данным, ниже раздела Мохо во впадине располагаются крупные массы высокоскоростных эклогитов, более плотных, чем мантийные перидотиты. Такая же ситуация характерна и для нескольких других сверхглубоких впадин — Прикаспийской, Южно–Каспийской, Северо–Чукотской и впадины Мексиканского залива. С позднего девона и до поздней юры в Северо–Баренцевской впадине произошло несколько быстрых погружений коры, что является характерным признаком крупных нефтегазоносных бассейнов. Погружения были обусловлены метаморфизмом в низах коры, когда в течение нескольких эпизодов происходила инфильтрация в кору флюидов глубинного происхождения. Метаморфическое уплотнение в низах коры привело к образованию глубоководных впадин, где отлагались осадки с высоким содержанием неокисленного органического вещества. Наряду с многочисленными структурными и неструктурными ловушками, выявленными в чехле Северо–Баренцевской впадины, данное обстоятельство с большой вероятностью указывает на то, что она представляет собой крупный нефтегазоносный бассейн.

Дана оценка влияния тектонических процессов на нефтегазоносность верхней юры и мела на примере месторождений, расположенных в северной части Александровского свода. Рассмотрена история формирования структур, в которых локализованы верхнеюрские и меловые залежи углеводородов. По результатам исследований сделан вывод о том, что наиболее перспективными для образования значительных скоплений углеводородов в меловых песчаных резервуарах являются антиклинальные ловушки, осложненные разрывными нарушениями, секущими мезозойско-кайнозойский осадочный чехол и выполняющими роль каналов для миграции углеводородов из нефтепроизводящих пород баженовской свиты в вышележащие резервуары. Наиболее перспективными для формирования значительных скоплений углеводородов в верхней юре являются антиклинальные ловушки, не осложненные кайнозойскими разломами. Сделанные выводы подтверждены многочисленными примерами.

В настоящей работе на примере Медвежьего месторождения рассмотрена история образования высокоамплитудных антиклинальных структур — ловушек для уникальных залежей сеноманского газа. Проведенный анализ показал, что доминирующее влияние на формирование крупнейшей в мире газоносной провинции на севере Западной Сибири оказал турон-кайнозойский этап развития. На этом этапе произошло формирование крупных антиклинальных структур — нефтегазоперспективных объектов, наиболее интенсивно протекали процессы газообразования, предопределившие заполнение этих ловушек, и был сформирован кузнецовский флюидоупор, экранирующий гигантские сеноманские газовые залежи.

Рассмотрены существующие представления о расчленении венда района исследования на региональные горизонты. Обоснован авторский вариант корреляции разрезов терригенного венда разнофациальных зон на северо-востоке Непско–Ботуобинской антеклизы. Предложены стратотипы двух новых стратиграфических подразделений. Приведен вариант стратиграфической схемы терригенных отложений венда для северо–востока Непско–Ботуобинской антеклизы и прилегающих районов.

Предложена схема стратиграфического расчленения и корреляции кембрийских отложений Предъенисейского верхнепротерозойско-палеозойского осадочного бассейна. Схема составлена по материалам бурения параметрических скважин (Лемок-1, Аверинская-150, Тыйская-1, Восток-1, Восток-3, Восток-4 и др.). На изучаемой территории выделены две структурно-фациальные зоны (СФЗ): Касская СФЗ (включающая скважины Лемок-1, Аверинская-150, Тыйская-1, Восток-4, Елогуйская-1), где осадочные комплексы накапливались в условиях солеродного суббассейна и Кетская СФЗ (включающая скважины Восток-1 и Восток-3) с седиментацией открытого морского бассейна. Граница между СФЗ проведена по реконструируемой зоне барьерного рифа, вытянутого в субмеридиональном направлении. Скважина Восток-4 располагается на западе Касской СФЗ на границе солеродного суббассейна с барьерным рифом. Описаны местные стратиграфические подразделения (свиты), проведено их сопоставление со смежным Турухано-Иркутско-Олекминским фациальным регионом Сибирской платформы.

Рассматривается применение имитационного моделирования для исследования процессов латеральной миграции первичных скоплений углеводородов в прикровельной зоне коллектора. Показано, что такой подход может быть использован для получения точечных и интервальных оценок процессов аккумуляции нефти в ловушке и формирования остаточной нефтенасыщенности пласта.

Систематизирована и с единых позиций проанализирована информация о нафтидопроявлениях в зонах активной гидротермальной деятельности и современного вулканизма на суше (нафтиды источников кальдеры влк. Узон, Национального парка Йеллоустоун и Новой Зеландии), определены черты их сходства и различия. Установлено, что гидротермальные нафтиды образовались за счет липидов разного по природе живого вещества: фитопланктон, бактериальные сообщества, археи, а также остатки высшей наземной растительности, в том числе споры, пыльца и т.п., которые могли попадать в осадок эоловым путем. Гидротермальные нафтиды различаются уровнем зрелости, но в целом они менее преобразованы, чем большинство бассейновых нефтей. Особенности состава гидротермальных нафтидов (групповой состав, характер распределения н -алканов) свидетельствуют также о воздействии на них процессов гипергенеза (потеря легких фракций, окисление и биодеградация).

По составу био- и геомаркеров определен тип исходного органического вещества нефтей Западной Сибири, залегающих в меловых, юрских и палеозойских отложениях на глубинах от 1425 до 3950 м. Изучен индивидуальный и групповой состав алкилнафталинов этих нефтей. Рассчитаны геохимические параметры преобразованности по составу метил-, ди- и триметилнафталинов. Данные по индивидуальному составу алкилнафталинов в изученных нефтях обработаны по методу главных компонент факторного анализа. Матрица составлена из 44 нефтей и 22 характеристик (содержание индивидуальных алкилнафталинов). Молекулярно-массовые распределения алкилнафталинов нефтей разного генотипа явилось основанием для их разделения на семейства по схожести состава биаренов и степени преобразованности.

Обобщены экспериментальные данные по распределению и составу сернистых и азотистых соединений в нефтях палеозоя и юры юго-востока Западной Сибири. Показано, что во всех нефтях основными представителями гетероорганических соединений являются бензо–, дибензо–, нафтобензотиофены, хинолины и бензохинолины, тиофено– и бензотиофенохинолины, бензо– и дибензохинолоны. Установлена зависимость распределения этих соединений от условий формирования природных углеводородных систем и степенью их катагенной преобразованности.

С целью получения необходимой информации для корреляции нефтей с их генерационными источниками изучены особенности распределения биомаркеров в битумоидах разновозрастных нефтематеринских отложений юга Сибирской платформы. Установлено, что битумоиды рифейских, вендских и нижнесреднекембрийских нефтематеринских толщ различаются между собой по ряду показателей, отражающих тип исходного биогенного материала. Основными из таких показателей являются: характер распределения н -алканов и ациклических изопреноидов; относительное содержание стеранов и тритерпанов в составе полициклических нафтенов. Выявленные различия состава и распределения биомаркеров в битумоидах разновозрастных нефтематеринских толщ могут быть использованы для идентификации генерационных источников углеводородов открытых залежей.

Электромагнитные зондирования с контролируемым и естественным источником (ЗС, МТЗ) в комплексе с геохимическими методами были опробованы при выполнении разведочных работ на углеводороды в Западной Сибири. Для метода ЗС получена высокая разрешающая способность, глубинность, локальность исследования при относительно небольших размерах установки (меньше глубины залегания исследуемого объекта). МТЗ как метод, ориентированный на глубинные исследования, дает возможность контролировать структуру палеозойского основания и уточнить его электрофизические параметры. Геохимические данные позволяют судить о месторождениях углеводородов по минералогическим изменениям близповерхностных пород.

На основе комплекса методов, использующих поля различной физической природы, предложена теоретико-экспериментальная модель технологии сопровождения бурения и исследования в скважинах, обеспечивающая диагностику состояния и определение свойств околоскважинного пространства и нефтяного резервуара. Создан интерпретационный инструментарий скважинной геоэлектрики с учетом гидродинамических процессов, которые сопровождаются изменением напряженного состояния. Исследованы несимметричность зоны проникновения и областей возможных разрушений при неоднородном напряженном состоянии и ее влияние на электрометрические измерения в скважинах. На основе трехмерного моделирования геомеханических и электромагнитных полей изучены эффекты, вызванные изменением напряженно-деформированного состояния, предложены способы их учета и соответствующие интерпретационные схемы.

Анализируются результаты измерений теплопроводности, пористости и проницаемости образцов мезозойских осадочных пород из скважин, пробуренных в северо-восточной части Западно–Сибирской плиты и в Предъенисейском прогибе. Теплопроводность измерялась компаратором теплопроводности, при измерении пористости и проницаемости применялись стандартные методики. Всего измерена теплопроводность 135 образцов сухих пород (λ_с). 92 образца из этой коллекции были насыщены водой и повторно измерена их теплопроводность. В среднем теплопроводность сухих и водонасыщенных (λ_в) осадочных пород составляет 1.8–2.0 и 2.4–2.8 Вт/м/К соответственно. Коэффициент пористости (K_п) измерен для 95 образцов, а проницаемость (K_пр) — для 44 образцов. Сопоставление результатов измерений позволило выявить достаточно устойчивые линейные корреляционные связи между значениями теплопроводности сухих образцов с одной стороны и λ_в, K_п и K_пр — с другой. Установленные зависимости предлагается использовать для экспрессной оценки тепловых (λ_в по λ_с и K_п) и структурных (K_п и K_пр по λ_с) свойств осадочных пород. Очевидно, что выявленные корреляционные связи требуют дальнейшего уточнения.

Работа посвящена развитию численного моделирования и инверсии данных электромагнитного каротажа применительно к изучению нефтегазовых скважин. Разработаны программно-алгоритмические средства двумерного моделирования и инверсии данных электромагнитного каротажа с использованием петрофизических моделей электропроводности. Проведен сравнительный анализ относительных амплитудно-фазовых характеристик и выявлены возможности определения петрофизических параметров по данным электромагнитного каротажа. Получены количественные оценки флюидонасыщения и пористости заглинизированных коллекторов на основе численной двумерной инверсии как синтетических, так и практических диаграмм. Используются модели глинистых песчаников, учитывающие количество и генезис глинистого материала.