27.03.2021

Условия генерации и аккумуляции углеводородов в Анадырском бассейне


Поиски нефтяных и газовых месторождений в Анадырской впадине продолжаются уже несколько лет, но пока не увенчались ощутимыми результатами. Здесь пробурено 12 колонковых и 11 глубоких скважин, метраж которых превысил 40 000 м. В процессе бурения неоднократно наблюдались значительные нефтегазопроявления. Очевидно, настало время критически проанализировать полученные материалы и попытаться дать прогноз на основе оценки возможностей нефтегазообразования и нефтегазонакопления в исследованном регионе.

Основным геологическим результатом проведенных работ является установление в составе осадочного выполнения впадины по меньшей мере трех самостоятельных структурных комплексов, отчетливо различающихся также по своим литологическим, петрофизическим, геохимическим характеристикам, площадному распространению, степени катагенетической преобразованности пород и, следовательно, по особенностям процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления, Поэтому оценка их нефтегазоносности должна производиться раздельно.

Верхний структурный комплекс объединяет отложения средне — верхнемиоценового, плиоценового четвертичного возраста, развит на всей площади впадины и плащеобразно перекрывает более дислоцированные толщи, залегая различными своими частями несогласно на разнообразных породах от нижнего мела до нижнего миоцена включительно. В последнем случае несогласие в разрезах скважин может не фиксироваться. Верхний комплекс сложен главным образом алевролитами, песчаниками, песками, глинами с подчиненными прослоями гравелитов, галечников, бурых углей, лигнитов, известковистых пород, которые накапливались в прибрежно-морских и континентальных обстановках и формировались в условиях восстановительных, слабовосстановительных и слабоокислительных геохимических фаций диагенеза. Состав плиоценовых пород изменяется от преимущественно песчаного в прибортовых районах до более тонкообломочного в погруженных зонах впадины. Здесь в разрезах доминируют алевролиты (табл. 1), песчаники составляют 20-35%, а глины 15-20% от общей мощности толщи. Средне-верхнемиоценовые отложения более литологически выдержаны по площади. Среди них также преобладают алевролиты (45-50%) и песчаники (35%), глины развиты в меньшей мере (10-12%).

В изученных бурением районах впадины мощность пород верхнего комплекса составляет 300-1600 м, а степень катагенетической преобразованности отвечает градациям гумусовых углей, ПК1, ПК2 и ПКд. Органогеохимические показатели (табл. 2) свидетельствуют о достаточно высокой обогащенности пород органическим веществом (OB) и битумоидами, но последние из-за относительно слабой степени катагенеза и преимущественно гумусовой природы исходного OB характеризуются незначительными количествами масляной фракции и углеводородов (УВ); низки и сами битумоидные коэффициенты. Все это позволяет говорить о преимущественно газопроизводящей способности рассматриваемого комплекса пород, что подтверждается результатами опробования скважин.

Из пород средне-верхнего миоцена были получены кратковременные притоки газа с дебитом 200-250 тыс.м3/сут (скв. Р-2), пластовые воды с растворенным газом (до 700 м3/сут с газовым фактором до 5 м3/м3) и целая серия небольших газопроявлений практически во всех скважинах. Верхний комплекс характеризуется наличием гранулярных коллекторов высокого качества (табл. 1), но мощные и выдержанные глинистые пласты-покрышки здесь развиты слабо, во всяком случае в центральной, наиболее изученной бурением части впадины. Таким образом, верхний структурный комплекс осадочного выполнения Анадырского бассейна должен рассматриваться как газопроизводящий и, вероятно, сингенетично газоносный. Проблема открытия в нем газовых месторождений тесно связана с поисками зон распространения надежных и вы держанных покрышек. Такие зоны скорее всего могут быть приурочены к наиболее глубоким конседиментационным прогибам и мульдам, расположенным в краевых прибортовых и восточных экваториальных районах впадины. Мощность комплекса здесь достигает 3-3,5 км, поэтому не исключено, что в таких условиях он может оказаться и нефтеносным (рис. 1).

Средний структурный комплекс объединяет отложения нижнемиоценового (собольковская толща) и эоцен-олигоценового (майницкая толща) возраста. Они развиты в основном в юго-заладной части впадины, а на востоке выклиниваются и/или частично замещаются вулканогенными образованиями палеоцен-эоцена. Эти отложения достаточно своеобразны по составу.

Собольковская толща мощностью 500-700 м на 50-65% состоит из массивных плотных вулканомиктовых песчаников с цеолитовым цементом и разделяющих их редких прослоев алевролитов. Глинистых пород в разрезе очень мало (2-6%), и они характеризуются низкими содержаниями некарбонатного (органического) углерода и битумоидов (см. табл. 2). Интенсивная цеолитизация песчаников обусловливает фактическое отсутствие в них сообщающегося межгранулярного порового пространства, проницаемость очень редко превышает 0,1 мД (см. табл. 1). Приведенные характеристики собольковской толщи не позволяют высоко оценивать перспективы ее нефтегазоносности.

Майницкая толща расчленяется на три пачки: верхнюю песчано — алевролитовую (350-400 м), среднюю алевролитовую (550-700 м) и нижнюю аргиллитовую (100-400 м). Первые две пачки по возрасту относятся к олигоцену и, возможно, частично к нижнему миоцену, нижняя - аргиллитовая - вероятно, к эоцену-олигоцену. Породы толши накапливались в условиях открытого морского водоема и соответствуют в основном градации катагенеза . В верхних пачках чистые глины развиты в небольшом количестве (1-6%), но присутствующие здесь глинистые алевролиты в достаточно высокой степени обогащены OB и битумоидами (см. табл. 2). Последние характеризуются весьма облагороженным составом и часто локализуются по микротрещинам. Однако наибольшим углеводородным потенциалом (500-700 г/м3) обладают породы нижней пачки майницкой толщи. Практически все зафиксированные в аргиллитах битумоиды имеют смешанную природу, весьма восстановленный состав и создают микроконцентрации в трещинах. Эта пачка может рассматриваться в качестве одного из главных нефтегазопроизводящих объектов в разрезе впадины.

Возможности реализации продуцирующих способностей отложений майницкой толщи на разбуренных площадях сдерживаются не вполне оптимальным соотношением в разрезах пород различного литологического состава и отсутствием хороших коллекторов, ограниченных гидроизолирующими разделами. Пористость и проницаемость песчано-алевролитовых пород майницкой толщи в районе Coбольковской, Западно-Озерной и Изменной площадей, очень малы (см. табл. 1). Полученные на последней структуре незначительные по дебиту притоки легкой нефти и газоконденсата приурочены к трещиноватым горизонтам внутри монотонной алевролитовой пачки. Количество песчаных прослоев и их коллекторские свойства улучшаются на Чирынайском поднятии, особенно в верхней части разреза толщи, но здесь нет глинистых разделов.

Таким образом, породы среднего структурного комплекса, и прежде всего алевролитовая и глинистая пачки майницкой толщи, являются нефтегазопроизводящими. Поиски в них газовых, нефтяных и газоконденсатных скоплений связываются с обнаружением зон оптимального чередования в разрезе песчаников, алевролитов и аргиллитов типа "слоеного пирога". Сейчас трудно говорить, где лучше искать эти зоны, во всяком случае, в пределах разбуренных участков условия для накопления углеводородов и формирования скоплений в породах комплекса, вероятно, должны быть признаны не совсем благоприятными. Имеется лишь небольшое количество косвенных данных, позволяющих предполагать наличие таких условий в Майницком прогибе, в южной части впадины. На рис.2 показан сейсмический разрез через этот прогиб. Третий отражающий горизонт на этом разрезе отождествляется с кровлей майницкой толщи. Отчетливо видно, что ниже этого горизонта в юго-восточном направлении возрастает количество отражающих площадок, которых очень немного на северо-западе, где разрез толщи монотонен. Возможное расслоение майницкой толщи в южном направлении подтверждается и геологическими данными. По наблюдениям В.В. Иванова, разрез эоцен-олигоценовых пород на южном обрамлении Анадырской впадины в районе г. Чирынай представлен более чем 700-метровой толщей аргиллитов, алевролитов и песчаников, чередующихся в пластах мощностью от 1 до 20 м. Внизу (250 м) и вверху (> 100 м) доминируют аргиллиты и алевролиты, а в середине толщи - алевролиты и песчаники (250м). Оптимальные для нефтегазонакопления условия могут возникать также при несогласном перекрытии майницкой толщи образованиями верхнего структурного комплекса и в связи с трещиноватыми коллекторами.


Нижний комплекс изучен еще очень слабо и представлен угленосными отложениями верхнего мела. Во внутренних районах впадины эти породы находятся на стадиях MK2, частично MK3. Их углеводородный потенциал заметно ниже, чем у пород майницкой толщи (см. табл. 2), что обусловлено преимущественно гумусовой природой OB. Соотношение аргиллитов алевролитов и песчаников в разрезе примерно одинаково, но достаточно ярко выраженные вторичные изменения пород определяют в целом плохие свойства гранулярных коллекторов. Верхнемеловой комплекс пород рассматривается как нефтегазопроизводящий и, возможно, сингенетично нефтегазоносный с коллекторами трещинного и смешанного типов.

В заключение необходимо подчеркнуть, что результаты совместного анализа условий нефтегазообразования и нефтегазонакопления приводят к необходимости внесения определенных корректив в стратегию поисков нефтяных и газовых месторождений в Анадырской впадине. Многочисленность и разнородность объектов заставляют вести поиски широким фронтом с одновременным вовлечением в бурение площадей в различных тектонических зонах впадины, в том числе в прибортовых и прибрежных погруженных зонах. Для верхнего комплекса результативность работ будет в значительной степени определяться обнаружением зон распространения покрышек, для среднего - зон развития "слоеного пирога". При установлении последних, очевидно, потребуется увеличение глубинности сейсморазведки в целях поиска структур среди отложений среднего комплекса.





Яндекс.Метрика