Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности верхнеюрских и неокомских отложений юго-восточной части Надымской впадины

Глава 3. Генерация углеводородных флюидов в юго-восточной части Надымской впадины.

Нефтегазообразование - сложная совокупность химических и физико-химических процессов, протекающих в недрах НГБ. Процессы нефтегазогенерации протекают в НГМП в главных зонах нефте- и газообразования (ГЗН и ГЗГ).

3.1 Нефтегазоматеринские породы юрских и нижней части меловых отложения.

Нефтегазоматеринская порода (НГМП) - парагенетическая ассоциация обогащенных автохтонным ОВ пород, рождающая в процессе литогенеза углеводородные флюиды, способные к аккумуляции.

Для выделения НГМП проведен комплекс геохимических исследований ОВ пород и нефтей, позволяющие изучить состав и свойства ОВ пород и углеводородных флюидов на разных аналитических уровнях: количество органического углерода (Сорг) и битумоида (ХБА), их качество, молекулярный состав УВ и некоторых гетероатомных соединений битумоидов и нефтей, а также степень катагенетического преобразования ОВ. Геохимическая интерпретация полученных данных позволила определить условия накопления и фоссилизации ОВ, оценить нефте- и газоматеринский потенциалы, провести сопоставление состава нефтей и битумоидов НГМП, выявить влияние миграционных процессов на состав и свойства как ОВ, так и нефтей и т.д. В работе наряду с геологическими использовались геохимические интерпретационные показатели: по пиролизу - водородный индекс (HI), показатель выработанности керогена (PI), Тмах, используемые для определения качества и степени преобразованности исходного ОВ, по молекулярному составу - отношение iC₁₉\iC₂₀ для определения качества исходного ОВ и условий фоссидлизации; Кi, метилфенантреновый индекс (MPI-1), коэффициент зрелости по стеранам (β29(S+R)/α29(S+R)+β29(S+R), по метилдибензотиофенам (4MDBT/1MDBT), являющиеся показателями зрелости ОВ и нефтей.

Для изучения свойств НГМП проведены исследования керна (180 образцов) ряда площадей: Ямпинская (скв 2), Айхеттинская (скв 50), Милисская (скв 40), Нюдеяхская (скв 306), Мало-Пякутинская (скв 509), Северо-Пякутинская (скв 545), Семиеганская (скв 128), Насельская (скв 304), и 35 проб нефтей, а также наиболее представительная выборка нефтей Сугмутского и Романовского месторождений.

Критерием выделения НГМП является количество, качество ОВ и степень его катагенетической преобразованности. В пределах исследуемой территории изучались аргиллиты баженовской свиты, и глинистые разности котухтинской, тюменской свит и нижней части неокомского комплекса (ачимовская толща).

В глинистых разностях котухтинской свиты содержания Сорг отвечает кларковым значениям 0.24-1,22%, в тогурской пачке - от 0,15 до 9,2%. Тип битумоида - смолистый, содержание ХБА варьирует в пределах 0,01-0,08%. Значения генерационного потенциала (S₁+S₂) невысокие и изменяются от 1,6 до 2,24 кгУВ/т породы, значения HI невысокие - 120-130 мг УВ/г С_орг, что соответствует керогену типа III значительной зрелости: Tmax=460^oС отвечает градации МК3. Судя по обилию углистого детрита и геохимическим показателям ОВ котухтинской свиты смешанного состава со значительной долей высшей растительности. Среди изопреноидов в максимальных концентрациях присутствует пристан (i-C19), отношение iC₁₉\iC₂₀ =1,8-2,7, что указывает на смешанный состав исходного ОВ со значительной долей гумусовой составляющей. Коэффициент Ki < 1, предполагает достаточно высокую зрелость НГМП котухтинской свиты. По коэффициентам MPI-1 и 4MDBT/1MDBT нижняя часть котухтинской свиты находится начале зоны МК₃, а по стеранам в конце МК₂.

В глинистых разностях тюменской свиты содержание Сорг=0,49-7,07%, а в восточных районах - 0,11-15,4%. HI изменяется менее контрастно - 43-114 мг УВ/г Сорг, что соответствует керогену III типа. В восточных районах HI=9-374 мг УВ/г Сорг (Конторович А.Э, Данилова В.П. и др., 1999г). Значения генерационного потенциала (S₁+S₂) =1,65-8,2 кг УВ/т породы, т.е. остаточный потенциал еще достаточно высок, а на востоке территории еще выше (S₁+S₂)=0,1-43,8 кг УВ/т породы. Значения Tmax=450-453^oС, что соответствует нижней половине <нефтяного окна> (градация катагенеза МК₃), значения же показателя выработанности керогена PI=0,14-0,35 свидетельствуют о меньшей зрелости керогена (градация катагенеза не выше МК₁). Величина R^o=0,69-0,7%, что соответствует градации МК₂. По MPI-1 и 4MDBT/1MDBT НГМП тюменской свиты также находятся в зоне МК₂.

В алевритистых аргиллитах абалакской свиты содержание Сорг=2,7-3,1%, ХБА=0,04-0,08%, тип битумоида - смолистый. Значения (S₁+S₂)=1,65 кг УВ/т породы, т.е. остаточный потенциал еще не полностью реализован, но, судя по чрезвычайно низким значениям HI= 39 мг УВ/г Сорг, остаточный потенциал ОВ при соответствующих условиях способен генерировать только газ. Значения Тmax=451^oС соответствуют градации МК₂-МК₃, в то время как значения показателя реализации керогена PI=0,25 показывают на меньшую степень зрелость - не выше середины МК₂.

В баженовской свите содержание Сорг сильно варьирует 0,66 - 12,45%, преобладают концентрации 2-3%, а в восточной части района - 0,14 до 18,03 (треть образцов имеет значения более 10%). Значения генерационного потенциала (S₁+S₂)=8,2-32,5 кг УВ/т породы, т.е. остаточный потенциал еще не полностью реализован. HI =152-227 мг/г Сорг чрезвычайно низкий для баженовской свиты, в восточных районах значения HI=193 мг/г Сорг. Значения Тmax=445-448^oС, что соответствует середине <нефтяного окна>, значения показателя выработанности керогена PI=0,1-0,25 также свидетельствует о зрелости керогена не выше середины градации МК2, на северо-западе исследуемой территории более низкие значения Tmax=439-441^oС и PI=0,15-0,19. Таким образом, можно констатировать, что баженовская свита исследуемого района относится к категории высокопотенциальных НГМП, но потенциал ее несколько ниже, чем, например в Салымском районе, качество керогена также невысокое. По величине водородного индекса кероген баженовской свиты попадает в поле керогена III типа, однако потенциал исходного керогена соответствовал II типу. По коэффициентам MPI-1 и 4MDBT/1MDBT породы баженовской свиты попадают в зону МК₂.

В глинистых разностях ачимовской толщи содержание Сорг=0,26-8,52%. Повышенные концентрации ОВ отмечены в разрезах скважин Нюдеяхская-306 (до 14,8%) и Насельская-304 (7,2-8,5%), в этих же разрезах повышены значения генерационного потенциала (S₁+S₂)=9,4 -31,8 кг УВ/т породы. В остальных разрезах значения этого показателя варьируют в пределах 0,28-2,07 кг УВ/т породы. Отмечены невысокие значения HI=38-77 мг УВ/г Сорг, что свидетельствует о невысоком потенциале. Значения Tmax=445-448^oС и показателя выработанности керогена PI=0,16-0,18 близки к таковым в баженовской свите, хотя намечается тенденция к более низкой преобразованности ачимовских отложений. Потенциал глинистых разностей ачимовской толщи реализован еще незначительно. Потенциал на жидкие УВ не высок, кероген относится к III типу, очевидно примесь континентального ОВ в этом районе была весьма значительной, что привело к снижению потенциала. По стеранам ачимовская толща находится в зоне МК1, а по фенантренам - в зоне МК₂.

Таким образом, в юрском и меловом разрезе центральной и юго-восточной части Надымской впадины можно выделить следующие НГМП (в порядке уменьшения их нефтегазоматеринского потенциала): основная - баженовская, второстепенные - тюменская, ачимовская, котухтинская. В восточном направлении увеличивается степень преобразования ОВ и степень реализации нефтегенерационного потенциала.

3.2 Восстановление геохимической истории формирования состава нефтей юго-восточной части Надымской впадины и прилегающих районов

В геолого-геохимической истории нефти можно выделить два крупных этапа: первый - дозалежный, который часто называют предысторией нефти, второй - изменения, происходящие в залежи, - собственно геохимической истории нефти.

Молекулярный состав нефти и особенно состав хемофоссилий позволяет судить об исходном составе ОВ и последующих его преобразованиях в литогенезе. С целью восстановления истории формирования состава нефтей было исследовано 8 проб нефтей из разных пластов некоторых месторождений юго-восточной части Надымской впадины, а также более представительная выборка нефтей Сугмутского месторождения.

По распределению алканов С₁₂-С₃₂ как нормальных, так и изопренанов в пределах залежей Сугмутского месторождения пласта БС₉² можно выделить три типа нефтей.

Нефти разных типов находятся в изолированных залежах, приуроченных к разным песчаным линзам. Состав нефтей подтверждает то, что в настоящее время нет гидродинамической связи между этими залежами, хотя они относятся к одному пласту БС₉².

Можно предположить, что заполнение клиноформных ловушек углеводородными флюидами происходило в несколько этапов. Первыми заполнялись линзы южной части месторождения - I тип нефти. Материнское ОВ этой нефти в своей истории прошло этап относительно восстановительных условий начальной фоссилизации в раннем диагенезе. Такие условия существовали при формировании нефтематеринских глин баженовской свиты и, вероятно, основная масса УВ поступала сюда из этих отложений, хотя нельзя исключать подток из НГМП котухтинской и тюменской свит.

В залежи центральной и северной части продуктивного пласта следующая порция нефти поступила позже (II тип). В генерации этих флюидов уже участвовало ОВ не только баженовской свиты, но и нижней части неокома, на что указывает разное соотношение концентраций изопреноидов, а распределение н-алканов очень похоже на распределение этих УВ во II типе нефтей.

III тип характерен для самой верхней части пласта БС92, нефть этого типа самая легкая, возможно, третьего этапа генерации и миграции. Легкие фракции геохимически самые молодые (их немного), возможно, поступали из ачимовских и вмещающих залежи глинистых разностей пород, а также из более глубокозалегающих НГМП (котухтинская и тюменская свиты). Это третий и последний этап формирования современного состава нефтяных флюидов. Миграционные процессы оказывали влияние на формирование состава нефтяных флюидов всех типов, на что указывает распределение физико-химических параметров внутри залежей и преобладание изоалканов среди алканов в бензиновых фракциях нефтей. Поскольку глинистые разности всех выделенных НГМП накапливались в морских или прибрежно-морских обстановках, то состав циклоалкановых биомаркеров очень близок. Изменение состава нефтей в геологической истории НГМП позволило восстановить стадийность этапов генерации углеводородных флюидов.

По распределению алканов среди исследованных нефтей пластов Ю₀, Ач1, БС юго-восточной части Надымской впадины выделяются два типа: соответствующие I и II типам нефтей основных залежей пласта БС₉² Сугмутского месторождения. Отличие заключается в том, что эти типы нефтей приурочены к разновозрастным пластам - Ю₀, Ач1, группы пластов БС и группы пластов АС, а не к одному.

Биомаркерный анализ состава нефтей и битумоидов юго-восточной части Надымской впадины и прилегающих территорий показал, что ОВ НГМП накапливалось в морских бассейнах с разнообразными обстановками - открытого моря, эстуариях, прибрежных лагунах, в которые сносился органический материал с континента. Основными биопродуцентами являлись фито- и зоопланктон (фитопланктон преобладал). Вклад континентального гумусового ОВ значительнее в котухтинской свите, меньше в тюменской, еще меньше в баженовских и ачимовских породах (рис. 1). Генерация углеводородных флюидов происходила в ГЗН на стадиях МК₁ - МК₃. На севере Надымской впадины одновозрастные толщи залегают на больших глубинах и, соответственно, подвергались воздействию более высоких температур, чем на юге. НГМП для скоплений в пластах БС и АС явились в основном баженовские аргиллиты и глинистые разности ачимовской толщи, но нельзя исключать и участие более преобразованного ОВ котухтинской и тюменской свит. Поступление в залежи легких УВ обусловлено вхождением в главную зону конденсатообразования (в погруженных частях) котухтинской свиты, а также вхождением в ГЗН НГМП нижней части неокома.