ПРОГНОЗИРОВАНИЕ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ РИФЕЙ-НИЖНЕКЕМБРИЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ НА ОСНОВЕ ИЗУЧЕНИЯ ВОДНО-ГАЗОВЫХ РАВНОВЕСИЙ

М. Б. Букаты (Томский филиал ИГНиГ СО РАН)

«Геология нефти и газа».- 1997 № 7.

Открытия последних лет позволили отнести западную часть Сибирской платформы к ведущему по запасам и ресурсам нефти и газа региону Восточной Сибири. Однако изученность этой территории, особенно в региональном плане, продолжает оставаться очень низкой.

Уникальность этого региона, определяемая наличием мощных толщ соленосных отложений, древнейшим рифей-раннекембрийским возрастом основных нефтегазоносных комплексов и широким распространением в разрезе пластовых интрузий - траппов, обусловливает ряд проблем, связанных с оценкой его нефтегазоносности.

Одна из таких проблем - оценка сохранности углеводородов. Выявленные Л.М.Зорькиным закономерности направленного геохимического развития нефтегазоносных бассейнов [2] позволяют относить рассматриваемую территорию к древним бассейнам, находящимся на стадии геохимической старости и, следовательно, обладающим меньшими перспективами нефтегазоносности по сравнению со зрелыми бассейнами [1]. Ставит под сомнение перспективность центральных и северных районов Тунгусской синеклизы также и развитие траппового магматизма, особенно ярко проявленного в данном разрезе [3].

При прогнозировании нефтегазоносности все это требует применения имеющегося арсенала геолого-геохимических методов, среди которых важное место принадлежит изучению геохимии природных газов. В частности, принципиальное значение приобретает оценка регионального фона газонасыщения подземных вод, характеризующая степень завершенности процессов концентрации, преобразования и рассеивания скоплений нефти и газа. Не менее важно прогнозирование их качественного состава. В геохимической системе вода - газ особенности геологической истории и строения привели к широкому диапазону изменения минерализации и химического состава подземных вод и рассолов, а также состава газов, что обусловило невозможность применения известных методов расчета степени насыщения пластовых вод газами. В связи с этим была разработана специальная методика (Букаты М.Б., 1992), реализованная в составе программного комплекса НydroGео в виде процедуры Саз, позволяющей определять состав и ряд характеристик равновесной свободной газовой фазы по составу растворенного газа и воды или, наоборот, состав и другие параметры растворенного газа по составу свободного газа и раствора, а также моделировать эвазию - инвазию газов при изменении давления, температуры или состава раствора. В число рассчитываемых параметров и характеристик входят коэффициент газонасыщенности, общее и парциальное давление насыщения, значения индивидуальных фугитивностей газов, прогнозные фазовый тип и расстояние до залежи, расчетные значения конденсатности, плотности газа в стандартных и пластовых условиях, его возраст, теплота сгорания, сжимаемость и др.

Проведенные в соответствии с этой методикой физико-химические расчеты для основных залежей нефти и газа позволили впервые оценить направленность их взаимодействия с вмещающими подземными рассолами. В окраинных и центральных районах Тунгусской синеклизы характер их взаимодействия оказался заметно различающимся, что хорошо видно при анализе результатов расчетов, приведенных в обобщенном виде (таблица).

Характер взаимодействия нефти и газа с подземными водами (по соотношению фугитивностей газов в растворе и залежи)

Газ Месторождение
Куюмбинское Юрубченское Подкаменное Моктаконо-Таначинское Собинское
Н2 + = + + +
СН4 - - - - -
С2Н6 - + = - +
С3Н8 + = = - =
изо-С4Н10 = + = +
н-С4Н10 = + - +
изо-С5Н12 - = + = +
н-С5Н12 - = + = +
С6Н14 Нет свед. = + Нет свед. +
СО2 - - = - =
Не Нет свед. + + = +
N2 - + + - =
СО + Нет свед. Нет свед. + Нет свед.

Примечание. Направления миграции:"+" - в залежь;"-" - из залежи;

"=" - равновесие залежи с подземными водами.

Так, в Подкаменном, Куюмбинском, Юрубченском и Собинском месторождениях, отражающих гидрогеохимические условия в пределах Курейско-Бакланихинского мегавала, центральной части Байкитской антеклизы и Ка-тангской седловины, приуроченных к западным и южным районам Тунгусской синеклизы, газовый состав по многим компонентам близок к равновесию с подземными водами, что свидетельствует о слабом современном взаимодействии между ними и, следовательно, геохимической устойчивости залежей. Для этих месторождений при общем коэффициенте насыщения вод (отношение давления насыщения вод к пластовому), изменяющемся в большинстве случаев от 0,45 до 0,97, по соотношениям индивидуальных коэффициентов фугитивности газов в залежах и подземных водах отмечается незначительное рассеивание из газовой составляющей залежей главным образом метана и диоксида углерода, причем чаще всего такое рассеивание частично компенсируется одновременным поступлением из окружающих рассолов тяжелых углеводородов, гелия и азота.

Учитывая сравнительно однородный гидрогеохимический фон в нижних горизонтах осадочного чехла крупнейших структур, к которым приурочены эти месторождения, отмеченные закономерности могут быть с определенной долей условности распространены на всю рассматриваемую территорию, что дает основание для вывода о весьма благоприятном геохимическом режиме формирования и сохранения нефти и газа в рифей-нижнекембрийских отложениях данного региона. В то же время очевидно, что газовая часть залежей в настоящее время трансформируется в направлении утяжеления своего состава и изменения концентраций неуглеводородных газов.

В этой связи можно предполагать продолжение процессов образования, миграции и накопления нефти вплоть до современного этапа геохимического развития на фоне прекращения образования и накопления газов. У последних сейчас проявляется начальный период рассеивания - растворение в окружающих водах.

Судя по очень небольшому пока объему имеющихся данных, иной процесс протекает в Бахтинском мегавыступе, примыкающем к центральной части Тунгусской синеклизы. На выявленном здесь Моктаконо-Таначинском газонефтяном месторождении результаты расчетов показывают наличие резкой неравновесности свободных газов с подземными водами (общий коэффициент насыщения 0,18-0,26), причем с учетом индивидуальных соотношений фугитивностей разных газов это касается в первую очередь наиболее легких углеводородов, равно как и для других районов юго-запада Сибирской платформы. На этом месторождении прогнозируется преобладание обстановки геохимической неустойчивости залежей нефти и газа, диффузионно рассеивающихся в окружающих водах на современном этапе.

Такая же ситуация, вероятно, наблюдается и в других районах восточной части Бахтинского мегавыступа, а также на большей части Курейской синеклизы, основанием чему может служить гипотеза об изменении геохимического фона в результате теплового воздействия наиболее интенсивно проявившегося здесь траппового магматизма, выдвинутая ранее для объяснения аномальной сухости водорастворенных газов, установленной на восточном склоне Бахтинского мегавыступа и в очень слабо еще изученных западной и центральной частях Курейской синеклизы (Букаты М.Б., 1985). Правомерность данного предположения требует проверки в ходе дальнейших работ на основе отбора и исследования глубинных проб водорастворенного газа, поскольку оно имеет принципиальное значение для оценки нефтегазоносности огромной территории центральных и северных районов Тунгусской синеклизы.

Как с точки зрения теории нефтегазообразования, так и охраны природы особый интерес представляет также современное поступление в залежи Куюмбинского и Моктаконо-Таначинского месторождений высокотоксичного оксида углерода, имеющего высокотемпературный генезис, из подземных вод (см. таблицу).

Результаты гидрогеохимического прогнозирования преобладающего типа возможных месторождений нефти и газа в рифей-нижнекембрийских породах по данным моделирования водно-газовых равновесий отражены на рис. 1.

В целом для изученной территории прогнозируемое качество залежей уверенно разделяется на два главных типа, первый из которых объединяет нефтяные и нефтяные с газовой шапкой, а второй - газоконденсатные и газовые. В пространственном отношении они обособляются в три области.

В первой из областей, приуроченной к центральной погруженной части Канской впадины, ожидается распространение залежей преимущественно второго типа, что может быть связано с глубоким залеганием карбонатных горизонтов нижнего кембрия в условиях резко повышенной напряженности геотемпературного поля. Температура в этой зоне достигает 90 °С и может быть намного более высокой в период траппового магматизма, поскольку, по мнению Г.П.Вдовыкина, именно этот район может рассматриваться как зона начального проявления магматизма, вызвавшего серию регионально распространенных на юге Сибирской платформы траппов.

Прогнозируемый тип залежей: 1 - нефтяные и газоконденсатно-нефтяные, 2 - газоконден-сатные и газовые; особенности состава свободных газов: 3 - с присутствием Н2S и СО2, 4 - с повышенным содержанием Н2S - с эпизодическим присутствием СО; ожидаемые концентрации Не, %: 6 - <0,2; 7 - 0,2-1,0; 5 ->1; 9 - граница Сибирской платформы; 10 -точка опробования и ее номер (глубокие скважины): 1 - 3, 6к Курейские, 2-1 Голоярская,3-2 Сухотунгусская,4-8 Подкамен-ная, 5-1 Большепорожская, 6-1 Ирбуклинская, 7 - 8к Холминская, 8 - 216 Западно-Малкитконская, 9-1 Верхненогинская, 10 -202 Усть-Кочумдекская, 11 - 2 Пойменная, 12 -3 Кочумдекская, 13-3 Моктаконская, 14 -2 Сурингдаконская, 15 -1 Учаминская,76 -2 Вакунайская,/7 - 187 Верхнеамнуннаканская/18 - 14к Тутончанская,19 -1 Аллюнская, 20-1 Моровская, 27-9 Куюмбинская, 22 - 20 Усть-Камовская, 23-5 Юрубченская, 24-2 Вэдрэшевская, 25-3 Оморинская, 26 -1 Нижнетайгинская, 27-1 Оскобинская, 28 -114 Чамбинская, 29-1 Ванаварская, 30-5 Собинская, 31-1 Пайгинская, 32 - 103 Джелин-дуконская, 33 - 104 Тэтэринская, 34 - 180 Имбинская, 35-1 Тынысская, 36-1 Сутягинская, 37-1 Фединская, 35-1 Абанская