Новости

В частности, специалисты детализировали данные по температурам пород в кровле тюменской и малышевской свит (батский ярус), в том числе в слабо изученных арктических районах.

О том, что уже удалось сделать, и о планах дальнейших исследований рассказывает Валерий Александрович Казаненков – заведующий лаборатории геологии нефти и газа Западной Сибири ИНГГ СО РАН, кандидат геолого-минералогических наук.

В последнее время у добывающих углеводородное сырье компаний возникает интерес к среднеюрским отложениям и перспективам их нефтегазоносности. Особое значение недропользователи придают отложениям батского яруса, которые сформировались 164,7–167,7 млн лет назад. Согласно статистике, за последние 30 лет в Западной Сибири в отложениях бата открыто более 500 новых залежей, значительная часть из которых находится в слабо изученных ранее глубоким бурением южных и северных районах провинции, что позволило получить много новых данных. Следует отметить, что последний раз геотермические карты для кровли средней юры строились в середине 80-х гг. прошлого века.

В связи с этим ученые Института детально рассмотрели, как распределяются температуры в горизонтах Ю2-Ю4 тюменской и малышевской свит на всей территории Западной Сибири, включая слабо изученные глубоким бурением арктические районы северной части Красноярского края и акваторию южной части Карского моря, где в 2014 году нефтяная компания «Роснефть» открыла месторождение Победа с залежами углеводородов в отложениях мела, средней и нижней юры.
Геотермический режим недр очень важен, поскольку он влияет на процессы образования нефти и газа, фазовое состояние залежей и их сохранность, а также на физико-химические свойства жидких углеводородов. В частности, насколько плотными и вязкими будут нефти, добытые в том или ином районе, сколько в них будет содержаться попутного газа, серы, смол и так далее. Кроме того, определение пластовых температур необходимо при подсчете запасов нефти и газа и проектировании разработки залежей.

Специалисты ИНГГ СО РАН обобщили данные замеров температур (~1200), полученных при испытании поисковых и разведочных скважин на 569 площадях, а также данные по термокаротажу глубоких скважин, пробуренных на 26 площадях и построили карту распределений температур пород в кровле бата с глубинами залегания от -500 – -600 м вдоль обрамления бассейна до -4000 – -4500 м и ниже в наиболее прогнутых частях, к которым относятся крупные впадины и прогибы. Таким образом на современном информационном уровне ученые Института получили наиболее объективную картину о современных геотермических условиях в отложениях, в которых залежи углеводородов распространены на самой большой площади Западной Сибири.
 
Карта современных температур пород в кровле тюменской и малышевской свит: 1 - административные границы; 2 - граница распространения отложений малышевского горизонта; 4 - границы “переходной” зоны с различным фазовым состоянием залежей УВ; 4 - скважины с замерами температур в кровле малышевского горизонта; залежи в пластах Ю2-Ю4: 5 - нефтяные; 6 - газонефтяные; 7 - газовые; 8 - газоконденсатные; 9 - нефтегазоконденсатные

Можно утверждать, что при поступлении новой информации модель карты (Grid) современных температур пород бата принципиально не поменяется. Новый материал в той или иной мере позволит уточнить и детализировать построения в отдельных районах бассейна.
В ходе работ ученые Института построили карты изменения физико-химических свойств нефтей и конденсатов и проанализировали, как температуры пород в кровле тюменской и малышевской свит соотносятся с нефтегазоносностью и изменением качественных свойств углеводородных флюидов (плотность, вязкость, газовый фактор, содержание: серы, парафинов, смол и асфальтенов) из залежей и нефтегазопроявлений пластов Ю2-Ю4 на всей территории Западно-Сибирского осадочного бассейна. На основе этого анализа специалисты уточнили контуры зон распространения залежей с различным фазовым состоянием углеводородных флюидов в батском резервуаре, толщина которого меняется от менее 50 м на юге и юго-западе до 200 и более метров в северных и арктических районах.

На построенной в ИНГГ СО РАН карте температур пород Западно-Сибирского бассейна достаточно четко обособляются три крупные области.

Первая выделяется вдоль обрамления бассейна где отложения монотонно погружаются от –600 до –2300…–2500 м – в ней температура пород имеет низкие значения и колеблется от 20 до 80 °С. Вторая (южная) и третья (северная) геотемпературные области охватывают внутренние районы бассейна. В южной области при залегании пород на глубинах от –2000… –2500 до –3100… –3250 м фоновые значения температур в кровле тюменской свиты варьируются от 80 до 100 °С, а в северной на глубинах ниже –3300 м, – от 90 до 110 °С.

При этом, в южной геотемпературной области выделяются температурные аномалии. Например, в Красноленинской, Салымской, Нюрольской и Бакчарской зонах температура в пластах может достигать 120°С, а в Сургутской и Тайлаковско-Южно-Демьянской опускаться до 80°С.

В северной геотемпературной области в контурах мегавпадин выделяются крупные высокотемпературные зоны, самой большой из которых является Южно-Карская, где температура на глубине -4500 м достигает более 140°С.

В соответствии с закономерным увеличением температур с юга на север в пределах внутренних районов бассейна выделяются три зоны. В первой – самой южной, охватывающей центральные районы ХМАО, северные районы Тюменской и Омской областей – происходит нефтенакопление. Во второй – переходной, выделенной в южных районах ЯНАО и центральной части Томской области – выявлены нефтяные, нефтегазоконденсатные, газонефтяные и газоконденсатные залежи. Наконец, третья зона, охватывающая северные и арктические районы – преимущественно газоконденсатная. Все выявленные в батском резервуаре залежи, которые содержат исключительно «сухой» газ, расположены в низкотемпературной области на северо-востоке и западе бассейна.

– Для батского резервуара установлена достаточно четкая взаимосвязь между температурами пород в кровле тюменской и малышевской свит и физико-химическими свойствами нефтей залежей пластов Ю2-Ю4, – говорит Валерий Казаненков. – По мере повышения пластовых температур в плане отчетливо фиксируется уменьшение плотности, снижение содержания серы, смол и асфальтенов, увеличение содержания парафинов и значений газового фактора.

Карта изменения плотности нефтей и конденсатов из залежей в пластах Ю2–Ю4 Западной Сибири: 1) административные границы; 2) граница распространения проницаемого комплекса бата (пласт Ю2); 3) границы “переходной” зоны с различным фазовым состоянием залежей УВ; 4) скважины с определениями плотности нефтей; 5) зоны перспективные на газ; 6) бесперспективные территории; Залежи: 7) нефтяные; 8) газонефтяные; 9) газовые; 10) газоконденсатные; 11) нефтегазоконденсатные.
Полученные результаты позволяют прогнозировать температурный режим недр, фазовое состояние залежей углеводородов и качественные характеристики нефтей и конденсатов в пределах слабо изученных глубоким бурением перспективных территорий, к которым, в первую очередь, относятся север Красноярского края, полуостров Гыданский и южная часть акватории Карского моря.

Текст под редакцией пресс-секретаря ИНГГ СО РАН Павла Красина