ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО БАССЕЙНА

АННОТАЦИЯ

Российская сырьевая база жидких углеводородов отличается высокой концентрацией. Большая часть запасов нефти страны сосредоточена в 11 уникальных и 179 крупных многопластовых месторождениях, в совокупности заключающих 69,8% запасов и обеспечивающих две трети нефтедобычи страны. Значительное число таких объектов расположено на территории Ханты-Мансийского Автономного Округа, в Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейне, что сближает его с крупнейшим в мире НГБ Персидского залива. В статье автор проводит анализ нефтегазоности Западно-Сибирского бассейна.

Нефтегазоносность бассейна связана с отложениями юрского и мелового возраста. Большая часть нефтяных залежей находиться на глубине 2000-3000 метров. Нефть Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна характеризуется низким содержанием серы (до 1, 1%), и парафина (менее 0, 5%), содержание бензиновых фракций высокое (40-60%), повышенное количество летучих веществ [1].

Качество нефти бассейна сравнительно высокое: 47% запасов бассейна представлено особо легкими и легкими сортами, еще 28% — средними по плотности нефтями. На мало - и среднесернистые нефти приходится около 70% запасов НГБ. Месторождения с запасами высококачественной нефти разведаны на всей территории бассейна, но значительное их число сосредоточено на севере бассейна. Месторождения менее качественной нефти локализованы большей частью в центральной части НГБ, крупнейшими из них являются Нововасюганское, Нижнетабаганское, Мамонтовское. Осадочный чехол Западно-Сибирского бассейна представлен мезозойско-кайнозойскими терригенными и вулканогенно-осадочными породами мощностью до 13 км. Нефтегазоносность в той или иной степени проявлена в восьми продуктивных горизонтах, приуроченных к юрско-меловым отложениям, в соответствии, с чем в бассейне выделяется восемь разновозрастных нефтегазоносных комплексов. Благодаря этому формируются многопластовые месторождения, характерные для Западной Сибири, включающие несколько разновозрастных залежей. Наиболее типичными примерами многопластовых объектов являются уникальные по запасам нефти Самотлорское, Красноленинское, Приобское месторождения.

Основными ловушками нефти в бассейне выступают крупные положительные структуры. Не все нефтегазоносные комплексы широко распространены по территории Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (ЗСНБ). Самые молодые апт-альбский и сеноманский НГК развиты на севере и северо-западе бассейна и характеризуются преимущественной газоносностью. Нефть в этой части бассейна имеет подчиненное значение и чаще располагается в нефтяных оторочках нефтегазовых месторождений, которые могут быть сложены либо флюидом низкой плотности, либо тяжелой, вязкой нефтью, скопления которой иногда могут быть значительными и формировать собственные месторождения; ярким примером таких объектов служит Русское месторождение в Ямало-Ненецком АО. В отложениях апт-альбского и сеноманского НГК заключена примерно пятая часть запасов нефти бассейна.

Формированию богатых месторождений нефти и газа в Западно-Сибирском бассейне способствовали следующие факторы:

1. Огромные размеры бассейна и большие мощности осадочных толщ, которые формировались в условиях устойчивого непрерывного прогибания земной поверхности на протяжении всего мезозоя и палеогена.

2. Морской и прибрежно-морской характер отложений, наличие региональных экранов и коллекторов, обусловленных эвстатическими колебаниями уровня Мирового океана.

3. Наличие благоприятных гидрогеологических и геохимических режимов, способствовавших накоплению и сохранению органического вещества высокого качества.

4. Повышенный тектонический и тепловой режимы недр на протяжении всего мезозоя.

Самым сложным по строению и наиболее мощным (от 0,3 до 1,8 км) комплексом мегапровинции является юрский литолого-стратиграфический комплекс (ЮК): в его состав входит песчано-глинистая толща тюменской свиты нижней-средней юры (гор. Ю2–Ю10), песчано-алевролитовые отложения келловеяоксфорда (гор. Ю1) и глинистые отложения баженовской толщи (волжский ярус, гор. Ю0).

Наиболее выдающимися литолого-стратиграфическими подкомплексами в разрезе ЮК являются:

• регионально распространенная тюменская песчано-глинистая свита (нижняя-средняя юра) континентального генезиса мощностью от 0–20 м (Шаимский и Парабельский мегавалы, центральные участки Александровского свода в Томской обл.) до 800–1000 м и до 1400 м (юг и центр НПТР соответственно) [2];

• васюганская песчано-глинистая свита морского и прибрежно-континентального генезиса (келловей-оксфорд, аналоги: наунакская  угленосная свита на юго-востоке, сиговская свита в Пур-Тазовской НГО и ЕнисейХатангском мегапрогибе);

• маломощная (2–10 м) георгиевская (кимеридж, глины) и абалакская (келловейоксфорд, глины) свиты, а также БС (волжский ярус, 10–70 м) морского, в том числе и глубоководного, генезиса, сложенная терригенно-кремнистыми породами.

Продуктивный пласт представляет собой толщу неравномерно переслаивающихся песчаников, алевролитов, аргиллитов с прослойками и линзами карбонатных пород и углей и имеет повсеместное распространение по площади месторождения.

Породы-коллекторы пласта представлены мелкозернистыми песчаниками и крупно-среднезернистыми алевролитами серыми и светло-серыми, с буроватым оттенком в случае нефтеносности. Характерными включениями являются растительный детрит, остатки растений, обугленной древесины, прослои углей и углистых сланцев, толщина которых достигает 1- 1.5м [3].

Текстура пород однородная, микрослоистая, реже волнистая, линзовидная. Минералогический состав пород полимиктовый с близким содержанием кварца и полевых шпатов, второстепенным - обломков пород и примесным - слюд.

Коллектора сцементированы глинистым цементом с примесью карбонатного. В составе глинистой компоненты цемента (по результатам рентгенофазового анализа) преобладает каолинит – 50.3%, в меньшем количестве присутствуют хлорит – 30.5%, гидрослюда – 15.6%, смешано-слойные образования – 3.7%.

Низкие фильтрационно-емкостные свойства пласта обусловлены тем, что, во-первых, коллектора имеют высокий процент алевритовой фракции и довольно низкий коэффициент отсортированности, во-вторых значительное уплотнение коллекторов с интенсивной аутигенной цементацией. По фильтрационным свойствам разрез пласта представлен, в основном, коллекторами V (частость 73%),и IV класса (частость 20%). Одной из важных проблем при разработке нефтей, особенно крупных залежей Западной Сибири, является проблема низкой проницаемости продуктивных коллекторов.

В настоящее время большинство месторождений Западной Сибири находится на поздней стадии разработки, и характеризуются низкой текущей выработкой. Минерально-сырьевая база углеводородов в России истощается: годовая добыча не компенсируется приростом запасов, в структуре текущих запасов нарастает доля трудноизвлекаемых запасов. Практически все новые месторождения относятся к разряду мелких и мельчайших углеводородных скоплений. Снижается эффективность геологоразведочных работ, их объемы в физическом выражении сокращаются [4].

По прогнозам невырабатываемые запасы могут составлять более 40 % начальных извлекаемых запасов (НИЗ), находящихся на балансе. На объектах с низкой выработкой отмечается высокая доля неуспешных геолого-технических мероприятий (ГТМ), проведенных в зонах с предполагаемой максимальной локализацией балансовых остаточных извлекаемых запасов (ОИЗ). В связи с этим становятся актуальными вопросы определения зон остаточных запасов и причин недостижения проектных показателей по накопленной добыче нефти.

Путем решения данных проблем являются методы интенсификации притока и повышения нефтеотдачи пластов.

Список литературы:

1. Гурари Ф.Г. Геологическое строение и нефтегазоносность нижней-средней юры Западно-Сибирской провинции / Ф.Г. Гурари, В.П. Девятов, В.И. Демин и др. – Новосибирск: Наука: СНИИГГиМС, 2005. – 156 с.
2. Конторович А.Э. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. – М.: Недра, 1975. – 697 с
3. Скоробогатов В.А. Юрский нефтегазоносный комплекс Западной Сибири: запасы, ресурсы, будущее / В.А. Скоробогатов, Н.Ю. Юферова, Л.В. Строганов // Материалы научно-практической конференции «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна». Ч. 1. – Тюмень, 2004. – С. 98–120.
4. Хисамов Р.С. Эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов нефти: Учебное пособие / Р.С. Хисамов. - Казань: Изд-во «Фэн» академии наук РТ, 2013, - 310 с.