В нефтегазовой геологии наиболее сложной и наименее понятной является проблема эволюции УВС в ловушках с момента их аккумуляции, т.е. изменение фазового состояния и физико-химических свойств УВ в постак-кумуляционный период вплоть до настоящего времени. Теория эволюции УВ-скоплений достаточно интенсивно в последние годы разрабатывается в работах исследователей ВНИИГАЗа [125—128].
Формирование и эволюция скоплений УВ в породах неокома, апта и альба-сеномана северных районов ЗСП проанализированы в работах многих исследователей [20, 22, 23, 25, 44, 83, 108, 116, 119 и мн. др.]. Существенно меньше работ посвящено анализу процессов газонефтенакопления в юрских горизонтах, крайне мало уделено внимания ачимовской толще [46, 48, 94, 137, 140].
Рассмотрим закономерности и особенности формирования и эволюции УВС для отдельных продуктивных комплексов Ямала в сравнении с другими областями Севера провинции (НПТР и Гыданской).
Альб-сеноманский комплекс — уникальный газоносный комплекс в общепланетарном масштабе. Образование гигантских и уникальных скоплений сухого бесконденсатного газа в кровле сеномана НПТР произошло в результате сочетания следующих благоприятных условий: наличия огромных масс протокатагенетического метана, генерированного субугленосной и угленосной (в апте) толщей танопчинской свиты континентального, лагунно-континентального и прибрежно-морского генезиса со смешанным преимущественно сапропелево-гумусовым по составу ОВ (РОВ и КОВ); высокой песчанистости разреза и широкого развития высокоемких антиклинальных структур, наличия мощной глинисто-кремнистой региональной покрышки.
Значительный генерационно-аккумуляционный объем пород, захватывающий как альб-сеноманскую, так и более глубокие части разреза (баррем-апт в Надым-Пурской, частично верхи валанжина и готерив-апт в Пур-Тазовской НГО), в силу линзовидного характера большинства глинистых пластов для многих ловушек в кровле сеномана обеспечил накопление и сохранность весьма значительных объемов свободного газа.
Нефтяные скопления в альб-сеноманском комплексе распределяются по принципу: есть флюидопроводящий разлом (серия разломов) — достаточно высокой является вероятность открытия промышленной или полупромышленной залежи нефти (серии залежей). Именно присутствие на Тазовском и Северо-Комсомольском месторождениях весьма значительных по запасам подгазовых скоплений тяжелой нафтеновой нефти позволило предположить наличие малоамплитудных разломов, которые не были выявлены более ранними сейсмическими исследованиями и наличие которых подтверждается в настоящее время.
Таким образом, установлено что на газо- и нефтепродуктивность альб-сеноманского проницаемого комплекса, формирование, размещение и сохранность УВС, величину НПР газа и нефти и особенности их структуры в отдельных областях и районах провинции решающее влияние оказал тектонический фактор и определяющие его параметры. Несколько меньшую роль играют литологический и гидрогеологический факторы, незначительную — геотермический и геохимический факторы, вследствие малой пространственной дифференциации в объеме комплекса определяющих их параметров.
Относительная автономность комплексов в отдельных зонах частично нарушается перетоками геофлюидов, прежде всего свободного газа. Тем не менее, как свидетельствуют закономерности изменения физикохимических свойств газа и нефти по разрезу многопластовых месторождений, большинство УВС являются все же самобытными системами и в своей массе избежали крупномасштабного смешения из различных источников (в частности, находящихся в иных генерационных условиях), и доля пришлого газа (из валанжинских и тем более юрских горизонтов) в целом невелика. Наиболее мощным газогенерационным интервалом разреза в меловом надкомплексе является готерив-аптская толща. Именно вследствие отсечения нижнеальбской глинистой покрышкой этого источника газа от сеноманских и альбских ловушек на Ямале и Гыдане наиболее значительные скопления газа образовались в аптских и барремских горизонтах, в альб-сеноманском же комплексе в образовании газовых скоплений участвовал преимущественно сингенетичный газ протокатагенетического генезиса и в силу этих причин они существенно уступают по единичным и совокупным запасам баррем-аптским. Здесь же сказался и менее благоприятный структурный фон на севере Ямала и Гыдана, а именно, развитие пологих малоамплитудных поднятий-ловушек по кровле сеномана и альба.
Неоком-аптский продуктивный комплекс — в Западной Сибири является ведущим по запасам и ресурсам нефти и вторым по значимости по запасам и ресурсам свободного газа и конденсата. В силу разнообразия и сложности структурно-тектонических, фациально-литологических и прочих генетических условий, значительно более разнообразными по сравнению с вышележащим продуктивным комплексом являются условия нахождения скоплений УВ (типы ловушек, диапазон изменения единичных запасов залежей, фазовое состояние скоплений и состав сосуществующих в ловушках фаз, добывные возможности и проч.). Бесконденсатные и низкоконденсатные скопления газа в залежах типа Г и НГ встречены лишь на нескольких месторождениях Ямала и Гыдана — Бованенковском (ТП1-6), Новопортовском — ТП1, Утреннем, Гыданском и Солетском (ТП1—ТП10), а также на севере НПТР в самых верхних горизонтах (апт) на Ныдинском куполе Медвежьего и на Парусовом месторождении, а также в горизонтах ПК16—ПК22 в Пур-Тазовской области.
Катагенетический уровень преобразованности ОВ неоком-аптской толщи на севере провинции максимально благоприятен для нефтегазообразования, формирования и сохранности разнотипных скоплений УВ, поскольку почти весь объем комплекса находится в верхнем диапазоне «нефтяного окна» (R° от 0,5 до 0,9—1,0 %, градации катагенеза MK1—MK12, переходная к МК3) , за исключением верхнебарремских и аптских горизонтов (R0 от 0,40 до 0,52 %).
В неоком-аптском проницаемом комплексе МПТ составляли от 45 до 135 °С, катагенез ОВ — от ПК2 до МК3. Масштабы нефтегазонакопления, как и сама возможность проявления аккумуляционных процессов в породах неокома-апта, определялись литологическим и тектоническим (структурным) факторами. Неоком-аптский НГК по сравнению с альб-сеноманским обладает более значительным газо- и особенно нефтегенерационным потенциалом.
Палеогеотемпературный анализ свидетельствует о том, что к концу неокомского времени в низах валанжина могли происходить только процессы протокатагенетической газогенерации (стадии ПК1—ПК2), однако аккумуляционные условия были крайне неблагоприятными, так как сколько-нибудь надежные покрышки были сформированы позже в раннем апте в Среднем Приобье и в альбе на Ямале и Гыдане. К концу сеномана в берриас-валанжинских породах северных районов ОВ оказалось преобразованным до градации катагенеза ПК3. По-видимому, на конец раннемелового времени и на сеноман приходится период формирования чисто газовых скоплений в неокомской толще северной половины плиты. В течение позднемелового и раннекайнозойского времени по мере повышения геотемператур и преобразованности материнского ОВ активность генерационных и миграционно-аккумуляционных процессов в неоком-аптских толщах прогрессивно увеличивалась, и залежи протокатагенетического метанового газа и незрелой нефти постепенно трансформировались в ГК и ГКН (на севере) и в нефтяные (в центре плиты) залежи зоны «нефтяного окна». Максимальной интенсивности процессы газонефтеобразования и накопления достигли в кайнозойское время в условиях проявления МПТ и контрастных тектонических движений.
В условиях мощного газообразования и накопления в северных областях жидкие УВ образовали скопления преимущественно в виде оторочек залежей типа ГКН и НГК, причем химический состав нефти (высокая парафинистость и низкая сернистость) свидетельствует о том, что нефтематеринским было сапропелево-гумусовое и гумусовое ОВ (РОВ и КОВ) континентальных, дельтовых и прибрежно-морских пород, преобразованное до стадий катагенеза МК? — МК2. Верхняя граница «нефтяного окна» в северных районах проходит в зависимости от конкретных геотермических условий в средних и нижних горизонтах апта и кровле баррема. Она четко фиксируется сменой в разрезе залежей метанового газа с содержанием тяжелого нафтенового конденсата менее 10—15 г/м3 и нафтеновых нефтей в горизонтах ТП1—ТП10 ГК- и ГКН-залежами, например на Новопортовском, Харасавэйском, Бованенковском и других месторождениях. Одновременно с появлением в разрезе «нормальных» нефтей, наблюдается «всплеск» конденсатосодержания до 50—70 г/м3. Так же, как и в юрских отложениях, физико-химические свойства неокомских нефтей, конденсатов и газов тесным образом связаны с геотемпературами и катагенезом материнского ОВ.
Характерными примерами являются Бованенковское и Новопортовское месторождения (табл. 7.9).
В отличие от альб-сеноманского, в неоком-аптском комплексе резко повышается влияние литологического фактора на размещение и величину единичных запасов залежей свободного газа, который по значимости приближается к тектоническому.
Реализация мощного генерационного потенциала газоносности нижнемеловых пород в Ямальской области завершилась только частичной трансформацией его в аккумуляционный потенциал, в силу затрудненных условий для миграции УВ и ограниченного полезного объема ловушек в разрезе локальных поднятий на крупных положительных структурах. Часть генерированной массы газа в свободном состоянии и, вероятно, значительная, оказалась вне участков аккумуляции, в виде «блуждающих» в меж-структурном пространстве газовых струй.
При относительно равных генерационных условиях, различия в миграционно-аккумуляционных и особенно консервационных условиях в одних и тех же продуктивных комплексах на разных площадях (локальных структурах) привели к формированию, с одной стороны, газовых и газоконденсатных месторождений и залежей (Бованенковского, Харасавэйского, Южно- и Северо-Тамбейского и многих других), с другой — газоконденсатно-нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений и залежей (Новопортовского, Западно-Тамбейского, Нейтинского, Арктического) с пониженной и низкой долей газа в смешанных скоплениях.
По физико-химическим характеристикам нефти Ямала похожи на нефти крупных угольных бассейнов мира и диагностируются как неморские, генетически связанные с гумусовым ОВ, в различной степени обогащенным лейптинитовой компонентой. В связи с этим, а также учитывая, что угольные пласты Ямала, по расчетам, могли генерировать значительные абсолютные объемы жидких УВ [133, 135], можно вполне определенно остановиться на выводе об угольном — в широком смысле — генезисе ямальских нефтей. Однако считать, что угольные пласты здесь являются основным генератором битумоидов, не представляется возможным, так как все ямальские нефти (за редким исключением) содержатся преимущественно в берриас-готеривских и среднеюрских коллекторах, а основное количество угольных пластов расположено в баррем-аптских отложениях, отделенных от нижележащих толщ нейтинской пачкой глин.
В этих породах развито ОВ смешанного генезиса с повышением доли сапропелевой компоненты относительно ОВ вышележащих отложений, а также угольное вещество в рассеянной и полуконцентрированной форме, в котором, вероятно, доля нефтегенерирующих составляющих (витринита и особенно лейптинита) также увеличена.
Главной причиной отсутствия сколько-нибудь крупных скоплений нефти в отложениях баррема-апта, содержащих преимущественно концентрированное угольное вещество, является их невысокая зрелость (R° от 0,40 до 0,55 %), а также, видимо, отсутствие в них в достаточном количестве лейптинитовой компоненты (споринита, кутинита, резинита и др.), дающей сопоставимые генерационные массы газа и жидких УВ.
Таким образом, Ямал по нижнемеловым отложениям представляет собой преимущественно газоугленосную область, в которой начальные потенциальные геологические ресурсы нефти в залежах будут не менее, чем в 10—12 раз ниже традиционных ресурсов свободного газа.
Свою специфику формирования УВС имеют новопортовская и ачимовская толщи Ямала.
Вследствие линзовидного характера коллекторских горизонтов НП и АТ, сложности литологического строения, развития полупроницаемых алевролитовых прослоев сколько-нибудь масштабная латеральная миграция в ней была невозможна, аккумуляционный потенциал («собирательная» миграция-аккумуляция и полезная емкость ловушек) оказался относительно невысоким. В силу преимущественного развития гумусового ОВ в течение всего периода его термодеструкции наряду с большими массами УВГ генерировались в значительные количества С02, особенно в протокатагенезе и в конце мезокатагенеза. В связи с конседиментационным характером многих поднятий, которые существовали уже в раннемеловое время, струи СO2 попадали в наиболее приподнятые части ловушек внутри НП и АТ раньше УВГ и быстро (геологически «мгновенно») расходовались на процессы вторичного минералообразования (полная или выборочная — по путям миграции — карбонатизация песчаников и особенно алевролитов). Этим, в основном, и объясняется ухудшение ФЕС коллекторов в сводовых частях некоторых структур, а также установленное объемно-мозаичное строение коллекторских горизонтов АТ, где помимо первично седиментационных барьеров образовались и эпигенетические полупроницаемые и непроницаемые латеральные экраны. В силу низкой эффективности эмиграции битумоидов внутри мощных глинистых толщ, помимо мощной газогенерации, в конечном итоге в НП и АТ Ямала образовались скопления типа ГК и ГКН с оторочками высокопарафиновых нефтей.
Коллекторские толщи нижней-средней юры и келловей-оксфорда (тюменская и васюганская свиты и их аналоги) характеризуются на территории Западной Сибири широким термоглубинным диапазоном залегания и наибольшей площадью распространения промышленных скоплений УВ. В отличие от меловых комплексов в юрском наблюдается еще большее разнообразие (более широкий диапазон изменения) структурно-тектонических, литологических, геохимических, геотермических и гидрогеологических условий, вследствие чего формирование, размещение и сохранность промышленных по величине и добывным возможностям залежей УВ в породах юры контролировалось четырьмя главными факторами — тектоническим, литологическим, геохимическим и геотермическим при ведущей роли трех последних. Влияние же гидрогеологического фактора на сохранность залежей УВ в породах юры проявилось только в узкой полосе проникновения инфильтрационных вод вблизи складчатого обрамления ЗСНГП.
Фаза максимальной генерации битумоидов в базальных горизонтах юры на севере провинции началась в позднеюрскую эпоху, когда ПТ во впадинах и прогибах достигли 100—110 °С. Этого уровня с учетом времени 35—40 млн. лет, прошедшего с начала юрского осадконакопления, оказалось достаточно для начала генерации нефти. К концу баррема до 60 % палеообъема комплекса оказалось в диапазоне «нефтяного окна», в то же время низы юрского разреза, пройдя «нефтяное окно», вступили в глубинную зону метанообразования. К концу сеноманского века значительная часть пород тюменской свиты на севере оказалась в диапазоне ПТ более 120—130 °С, которые с учетом периода примерно 50 млн. лет (с конца бата) соответствуют началу геохронотермодеградации нефтяной фазы в залежах и рассеянных битумоидов в материнских и коллекторских толщах.
В течение позднемелового и палеоцен-эоценового времени палеогеотермический режим в породах юры в целом благоприятствовал развитию процессов как газо- так и нефтеконденсатообразования, и фактическое преобладание по масштабам тех или других контролировалось уже геохимическими параметрами.
По мере развития процесса генерации в породах юры параллельно с нарастающей интенсивностью происходила первичная миграция газа и нефти, масштабы которой зависели от степени литологической неоднородности разреза. В силу высокого эмиграционного потенциала тюменской и васюганской свит, первичная миграция УВ осуществилась в них достаточно полно. В то же время масштабы вторичной миграции УВ в коллекторской толще юры были невелики вследствие чрезвычайно сложного литологического строения разреза и относительно низких коллекторских свойств пород, и она имела распыленный характер, как следствие, в юрской толще сформировались преимущественно средние и небольшие по величине УВС. Глубинная фаза метанообразования, проявившаяся в нижних и средних горизонтах юры северных районов в позднемеловое-кайнозойское время, не получила выход к промышленному газонакоплению ни в нижнесреднеюрской коллекторской толще, песчано-алевролитовые породы которой на современных глубинах более 3,5—4,0 км в условиях СТ более 110—120 °С практически непроницаемы, ни тем более в нижнемеловой-сеноманской толще, отделенной от юрской региональной глинистой покрышкой мощностью более 400 м.
Особо необходимо отметить роль разломов в процессах эволюции, ремиграции и разрушения УВС в осадочном чехле ЗСНГП и Ямальской области, в частности. Эта проблема обсуждается в ряде публикаций [48, 132, 137, 139].
В связи с относительно небольшой дизъюнктивной нарушенностью недр полуострова долгоживущими высокоамплитудными разломами их роль оказалась существенно менее значимой, чем для районов НПТР. Особенно ярко проявилась роль разломов в онтогенезе нефтяных скоплений в преимущественно газоносных северных областях провинции.
Именно присутствие нефтяных залежей или нефтяных оторочек на многих месторождениях севера провинции натолкнуло многих исследователей, включая и авторов настоящей работы, на мысль о развитии флюидопроводящих разломов разной амплитуды в ареале локальных структур до того, как они были выявлены сейсмическими и буровыми работами. Вообще же, многие разломы были предсказаны и протрассированы по ряду косвенных признаков еще до того, как их выявили по результатам сейсмо-поисковых и буровых работ.
Исследования показывают, что в зависимости от морфологии и истории развития разломы играют как положительную, так и отрицательную роль по отношению к нефтенакоплению в осадочных толщах различного генезиса, но, как правило, негативную роль — в сохранности газа в залежах. Развитие на локальных структурах конседиментационных сквозных, новообразованных позднеконседиментационных и новейших средне- и высокоамплитудных разломов приводит к интенсивным внутри- и межком-плексным субвертикальным перетокам УВ-флюидов, отрыву газа от нефти и образованию в верхних секциях разреза вторичных газовых, нефтегазовых и нефтяных залежей (Комсомольское, Северо-Комсомольское, Губкин-ское, Южно-Харампурское, Нейтинское и многие другие месторождения). В случае мощной дегазации отдельных комплексов или разреза в целом происходит локализация остаточных, часто значительных по величине, нефтяных скоплений (Русское, Новопортовское и другие) или полное разрушение скоплений УВ. В континентальных, дельтовых и прибрежноморских субугленосных толщах (нижняя-средняя юра и нижний мел северных районов), где генерационные и миграционно-аккумуляционные условия неблагоприятны для образования крупных чисто нефтяных скоплений, дизъюнктивные нарушения способствуют мобилизации нефти из больших генерационно-аккумуляционных объемов пород и ее концентрации в ловушках, ранее занятых полностью или частично свободным газом.
В осадочном чехле ЗСП развиты дизъюнктивные нарушения различного генезиса, амплитуды и проницаемости, которые в новейшее время несколько исказили генерационно-аккумуляционную зональность распределения УВС, вместе с тем консервационный потенциал отдельных комплексов оценивается высоко: по газу 80—85 %, по нефти до 90—97 % и более.
Разломы, даже высокоамплитудные, развитые на дальних склонах локальных структур и во впадинах и прогибах, оказывают, по-видимому, небольшое влияние на межкомплексную миграцию УВ-флюидов: практически мгновенные подвижки по ним и «пропуск» геофлюидов покрышками чаще всего не совпадают в пространстве и времени с миграционными струями УВ. Только в пределах поднятий или неантиклинальных ловушек и приуроченных к ним месторождений подобные разломы сказываются на межкомплексной миграции, ремиграции, частичном или полном разрушении УВС.
Однако при эмиграции газа и особенно битумоидов межструктурные разломы чрезвычайно важны, поскольку они значительно увеличивают площадь и глубину «дренажа» материнских слабопроницаемых толщ.
В случае мощной дегазации отдельных комплексов или разреза в целом происходит локализация остаточных, часто значительных по величине, нефтяных скоплений.
По соотношению площадей продуктивности и систем разломов изученные месторождения можно подразделить на три группы: практически сохранившиеся от разрушения (законсервированные), частично разрушенные и полностью разрушенные.
По оценке авторов, только из альб-сеноманского комплекса северных районов ЗСП ушло по «живым», в том числе и новейшим разломам около 6 трлн. м3, из неокома — 2—3 и юры — 3—4 трлн. м3, всего — 11—13 трлн. м3 (11—13 % от НПР газа суши), но в ловушках скопилось около 3 млрд. т нефти, что составляет около 1/8 от геологических ресурсов нефти северных районов.
В континентальных, дельтовых и прибрежно-морских субугленосных толщах ЗСП, где генерационные и миграционно-аккумуляционные условия неблагоприятны для образования крупных самостоятельных или подгазо-вых нефтяных скоплений, дизъюнктивные нарушения способствуют мобилизации нефти из больших генерационно-аккумуляционных объемов пород и концентрации ее в ловушках, откуда газ рассеялся вверх по разрезу, высвободив часть или все полезное пространство для жидких УВ, включая конденсат, вследствие его остаточного сепарационного накопления.
Одним из следствий эволюционного развития УВС в породах берриа-са-валанжина (во впадинах) и юры (повсеместно) Ямальской области явилась трансформация «нормальных» (промышленных, по современным критериям) залежей и традиционных ресурсов в так называемые консерваци-онные и нетрадиционные [129, 148].
В.А. Скоробогатовым при региональном изучении юрского НГК давно был замечен чисто эмпирический факт резкого снижения газо- и особенно нефтепродуктивности (первоначальных дебитов УВ из скважин) в зависимости от термоглубинных условий залегания природных резервуаров. Эта пространственная граница соответствует глубинам 3000±200 м и СТ 100±15 °С при явной взаимозаменяемости глубин и геотемператур (до глубин 3500—3700 м, но при СТ не более 85—90 °С и наоборот — 2300—2500 м, но при СТ 110—115 °С), когда притоки нефти снижаются до 5—3 т/сут и менее (первичные, без вторичных воздействий на пласт), газа до 30—20 тыс. м3/сут и менее, т.е. становятся непромышленными. Это правило, менее жесткое, но тем не менее действующее и для газа, выполняется для тюменских коллекторов во всех без исключения районах ЗСНГП и связано с воздействием эпигенетических процессов цементации и обычного гравитационного раздавливания пород-коллекторов, когда проницаемость резко снижается от десятков и единиц до десятых и сотых долей миллидарси (1·10-15 м2).
В объеме юрской песчано-глинистой толщи залежи с «кондиционными» запасами УВ локализованы на относительно малых глубинах (до 3,0—3,5 км) в верхних горизонтах (Ю2—Ю7). Даже на уникальном Бованенков-ском месторождении Ямала из 635,6 млрд. м3 запасов юрского газа до 180—200 млрд. м3 сконцентрированы на участках типа ПК и НК (полу- и некондиционных), с первично-геологическими (начальными) дебитами до 70—80 тыс. м3/сут, хотя в балансах они значатся как промышленные (обычные) запасы. В зоне Харасавэйской термоаномалии обычные запасы газа в горизонтах Ю2-3 не превышают 10 млрд. м3, в то время как в ареале юрской структуры сконцентрировано в толще нижней-средней юры около 3,7 трлн. м геологических ресурсов газа, однако практически все они будут относиться к нетрадиционным ресурсам газа (в низкопроницаемых коллекторах).
Результаты генетических расчетов баланса распределения УВГ в породах мела и юры северных областей ЗСНГП опубликованы ранее [44, 46]. Известно, что большую часть баланса занимают «расходные статьи», а именно, растворение газа в отжимающихся пластовых водах, эмиграционные, миграционные и эволюционные потери; в то же время, потери на межкомплексные перетоки и общую дегазацию недр на Ямале значительно меньше, чем в других областях провинции и тем более в большинстве НГБ мира, во многих из которых наблюдаются грандиозные процессы переформирования и разрушения газосодержащих месторождений [79, 104, 153, 159]. Эффективность онтогенеза УВ в ЗСНГП и на Ямале, в частности, оказалась очень высокой, несмотря на резкое несоответствие аккумуляционного (ограниченного) и генерационно-эмиграционного (очень значительного) потенциалов газонефтеносности и мало благоприятных эволюционнодинамических условий в глубокопогруженных горизонтах низов мела и юры. Предыдущие расчеты коэффициентов аккумуляции (и — добавим — сохранности) для газа и нефти по ряду районов провинции приведены в табл. 7.10, последние расчеты для Ямала на новой фактологической и методической базе приведены в табл. 7.11.
Влияние геологических факторов на важнейшие условия и результаты онтогенетических процессов отражено в табл. 7.12.
