Russian Federation
UDK 553.982 Нефть
The article presents the results of the analysis of the Triassic oil and gas complex, the main parameters characterizing the reservoir capacity, the screening capacity of the seals, the composition and properties of the fluids. The relevance of the chosen topic is determined by the fact that at present, the main direction of maintaining and developing oil production in the Timan-Pechora oil and gas province is still the development of new fields and the introduction of oil deposits in already developed areas. It is shown that the Lower Triassic deposits are characterized by a complex structure both vertically and in area, which causes significant problems in the search for and exploitation of deposits. Oils characterized by high density and viscosity, are also often encountered. When planning and conducting geological exploration, it is necessary to take into account the structural features of the deposits confined to these deposits.
oil and gas content, oil and gas deposits, porosity, permeability, physical and chemical properties of oil, Timan-Pechora Province
Введение
Терригенные коллекторы занимают первое место в отношении нефтегазоносности, на их долю приходится 58 % мировых запасов нефти и 77 % газа. В пределах Тимано-Печорской провинции (ТПП) триасовые отложения составляют 30 % от общего заполнения бассейна. Промышленная нефтегазоносность данного комплекса доказана открытием ряда месторождений углеводородов в пределах Шапкина-Юрьяхинского вала, Лайского вала, Колвинского мегавала, вала Сорокина (рис. 1). С акваторией Баренцева моря связаны значительные перспективы наращивания сырьевой базы углеводородов (Тимонин, 1998; Ступакова, 2001; Данилевская, 2021 и др.).
Проблемам стратиграфии, литологии, нефтегазоносности триасовых отложений ТПП посвящены работы многих исследователей начиная с 1939 г., среди которых особо следует отметить В. И. Чалышева, Л. М. Варюхину (1960), Л. Л. Хайцера (1962), Ф. И. Енцову (1966), И. С. Муравьева (1966), И. З. Калантар (1988), С. Д. Танасову (1988), Е. Д. Мораховскую (2000), Л. А. Удовиченко (1986), А. И. Киричкову (2013), А. В. Ступакову (2001) и др.
В последние годы активизировались исследования в области условий образования природных резервуаров. Основой для седиментологических реконструкций служат представления о том, что морфология и фильтрационно-емкостные характеристики природных резервуаров в значительной степени предопределены древними обстановками осадконакопления, тесно связанными с тектоническим планом территории.
Цель наших исследований заключалась в анализе нефтегазоносности триасового комплекса Тимано-Печорской провинции, оценке основных параметров, характеризующих емкостные свойства коллекторов, экранирующие способности покрышек, состав и свойства флюидов.
Триасовые отложения относятся к пермско-триасовому нефтегазоносному комплексу, ограниченному снизу нижнепермской региональной покрышкой, а сверху — среднеюрской. Породы данного комплекса составляют 30 % от общего заполнения седиментационного бассейна (Научные…, 1987), к ним приурочен целый ряд нефтегазоносных месторождений.
Коровинское газоконденсатное месторождение находится в северной части Шапкина-Юрьяхинского вала. Залежь приурочена к песчаникам чаркабожской свиты. Плотность газа составляет 0.732, содержание метана — 90 %, количество тяжелых углеводородов не превышает 2.3 %, азота — 6.78 %, гелия — 0.044 %. Продуктивны также и верхнепермские песчаники, и нижнепермские карбонатные породы (рис. 2)
В пределах Василковского газового месторождения залежь приурочена к песчаникам нижнего триаса. Плотность газа — 0.621, содержание метана составляет 92.8 %, содержание тяжелых углеводородов 2.42 %, азота — 4.13 %. Помимо этого выявлены также залежи газа в песчаниках верхней перми и карбонатах нижней перми и карбона.
На Шапкинском месторождении обнаружена газовая залежь в песчаниках нижнего триаса. Небольших размеров, структурно-литологическая. Плотность газа — 0.647, содержание метана в нем составляет 88.55 %, его гомологов — 4.2 %, азота — 6.83 %, гелия — 0.04 %. Продуктивными являются также верхнепермские песчаники и пермокарбоновые известняки.
На Южно-Шапкинском газоконденсатно-нефтяном месторождении продуктивны песчаники шапкинской свиты. Газ относится к азотно-метановому типу, содержание метана достигает 91.66 %, его гомологов — 1.48 %, гелия — 0.045 %. Выявлены также залежи газа в песчаниках кунгурского яруса, артинских карбонатах. Нефтегазоконденсатная залежь массивного сводового типа приурочена к карбонатным отложениям ассельского и сакмарского ярусов. Залежь нефти пластового сводового типа приурочена к нижней части ассельского яруса.
На Средне-Серчейюском куполе газовая залежь приурочена к нижнетриасовым песчаникам. Плотность газа — 0.621, содержание тяжелых углеводородов не превышает 2.42 %, азота — 8.91 %.
В пределах Колвинского мегавала выявлено несколько нефтяных месторождений в триасовых отложениях: Хыльчуюское, Ярейюское, Харъягинское (рис. 3). На Хыльчуюском месторождении обнаружена залежь нефти, приуроченная к песчаникам нижнего триаса руслового генезиса. Залежь относится к литологически экранированным, невыдержанным по площади. Плотность нефти — 0.837 г/см3, содержание серы достигает 0.32 %, парафина — 1.44 %, смол и асфальтенов — 8.38 %. (Природные…, 2011).
Свойства нефти пласта Т1-I изучены по устьевым пробам, отобранным из пяти скважин. Нефть характеризуется средней плотностью (0.840 г/см3), относится к группе маловязких (7.28—10.66 мПа×с), к классу малосернистых (0.30—0.41 % вес.), парафиновых (1.0—3.49 % вес.), малосмолистых (1.64—3.53 % вес.), отличается малым содержанием асфальтенов (сл. — 0.40 % вес.). Газ, растворенный в нефти, сухой (С1 + С2 = 92.45 % об.), содержание гелия ниже кондиционных значений (0.009 % об.), сероводород отсутствует. Содержание этана не превышает кондиционное значение и равно 1.71 % об.
Свойства нефти газонефтяной залежи пласта Т1‑II изучены по результатам исследования одной глубинной и двух устьевых проб. В пластовых условиях нефть, по данным однократного разгазирования глубинной пробы, недонасыщена газом (давление насыщения 15 МПа). Газосодержание нефти — 85.1м3/т, вязкость — 2.6 мПа×с, плотность — 0.786 г/см3. В стандартных условиях нефть характеризуется средним значением плотности (0.836 г/см3), относится к группе маловязких (7.52—8.35 мПа×с), смолистых (4.73—10.12 % вес.), малосернистых (0.31—0.33 % вес.), малопарафинистых (0.81—1.11 % вес.). Содержание асфальтенов — 0.55—2.32 % вес., бензино-лигроиновых фракций — 72.55—77.64 % вес. Нефть имеет низкую температуру застывания — минус 32 °С. Газ, растворенный в пластовой нефти, сухой (С1 + с2 = 84.724 % об.), сероводород отсутствует. Среднее содержание этана (2.67 % об.) не превышает кондиционное значение.
Свободный газ залежи изучен при анализе двух проб, отобранных на устье из скв. 49. Газ пласта Т1-II по сравнению с базальным более легкий (0.754 г/см3), содержит больший процент метана (90.36 % об.). Сероводород в пробах отсутствует. Содержание этана не превышает кондиционных значений.
На Харъягинском месторождении залежь нефти приурочена к нижнетриасовым отложениям аллювиального происхождения. Залежь, относящаяся к базальному пласту песчаников, имеет максимальное распространение, что можно объяснить формированием песчаников в обстановке ветвящихся потоков. Плотность нефти из этого пласта — 0.839 г/см3, содержание парафина — 7.6 %, содержание серы — 0.57 %. Залежь нефти, приуроченная ко второму пласту, имеет ограниченное распространение и относится к литологически экранированным. Плотность нефти из этой залежи составляет 0.839 г/см3, содержание парафина — 13.79 %, серы — 0.44 %.
В пределах вала Сорокина находится Северо-Сорокинское месторождение тяжелой нефти, объединяющее несколько месторождений: Варандейское, Торавейское, Южно-Торавейское, Наульское, Лабаганское (рис. 4).
На Варандейском месторождении выявлена многопластовая залежь нефти в песчаниках нижнего триаса (рис. 5). Плотность нефти из базального пласта — 0.902 г/см3, содержание серы составляет 1.8 %, парафина — 0.72 %, смол и асфальтенов — 12.27 %. Плотность нефти из второго пласта достигает 0.902 %, содержание серы — 2.16 %, парафина — 0.72 %, смол и асфальтенов — 13.75 % (Крайнева, 2013).
Третий пласт приурочен к базальным песчаникам харалейской свиты, к этому песчаному пласту приурочена единая для всей северной части вала Сорокина залежь тяжелой, высоковязкой нефти. Песчаники серые, серо-зеленые, бурые при нефтенасыщении, полимиктовые, разнозернистые, часто мелко- и среднезернистые, от рыхлых до крепких, сцементированных глинистым или карбонатным цементом, часто косослоистые (от 5 до 30°), слюдистые. Песчано-алевролитовые обломки сильно изменены процессами выщелачивания. Зерна кварца слабокорродированы, зерна полевых шпатов сильно изменены, зерна эффузивных обломков изменены очень сильно. Плотность нефти достигает 0.961 г/см3, содержание серы — 2.7 %, парафина — 0.93 % (Крайнева, 2013).
На Торавейском месторождении выявлено три залежи нефти в песчаниках нижнего триаса и одна — в среднем триасе. Нефти тяжелые, плотность их варьирует от 0.88 до 0.987 г/см3, содержание серы не превышает 2.07 %, парафина — 0.53—1.63 %, смол и асфальтенов — 14.5—22.1 %. (Губайдуллин, 2016).
На Южно-Торавейском месторождении нефтяные залежи также приурочены к песчаным пластам нижнего и среднего триаса. Плотность нефти достигает 0.967 г/см3, содержание серы не превышает 2.53 %, парафина — 0.9 %.
На Наульском месторождении также выявлено четыре залежи, приуроченные к песчаникам нижнего и среднего триаса. Плотность нефти из базального пласта — 0.994 г/см3, содержание серы не превышает 3.41 %, парафина — 0.3 %, смол и асфальтенов — 2.3 %. Плотность нефти из пласта песчаников ангуранской свиты достигает 0.974 г/см3, содержание серы не превышает 2.78 %, парафина — 0.61 %, смол и асфальтенов — 20 %. На этом месторождении залежи нефти обнаружены также в карбонатных отложениях нижнего девона, карбона, нижней перми, а также терригенных отложениях визейского возраста.
На Лабаганском месторождении залежи нефти выявлены в песчаниках нижнего триаса. Плотность нефти из базального пласта достигает 0.951 г/см3, содержание серы не превышает 2.61 %, парафина — 1.2 %, смол и асфальтенов — 20 %. Вверх по разрезу увеличивается плотность нефти до 0.977 г/см3, содержание серы не превышает 2.61 %, парафина — 0.17 %, смол и асфальтенов — 19.66. Выявлены также залежи нефти в карбонатных отложениях раннего и позднего девона, раннего карбона и перми (Крайнева, 2013).
Триасовые отложения регионально нефтегазоносны на Баренцевоморском шельфе: на Штокмановской, Северо-Кильдинской, Мурманской, Песчаноозерской площадях получены промышленные притоки углеводородов. (Ступакова, 2001; Супруненко, 2005).
Песчаноозерское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на восточной окраине острова Колгуев. В нижнетриасовых отложениях выявлены три залежи, основные запасы углеводородов приурочены к продуктивному горизонту Т1-В. Плотность газа достигает 0.71 г/см3, содержание тяжелых углеводородов достигает 11.41 %, азота — 3.38 %. По комплексу литологических и минералогических признаков генезис песчаников, в которых выявлена эта залежь, определяется как дельтовый (Киричкова, 2013).
На Таркском месторождении (о. Колгуев) выявлено две залежи нефти в песчаниках нижнего триаса. Плотность нефти — 0.817 г/см3, содержание серы не превышает 0.11 %, парафина — 8.97 %, смол и асфальтенов — 3.59 %.
В терригенных отложениях триаса установлена залежь газа на Северо-Кильдинском месторождении, которое расположено на западном борту Южно-Баренцевской впадины. Открытая пористость в песчаниках варьирует от 11 до 21 %. Газ сухой, азотно-метановый, бессернистый, плотность газа по воздуху 0.559, содержание тяжелых углеводородов — 0.29 %, азота — 0.68 %. (Ступакова, 2001).
Мурманское газовое месторождение приурочено к структурному поднятию на южном борту Южно-Баренцевской впадины. Выявлено около 20 продуктивных пластов песчаников раннесреднетриасового возраста мощностью 1—20 м. Плотность газа не превышает 0.57 г/см3, содержание тяжелых углеводородов — 1.21 %, азота — 2.17 % (Данилевская, 2021).
По данным ряда исследователей (Анищенко, Аминов, 1994; Данилевский и др., 2003), условия нефтегазогенерации в триасовых отложениях материковой части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции следует рассматривать как малоблагоприятные. Интенсивная генерация углеводородов в нижнепермско-триасовом комплексе протекала на территории Предуральского краевого прогиба. Значительные скорости седиментации и большие мощности терригенных отложений способствовали сохранению газов ранней генерации. Угольные месторождения также могли служить дополнительным источником поступления метановых газов. Дальняя латеральная миграция углеводородов из зон их интенсивной генерации была возможна лишь из Большесынинской и Верхнепечорской впадин. В пределах Печоро-Колвинского авлакогена, Хорейверской впадины, Варандей-Адзьвинской структурной зоны могло происходить слабое газообразование.
По нашему мнению, источником углеводородов для триасовых месторождений послужили нижележащие залежи, подвергшиеся разрушению в результате структуроформирующих движений: на рубеже перми и триаса активизировались древние и образовались новые разрывные нарушения. По ним поступали углеводороды в триасовые ловушки из нижних горизонтов. Поэтому условия нефтегазонакопления характеризуются строением резервуаров и качеством покрышек. Аккумуляцию и консервацию залежей углеводородов определяют зональные покрышки нижнетриасового и среднетриасового возраста, а также региональная верхнеюрская. Наиболее благоприятные условия для изоляции триасовых отложений сложились в северной части Денисовского прогиба, Колвинского мегавала, Хорейверской впадины и вала Сорокина (Природные…, 2011).
Флюидоупоры сложены преимущественно аргиллитами и глинистыми алевролитами, мелкозернистые песчаники играют подчиненную роль, их содержание в разрезе редко превышает 10 %. Они могут оказывать негативное влияние на экранирующие свойства отложений в случае сокращенной мощности и при условии суммарной мощности аргиллитов менее 5 м. В мелкозернистых отложениях содержание смектита довольно велико, он практически заполняет все поровое пространство, делая его практически непроницаемым. Вследствие высокой поглощающей способности этот минерал может значительно разбухать при насыщении водой или органическим наполнителем. В этих случаях глинистые прослои, состоящие преимущественно из смектита, становятся непроницаемыми. При обработке их однонормальным раствором КОН в структуре появляются неразбухающие слои, при этом возникают неупорядоченные смектит-гидрослюдистые смешаннослойные образования.
Наиболее высокими экранирующими свойствами характеризуется флюидоупор над первым (базальным) пластом песчаников, т. к. ему свойственны максимальные мощности, высокое содержание прослоев аргиллитов, в составе которых преобладают разбухающие минералы группы смектита.
При подборе методов, направленных на увеличение нефтеотдачи, следует учитывать особенности минерального состава межпластовых глинистых флюидоупоров, а также внутрипластовых прослоев глин. При закачивании в пласт горячей воды минералы группы смектита могут разбухать, препятствуя прохождению флюида по этому пласту.
Распространение коллекторов по площади и в разрезе очень неравномерное. Мощные толщи коллекторов распространены в зоне развития конусов выноса на юге Хорейверской впадины и в области распространения ветвящихся потоков юга Колвинского мегавала. Однако в этой зоне не получили развития надежные покрышки раннетриасового возраста. Как показывают проведенные исследования, для севера Хорейверской впадины нехарактерно развитие мощных коллекторских толщ. Песчаные пласты маломощны и характеризуются мелкозернистой структурой, что вполне закономерно, поскольку их формирование происходило в руслах малых рек. В юго-восточном направлении происходит увеличение мощности песчаных пластов, а также зернистости, однако в этом же направлении происходит снижение качества нижнетриасовой покрышки. Наиболее благоприятные условия для аккумуляции и консервации залежей углеводородов в нижнетриасовых отложениях существовали в зоне развития песчаных пластов, образовавшихся в руслах ветвящихся потоков и меандрирующих рек, перекрываемых глинисто-алевритовыми осадками, сформировавшимися в пойменных условиях. Благоприятные условия сложились в зоне распространения отложений в долинах интенсивно меандрирующих рек, где формировались песчаные пласты и покрышки хорошего качества, способные удержать залежи углеводородов. Малоблагоприятными условиями для нефтегазонакоплений характеризуется Хорейверская впадина, юг Колвинского мегавала и Денисовской впадины.
Заключение
Анализ нефтегазоносности триасовых отложений показывает, что залежи нефти и газа могут быть отнесены к пластовым, литологически и стратиграфически экранированным. Первые связаны с осадками ветвящихся потоков, вторые — с отложениями меандрирующих рек и внерусловыми образованиями, наконец, последние — с зонами развития предтриасового и предсреднеюрского размывов.
Принимая во внимание общие закономерности развития и распространения континентальных отложений в целом и аллювиальных в частности, можно предположить, что на Баренцевоморском шельфе месторождения углеводородов в нижнетриасовых отложениях приурочены к песчаным пластам дельтового и прибрежно-морского генезиса.
При поисковых и разведочных работах на нефть и газ в триасовых отложениях Тимано-Печорской провинции необходимо учитывать сложное строение резервуаров, их невыдержанность по площади и разрезу.
В ходе эксплуатации залежей следует помнить о широком распространении глинистых минералов в составе осадков пойменного генезиса. Разбухая при насыщении водой, они препятствуют фильтрации флюида, тем самым снижая нефтеотдачу пласта. Широкое развитие каолинита в составе цемента песчаников приводит к снижению электрического сопротивления вследствие высокой остаточной водонасыщенности.
Условия осадконакопления в триасовое время определили сложную морфологию и внутреннее строение песчаных тел, в связи с чем актуальна разработка геологических моделей строения природных резервуаров.
1. Anishchenko L. A., Aminov L. Z., Dedeev V. A. Geology of natural hydrocarbons of the European North of Russia. Syktyvkar, 1994, 179 p. (in Russian)
2. Gubaidullin M. G., Kraineva O. V. Methodology for expert assessment of contamination of the geological environment during oil spills (using the example of the coastal zone of the Barents Sea). Vestnik NarFU, 2016, No. 2, pp. 5—15. (in Russian)
3. Danilevsky S. A., Sklyarova Z. P., Trifachev Yu. M. Geofluid systems of the Timan-Pechora province. Ukhta, 2003, 298 p. (in Russian)
4. Danilevskaya N. S., Sklyarova Z. P. On the issue of factors determining the composition of reservoir systems in the Barents Sea. Vesti gazovoy nauki, 2021, No. 1 (46), pp. 106—118. (in Russian)
5. Entsova F. I., Kalantar I. Z. Triassic deposits of the Timan-Pechora oil and gas province. Materials on the geology of the eastern Russian platform. Kazan: Kazan University Publishing House, 1966, pp. 138—189. (in Russian)
6. Kalantar I. Z., Tanasova S. D. Facies criteria for the stratification of continental deposits of the Triassic. Stratigraphy and lithology of oil and gas deposits of the Timan-Pechora province. Leningrad: Nedra, 1988, pp. 127—134. (in Russian)
7. Kirichkova A. I. Stratotype and reference sections of the Lower Triassic Timan-Pechora oil and gas province: lithology, facies features. Oil and Gas Geology. Theory and practice, 2013, V. 8, No. 4. http://www.ngtp.ru/rub/2/ 45_2013.pdf (in Russian)
8. Kraineva O. V., Gubaidullin M. G. Geological and physical characteristics of productive strata of the Varandey field and assessment of the potential environmental hazard of crude oil. Vestnik NarFU, 2013, No. 3, pp. 14—23. (in Russian)
9. Morakhovskaya E. D. Triassic lithostratons of the Timan-Ural region, their relationships and territorial occurrence. Problems of improving the stratigraphic basis of Phanerozoic deposits of oil and gas regions of Russia. St. Petersburg: VNIGRI, 1997, pp. 34—49. (in Russian)
10. Morakhovskaya E. D. Triassic of the Timan-Ural region (reference sections, stratigraphy, correlation). Biochronology and correlation of the Phanerozoic oil and gas basins of Russia. St. Petersburg: VNIGRI, 2000, 1, 80 p. (in Russian)
11. Muravyov I. S. Triassic of the Pechora Cis-Urals. Materials on the geology of the eastern Russian Platform. Kazan: Kazan University Publishing House, 1966, pp. 3—37. (in Russian)
12. Natural reservoirs of oil and gas complexes of the Timan-Pechora province. E. L. Teplov, Z. V. Larionova, I. Yu. Beda, E. G. Dovzhikova, T. I. Kuranova, N. I. Nikonov, E. L. Petrenko, G. A. Shabanova. State Unitary Enterprise of the Republic of Kazakhstan TP Scientific Research Center. St. Petersburg: Renome, 2011, 286 p. (in Russian)
13. Stupakova A. B., Kiryukhina T. A. Oil and gas potential of the Barents Sea shelf. Geology, methods of prospecting, exploration and assessment of deposits of fuel and energy raw materials. Moscow: Geoinformmark, 2001, 6, 62 p. (in Russian)
14. Suprunenko O. I., Viskunova K. G., Suslova V. V. Main results of refining the quantitative assessment of the hydrocarbon potential of the Western Arctic shelf of Russia. Exploration and protection of subsurface resources, 2005, No. 6, pp. 10—13. (in Russian)
15. Timano-Pechora sedimentation basin. Atlas of geological maps. Z. V. Lprisonov, V. I. Bogatsky, E. G. Dovzhikov et al. Ukhta: TP SRC, 2002, 59 p. (in Russian)
16. Timonin N. I. Pechora plate: history of geological development in the Phanerozoic. Yekaterinburg, UB RAS, 1998, 240 p. (in Russian)
17. Udovichenko L. A. Structural and material complexes and oil and gas prospects of the Lower Triassic of the Timan-Pechora province. Patterns of location of oil and gas accumulation zones in the Timan-Pechora province. Leningrad: VNIGRI, 1986, pp. 66—73. (in Russian)
18. Haytser L. L. New data on the Permian and Triassic of the river. Adzvy (northern part of the Chernyshev ridge). Bull. MOIP, 1962, Dept. Geol, No. 1, pp. 57—70. (in Russian)
19. Chalyshev V. I., Varyukhina L. M. Stratigraphy and spore-pollen complexes of the Upper Permian and Triassic deposits of the Pechora Urals and the Chernyshev ridge. Geology and minerals of the Northern Urals and Timan. Syktyvkar, 1960, pp. 49—58. (in Russian)
20. Shein V. S. Geology and oil and gas potential of Russia. Moscow: VNIGNI, 2012, 848 p. (in Russian)
