Влияние инфильтрационных режимов на процессы аккумуляции углеводородов в северной части Западной Сибири

Гидрогеологический анализ, несомненно, является необходимой составляющей комплексного прогноза нефтегазоносности недр любого региона. На раннем этапе развития нефтегазовой гидрогеологии (40—70-е годы XX века) велось активное изучение условий аккумуляции углеводородов (УВ) на глубинах порядка 1—2 км; здесь установлено широкое развитие вод метеогенного происхождения [8][18]. Были выявлены характеристики инфильтрационных систем, в частности установлена гидродинамическая и гидрохимическая зональности. Однако в последующие годы в связи с тенденцией поисков скоплений УВ на больших глубинах основным объектом исследования стали элизионные системы [14][22]. На длительное время интерес к исследованию инфильтрационных систем нефтегазоносных бассейнов (НГБ) был утрачен несмотря на то, что колоссальные ресурсы УВ Западной Сибири, Провинции Альберта (Канада), Норвежско-Датского НГБ (Норвегия), Провинции Джунгар (Китай) сопряжены именно с инфильтрационным гидродинамическим режимом (ИГР). Возобновление исследований углеводородных систем, контролируемых ИГР, целесообразно как с общетеоретических позиций, так и для решения прикладных задач поисков залежей УВ, в том числе и неструктурного типа. В особой мере это важно для НГБ с длительной историей их эксплуатации, где фонд месторождений УВ, приуроченных к антиклинальным структурам, во многом исчерпан.

Общеизвестен вклад верхнемелового комплекса Западной Сибири в ресурсное обеспечение нефтегазовой отрасли страны [11]. Тем не менее этот комплекс в гидрогеологическом отношении исследован слабо. Череда открытий западносибирских газовых месторождений опередила проведение детальных гидрогеологических исследований, перспективных на нефть и газ объектов: даже для таких гигантов, как месторождения Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, единичны данные, характеризующие состав пластовых вод и энергетические характеристики водонапорной системы на допромысловом этапе.

Региональные гидрогеологические исследования также были выполнены в крайне ограниченном объеме. Как следствие, долгое время вопрос о северной границе Западно-Сибирского бассейна носит дискуссионный характер. В частности, одна из известных точек зрения сводится к тому, что Западно-Сибирский, Енисей-Хатангский и Ямало-Карский гидрогеологические бассейны составляют единый Западно-Сибирский гидрогеологический мегабассейн [15]. Однако достаточных гидрогеологических данных, доказывающих автономность этих гидрогеологических систем, до сих пор не получено.

На основании современного анализа геологического строения Ямальского и Карского регионов [2][10][17] можно более определенно говорить о том, что граница единого Западно-Сибирского гидрогеологического мегабассейна замыкается по Новоземельско-Пайхойскому поднятию, Приполярному Уралу, Северо-Сибирскому порогу, которые выполняют роль областей инфильтрационного питания.

Для альбского века чередование прибрежно-морских и континентальных фаций — ярко выраженная особенность района. Полузамкнутые мелководные водоемы (глубиной порядка 100 м) сохранялись и в сеноманском веке на фоне продолжающегося обмеления бассейна и усиления его опреснения за счет повышения роли инфильтрационного питания, особенно в северном и северо-восточном направлениях. За позднемеловое время сформировались две особенности гидрогеологического режима. На обширной территории Западной Сибири господствовал режим свободного водообмена, это приводило в меловом комплексе к выравниванию гидродинамических потенциалов и сплошному развитию гидростатических давлений. За счет частой смены регрессивных и трансгрессивных тектонических процессов локальные очаги аномально высокого пластового давления не могли существовать длительное время [7], даже если они образовывались в объеме глинистых отложений и под их подошвой, в том числе и под региональными флюидоупорами.

Еще одна особенность связана с большеобъемным накоплением угленосных отложений. Флюидогенерация, сопутствующая преобразованию углей, способствовала обогащению верхнемелового комплекса многими жидкими и газообразными веществами, наиболее значительным из которых был СО₂ [4]. Как следствие, нарушалось геохимическое равновесие в системе «вода — порода». Это приводило к растворению карбонатных включений, содержащихся в терригенных пластах и без того в незначительных концентрациях. Такой процесс, с одной стороны, способствовал повышению объема пустотного пространства терригенных коллекторов, с другой — обуславливал подземную химическую эрозию коллекторов, частично разрушающую текстуру пород в промысловых условиях, которая проявляется многочисленными примерами пескования эксплуатационных скважин.

В течение практически всего периода формирования Западно-Сибирского гидрогеологического бассейна орогены байкальской (Пайхой), позднегерцинско-киммерийской (Новая Земля, Таймыр) складчатостей совместно с такими структурами, как Северо-Сибирский порог и Западно-Таймырская ступень, являлись северными, разновозрастными границами бассейна и выполняли функцию его областей питания. Однако эти структуры, будучи ограниченными системой крупных разломов, вряд ли надолго сохраняли свою роль регионально значимых областей инфильтрационного питания. Поаналогии с другими гидрогеологическими бассейнами можно считать, что роль внешних областей питания становится ничтожной даже на сопредельных к орогенным сооружениям предгорных прогибах, моноклиналях и ступенях [1].

Переходная зона от инфильтрационного к элизионному питанию, вполне вероятно, занимала как пологие моноклинали (Восточно-Новоземельская моноклиналь и др.), так и ступенчатые внутренние борта (Байдарацкая, Восточно-Новоземельская, Северо-Сибирская, Западно-Таймырская ступени).

На взгляд автора, схема гидрогеологической зональности Западно-Сибирского мезозойского бассейна [13] может быть детализирована, как показано на рисунке 1, по которому видно, что область разгрузки потока подземных вод всего мезозойского комплекса на севере Западной Сибири приурочена к акватории Карского моря. Об этом говорит резкий спад пластовых давлений в пределах площадей Обской губы. Нисходящая миграция флюидов в процессе геологической истории могла реализовываться неоднократно, вероятно, происходит и в настоящее время. Глубина проникновения вод инфильтрационного генезиса в водоносные комплексы мелового и юрского возрастов пока точному определению не подлежит. На многочисленные локальные проявления субгидростатических пластовых давлений обращалось внимание в работах В.В. Нелюбина, В.М. Матусевича, А.Р. Курчикова, Д.А. Новикова, в которых, в частности, показано, что градиенты пластовых давлений резко убывают от южной континентальной части (0,00005—0,0004) к северной акваториальной (0,0005—0,001) [12].

Низкие статические уровни подземных вод на границе с акваторией Карского моря объясняются как глобальными, так и локальными явлениями — понижением уровня Мирового океана [9][16 и др.], уменьшением внутреннего пространства в породах после оттаивания мерзлоты, подземного льда, промерзанием вышележащих пород, охлаждением и уменьшением объема флюидов [20].

Наиболее низкие приведенные статические уровни отмечены на Тазовском, Ямбургском, Ямсовейском, Семаковском, Геофизическом, Южно-Тамбейском, Новопортовском и других месторождениях побережья Обской и Тазовской губ. Севернее Тазовского месторождения фиксируются даже отрицательные значения приведенных статических уровней, а на месторождениях Нурминского мегавала статические уровни хотя и имеют положительные значения, но также снижаются в северо-западном направлении от 15—18 м (Нурминское и Средне-­Ямальское месторождения) до 9—11 м (Нейтинское, Бованенковское месторождения), а на Харасавейском месторождении до 1 м [12].

Дефицит пластовых давлений имеет место в Усть-Енисейском районе на Семеновской и Малохетской площадях (статические уровни на 6 м ниже уровня моря) и, возможно, на Геофизической площади [3][12]. О масштабности латерального потока косвенно свидетельствуют и смещения в пределы Карского моря внешней опресненной зоны Западно-Сибирской водонапорной системы, которая «затягивается» в акваторию, что иллюстрирует рисунок 2 [19].

Итак, верхняя — инфильтрационная, наиболее обширная по площади и приуроченная в основном к верхнемеловой части разреза, система во многом определяет процессы миграции воды и газа из материковых частей региона к шельфовым, а газа — еще далее, по направлению к Ямалу [5][6]. Криогенные явления усиливают процессы формирования регионального гидродинамического потока в сторону южной акватории Карского моря. Отчасти поэтому все сеноманские залежи, массивные водоплавающие, имеют единый горизонтальный или направленный в сторону гидравлического уклонагазоводяной контакт. Для «цепочки» месторождений Медвежье → Бованенковское → Крузенштернское → Харасавэйское выявленная зависимость запасов УВ от гипсометрического положения объясняется наложенным эффектом от вертикальной и латеральной миграции УВ, происходящей с олигоценового времени транзитно от континентальных газовых гигантов в сторону шельфа Карского моря,по восстанию к Нурминскому и Русановскому мегавалам и далее к Обручевскому мегавалу. В пределах последнего возможно обнаружение еще не открытых крупных зон газонакопления за счет струйной миграции и дегазации предельно насыщенных пластовых вод. В зоне увеличения гидравлических напоров (минимизации гидродинамических потенциалов), тяготеющей к району Обской губы, возможно обнаружение целого ряда скоплений УВ, положение которых автором статьи было закартировано на основе метода М.К. Хабберта [21] и отображено на рисунке 3.

Таким образом, ИГР в сочетании со структурными и литофациальными условиями территории способствует формированию и сохранению в период новейшей геологической истории не только антиклинальных залежей УВ, но и целого ряда гидродинамически экранированных скоплений УВ, которые могут служить резервным фондом поддержания уровня добычи газа на севере Западной Сибири.