Тематический рубрикатор статей

Георесурсы Т.21.№3.2019
Стр.
Скачать статью

Трансформация глубинных флюидов при формировании месторождений нефти и газа севера Западной Сибири

О.Ю. Баталин, Н.Г. Вафина

Оригинальная статья

DOI https://doi.org/10.18599/grs.2019.3.25-30

25-30
rus.
eng.

open access

Under a Creative Commons license

С открытия гигантских месторождений севера Западной Сибири до сих пор нет единого представления о механизме и этапах их формирования. В работе показано, что образование залежей региона от юры до сеномана связано с поступлением восходящего потока углеводородных флюидов с большой глубины и их трансформацией в процессе миграции. Поток создают газы высокого давления, которые возникают на этапе вторичной деструкции керогена. Газы растворяют нефтяные компоненты нефтематеринских пород и переносят их на меньшие глубины. Нефтяные компоненты конденсируются, формируя залежи нефти. Газы частично растворяются в пластовой воде, обеспечивая ее высокую метанонасыщенность. На примере Уренгоя в работе выполнены расчеты фазового разделения восходящего потока и соответствующего изменения состава залежей нефти и газа с глубиной. Учитывалось, что во время неогенового поднятия из-за изменения растворимости метан выделялся в свободную фазу. Показано, что добавление к залежам неокома вышедшего из воды метана в объеме 50 мол.% дает хорошее согласие с данными по газовым компонентам С1-С4 и содержанию жидких углеводородов С5+ в составе газоконденсата залежей. Вышедший метан увлекает с собой легкие фракции нефти оторочек, увеличивая ее плотность. На малых глубинах происходит бактериальная деградация углеводородов, приводящая к формированию в сеномане месторождений практически чистого метана. Основным механизмом трансформации восходящего потока, отвечающим за формирование залежей нефти и газа, являются фазовые превращения. Учет дополнительных факторов, таких как растворение метана в воде и его последующий выход в свободную фазу, микробиальное преобразование углеводородов на малых глубинах, обеспечивает соответствие результатов расчета физико-химических характеристик флюидов с фактическими данными по всему осадочному разрезу.

 

Глубинные флюиды, фазовые превращения, конденсационный механизм, первичная миграция, формирование залежей, растворение метана, Западная Сибирь, Уренгойское месторождение

 

  • Баталин О.Ю., Вафина Н.Г. (2008). Конденсационная модель образования залежей нефти и газа. М.: Наука, 248 с.
  • Гриценко А.И.. Островская Т.Д., Юшкин В.В. (1983). Углеводородные конденсаты месторождений природного газа. М.: Недра, 263 с.
  • Дмитриевский А.Н. (2008). Полигенез нефти и газа. ДАН, 419 (3), с. 373-377.
  • Дмитриевский А.Н., Валяев Б.М. (2008). Углеводородная ветвь дегазации в исследованиях по проблеме «Дегазация Земли». Дегазация Земли: Геодинамика, геофлюиды, нефть, газ и их парагенезы. М.: ГЕОС, c. 3-6.
  • Немченко Н.Н., Ровенская А.С., Шоелл М. (1999). Происхождение природных газов гигантских газовых залежей Севера Западной Сибири. Геология нефти и газа, 1-2, с. 45-56.
  • Прасолов Э.М. (1990). Изотопная геохимия и происхождение природных газов. Л.: Недра, 283 с.
  • Пунанова С.А., Шустер В.Л. (2018). Новый взгляд на перспективы нефтегазоносности глубокозалегающих доюрских отложений Западной Сибири. Георесурсы, 20(2), c. 67-80. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2018.2.67-80
  • Сиротенко О.И., Титова Г.И. (2002). Модель миграционно-аккумуляционных процессов в баженовской свите, вскрытой Тюменской сверхглубокой скважиной (СГ-6). Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2, c.23-26.
  • Фрик М.Г., Титова Г.И., Батова И.С., Быкова Н.В. (2009) Геохимические показатели зон локализации глубинных углеводородов на севере Западной Сибири. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 11, c.73-80.
  • Batalin O., Vafina N. (2017). Condensation Mechanism of Hydrocarbon Field Formation. Scientific Reports, 7: 10253. https://doi.org/10.1038/s41598-017-10585-7
  • Fjellanger E., Kontorovich A.E., Barboza S.A. et al. (2010). Charging the giant gas fields of the NW Siberia basin. Petroleum Geology: From Mature Basins to New Frontiers-Proceedings of the 7th Petroleum Geology Conference, London, 7, pp. 659-668. https://doi.org/10.1144/0070659
  • Littke R., Cramer B., Gerling P. et al. (1999). Gas Generation and Accumulation in the West Siberian Basin. AAPG Bulletin, 83, pp. 1642-1665. https://doi.org/10.1306/E4FD4233-1732-11D7-8645000102C1865D
  • Liu Z., Moldowan J.M., Nemchenko-Rovenskaya A., Peters K.E. (2016). Oil families and mixed oil of the North-Central West Siberian basin, Russia. AAPG Bulletin, 100(3), pp. 319-343. https://doi.org/10.1306/12111514199
  • Milkov A.V. (2010). Methanogenic biodegradation of petroleum in the West Siberian Basin (Russia): Significance for formation of giant Cenomanian gas pools. AAPG Bulletin, 94, pp. 1485-1541. https://doi.org/10.1306/01051009122
  • Murris R.J. (2001) Gas generation and accumulation in the West Siberian Basin: Discussion. AAPG Bulletin, 85, pp. 1891-1892. https://doi.org/10.1306/8626D09F-173B-11D7-8645000102C1865D
  •  

Олег Юрьевич Баталин
Институт проблем нефти и газа РАН
Россия, 119333, Москва, ул. Губкина, д. 3
E-mail: oleg_batalin@mail.ru

Наиля Гаделевна Вафина
Институт проблем нефти и газа РАН
Россия, 119333, Москва, ул. Губкина, д. 3

 

Для цитирования:

Баталин О.Ю., Вафина Н.Г. (2019). Трансформация глубинных флюидов при формировании месторождений нефти и газа севера Западной Сибири. Георесурсы, 21(3), c. 25-30. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2019.3.25-30

For citation:

Batalin O.Yu., Vafina N.G. (2019). Transformation of deep fluid flow in the process of oil and gas field formation of north Western Siberia. Georesursy = Georesources, 21(3), pp. 25-30. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2019.3.25-30

© 2025 Коллектив авторов