CC BY
233
УДК 553.981/982(571/1)
В.А. Казаненков, М.Н. Шапорина ИНГГ СО РАН, Новосибирск
РЕГИОНАЛЬНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ АПТ-АЛЬБ^ЕНОМАНА СЕВЕРНЫХ И АРКТИЧЕСКИХ ОБЛАСТЕЙ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ И ОСОБЕННОСТИ РАЗМЕЩЕНИЯ В НИХ ЗАЛЕЖЕЙ И РЕСУРСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ
Главные запасы углеводородов в северных и арктических областях Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции выявлены в апт-альб-сеноманском продуктивном комплексе. В работе приведено описание геологического строения региональных резервуаров апт-альб-сеномана и показаны особенности распространения в них залежей и ресурсов углеводородов на территории, охватывающей Южно-Карскую нефтегазоносную область на севере и северные районы Надым-Пурской и Пур-Тазовской нефтегазоносных областей на юге.
V.A. Kazanenkov, M.N. Shaporina
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS (IPGG)
Acad. Koptyug av. 3, Novosibirsk, 630090, Russian Federation
APTIAN-ALBIAN-CENOMANIAN REGIONAL RESERVOIRS IN THE NORTHERN AND ARCTIC AREAS OF THE WEST SIBERIAN PETROLEUM PROVINCE AND THE SPECIFICITY OF LOCALIZATION OF HYDROCARBON ACCUMULATIONS AND RESOURCES CONTAINED THEREIN
Major hydrocarbon reserves in the northern and Arctic areas of the West Siberian petroleum province are located in the Aptian-Albian-Cenomanian producing complex. The paper describes the geological structure of the Aptian-Albian-Cenomanian regional reservoirs and provides specific features of the distribution of accumulations and hydrocarbon resources contained in the area comprising the South-Kara oil-and-gas- bearing areas in the north, and northern parts of the Nadym-Pur and Pur-Taz oil-and-gas- bearing areas in the south.
В северных и арктических областях Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (ЗСНП) промышленные залежи нефти и газа связаны с отложениями широкого стратиграфического диапазона - от зоны контакта фундамента с осадочным чехлом (Новопортовское месторождение) до газсалинской пачки турона (Заполярное, Южно-Русское, Южно-Мессояхское и др. месторождения). Кроме этого залежи газа выявлены и в более молодых отложениях верхнего мела и даже палеогена /Агалаков, 1992/. Однако, как хорошо известно, основные
запасы преимущественно газа и газоконденсата здесь открыты в апт-альб-сеноманском продуктивном комплексе.
Песчано-алевритовые отложения апт-альб^нома^ Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (ЗСНГБ) слагают проницаемый комплекс одноименного мегарезервуара /Конторович, Нестеров, Салманов и др., 1975; Нефтегазоносные бассейны..., 1994/. Этот проницаемый комплекс перекрыт сложно построенным верхний мел - палеогеновым мегарегиональным флюидоупором (рис. 1). Он представлен преимущественно глинистыми отложениями турон-маастрихта и палеоцен - олигоцена, которые сформировались в главным образом в морских обстановках. Их общая толщина меняется от 500 м на мегасводах и мегавалах до 1 500 м в мегавпадинах.
В составе апт-альб-сеноманского проницаемого мегакомплекса в западной части территории выделяется два региональных резервуара - средневерхнеаптский и альб-сеноманский, разделенные глинистой толщей нижнего и среднего альба яронгской свиты (рис. 1). В восточном направлении этот флюидоупор теряет свои экранирующие свойства из-за существенного увеличения количества песчано-алевритового материала в его составе. Поэтому в Надым - Пур - Тазовском междуречье отложения апт-альб-cеномана представляют собой единый проницаемый мегакомплекс с продуктивными пластами ПК1-24, которые выделяются в разрезе покурской свиты. Еще восточнее, в Таз - Енисейском междуречье и в восточной части Гыданского полуострова вновь выделяется два региональных резервуара, которые (условно) разделены зонально распространенными пачками глин верхней части яковлевской свиты.
Рис. 1. Принципиальная схема строения апт-альб-сеноманского мегарезервуара в северных и арктических областей Западно-Сибирской НГП
На территории Ямальской, Гыданской и Южно-Карской нефтегазоносных областей (НГО), проницаемый комплекс средне-верхнеаптского резервуара представлен верхней частью танопчинской свиты с продуктивными пластами ТП1-ТП13. Разрез сложен неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов, глин, с различными литологическими замещениями и внутриформационными размывами. Для разреза характерно наличие редких пластов углей, обилие растительного детрита и обломков древесины. Эти отложения сформировались в области прибрежной равнины, периодически заливавшейся морем. Их общая мощность в Южно-Карской НГО составляет порядка 300-400 м, в Ямальской НГО изменяется от 100 до 600 м, а к востоку, в Гыданской НГО, не превышает 450 м.
Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов среднего-верхнего апта на глубинах их залегания от 1500 м (Северо-Соленинское месторождение) в западной части Енисей-Хатангской НГО до 2500 м (Малыгинское месторождение) Ямальской НГО сохраняют высокие значения: открытую
3 2
пористость 20-26%, проницаемость многие десятки - первые сотни 10- мкм .
В Южно-Карской НГО в резервуаре среднего-верхнего апта на глубинах 1900 - 2320 м выявлено 8 крупных по запасам газоконденсата залежей. Одна залежь на Ленинградском и семь на Русановском месторождениях.
На территории Ямальской НГО в резервуаре среднего-верхнего апта на 18 месторождениях открыто 138 залежей углеводородов, из них по количеству значительно преобладают газоконденсатные (93 зал.). Основные запасы газа (порядка 80% от суммы, содержащихся в резервуаре среднего-верхнего апта Ямальской НГО) сконцентрированы на четырех месторождениях: Бованенковском, Харасавэйском, Северо- и Южно-Тамбейском. Залежи с нефтью приурочены к нижним пластам резервуара, и все они выявлены на Западно-Тамбейском месторождении.
В Гыданской НГО в продуктивных пластах ТП1-15 среднего-верхнего апта на 11 месторождениях открыто 64 залежи газа и 1 газоконденсата. Наиболее крупные скопления газа выявлены на Минховском, Салмановском (Утреннее) и Северо-Парусовом месторождениях.
В восточных частях Гыданской и Пур-Тазовской НГО и западной части Енисей-Хатангской НГО проницаемая часть средне-верхнеаптского резервуара представлена пластами алевролитов Як1-Як4 яковлевской свиты. Флюидоупором для залежей в этих пластах служат зонально распространенные пачки глин верхней части этой же свиты. Основные запасы углеводородов в продуктивных пластах этого резервуара выявлены в Ванкорско-Сузунской нефтегазоносной зоне Пур-Тазовской НГО. Севернее, в западной части Енисей-Хатангской НГО, выявлено только 6 мелких по запасам залежей газа. Пять из них открыто на Северо-Соленинском и одна на Южно-Соленинском месторождениях. В восточной части Гыданской НГО к настоящему времени залежей углеводородов в отложениях среднего-верхнего апта не выявлено.
Выполненный анализ материалов по фазовому составу углеводородов подтвердил, что в пластах среднего и верхнего апта содержатся преимущественно газоконденсатные залежи. При этом содержание конденсата
от верхних залежей к нижним увеличивается. Ранее об этом в своих публикациях указывали А.Э. Конторович с соавторами /1975/ и др. Наиболее крупные по запасам залежи закономерно приурочены к его верхней части. Исключением являются Геофизическое и Минховское месторождения Гыданской НГО, на которых наиболее крупные скопления газа и газоконденсата сформировались в нижних пластах резервуара.
Выше по разрезу залегает проницаемый комплекс верхний альб-сеноманского регионального резервуара, который в Южно-Карской, Ямальской и западной части Гыданской НГО представлен марресалинской свитой (рис. 1).
В акватории Карского моря этот комплекс толщиной 400-800 м сложен в верхней части алеврито-песчаными породами, а в нижней части переслаиванием алеврито-глинистых и алеврито-песчаных пачек.
В Ямальской НГО, проницаемый комплекс альб-сеноманского резервуара представлен алевритами, уплотненными песками и сероцветными песчаниками с прослоями и линзами буровато-серых алевритовых глин, мощностью от 300 м на юге до 850 м на севере. Количество песчаного материала в резервуаре возрастает с юга на север. Песчаные пласты в разрезе альб-сеноманского проницаемого комплекса индексируются как ПК1-ПК12. В районах замещения глинистых разностей пород яронгской свиты на песчаники в ее составе появляются пласты ХМ1-ХМ6.
Терригенная толща осадков марресалинской свиты формировалась как континентальных, так и мелководно-морских обстановках. Количество морских прослоев в отложениях увеличивается вверх по разрезу. Постепенная смена континентальных отложений мелководными отложениями солоновато-водного бассейна предшествовала региональной туронской трансгрессии, во время которой сформировалась глинистая толща кузнецовской свиты.
В Гыданской НГО альб-сеноманский проницаемый комплекс включает в себя марресалинскую и долганскую свиты (рис. 1). Марресалинская свита (пласты ПК1-12) выделяется в западных районах, а долганская свита с группой пластов ДЛ в восточных. В разрезе альб-сеноманской толщи, вскрытой скважинами на полуострове Гыдан, наблюдается весь фациальный набор отложений: от прибрежно-морских до континентальных.
Продуктивные пласты альб-сеномана имеют очень хорошие коллекторские свойства: открытую пористость от 25 до 34%, проницаемость от многих сотен
-3 2 2
х10- мкм до 1-2 мкм в рыхлых разностях.
В целом, для отложений альб-сеноманского проницаемого комплекса характерно сложное литологическое строение. Песчано-алевритовые и глинистые толщи неравномерно переслаиваются и чередуются в разрезе, в связи с чем, выделенные в нем пласты не прослеживаются на большие расстояния и резко изменчивы по строению. Это способствует хорошей гидродинамической связи песчано-алевритовых пластов по разрезу и, как следствие, концентрации основных скоплений газа в кровле комплекса. В то же время на ряде структур, в их сводовых частях, внутри проницаемого комплекса альб-сеноманского резервуара выявлены отдельные мелкие залежи газа, контролируемые небольшими по площади глинистыми покрышками.
В пределах Южно-Карской НГО к настоящему времени все ресурсы газа в альб-сеноманских отложениях выявлены только на Ленинградском месторождении, а отсутствие в них залежей углеводородов на Русановском месторождении, возможно, связано с его недостаточной разведанностью. На территории Ямальской НГО в этих отложениях открыты преимущественно газовые залежи на Бованенковском, Западно-Тамбейском, Крузенштернском, Малыгинском, Северо-Тамбейском, Тасийском и др. месторождениях. В Гыданской НГО на Антипаютинском, Геофизическом, Салмановском (Утреннее), Минховском, Тота-Яхинском и др. месторождениях. В Енисей-Хатангской НГО средняя по запасам залежь на Мессояхском месторождении. Кроме этого в Гыданской НГО в пластах ПК1-3 на Западно- и Восточно-Мессояхском месторождении выявлены уникальные по запасам залежи нефти.
В Надым-Пур-Тазовском междуречье проницаемый комплекс апт-альб-сеномана представлен песчано-глинистой толщей покурской свиты (рис. 1), осадки которой накапливались в континентальных озерно-аллювиальных и озерно-болотных условиях /Конторович, Нестеров, Салманов и др., 1975 и др./.
В разрезе свиты практически отсутствуют сколько-нибудь выдержанные реперные горизонты. Поэтому их отсутствие и резко выраженное неоднородное строение разреза создают определенные сложности в проведении корреляции отложений покурской свиты не только на территории всего Надым-Пур-Тазовского междуречья, но и в пределах одного месторождения.
Главными закономерностями строения апт-альб-сеноманской песчаноглинистой толщи в Надым-Пур-Тазовском междуречье являются максимально высокая песчанистость и угленасыщенность разреза. В среднем на разведанных месторождениях количество песчано-алевролитовых пород от общей толщины составляет 70-75 %. Здесь в коллекторах месторождений отмечаются максимальные значения открытой пористости (28-35 %). Фоновая прони-
л
цаемость в собственно сеноманской части разреза нередко достигает 1-1,5 мкм . В соответствии с высокими ФЕС находятся и величины притоков пластовых
-5
флюидов, составляющие по газу 400-1000 тыс. м /сут (абсолютно свободные
-5
притоки - нередко до 1,5-2,0 млн. м /сут).
Главные ресурсы углеводородов в апт-альб-сеноманском резервуаре Надым-Пур-Тазовского междуречья сосредоточены в отложениях сеномана (пласт ПК1) под мегарегиональным турон-палеогеновым флюидоупором. С этим продуктивным пластом связаны гигантские залежи газа на Уренгойском, Ямбургском, Медвежьем, Заполярном и других месторождениях.
Работа выполнена при поддержке НШ-6244.2010.5.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Агалаков, С.Е., Бакуев, О.В. Новые объекты поисков углеводородов в надсеноманских отложениях Западной Сибири // Геология нефти и газа. - 1992. - № 11. - С. 25-28.
2. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К., Сурков В.С., Трофимук А.А., Эрвье Ю.Г. Геология нефти и газа Западной Сибири. - М. -Недра. - 1975. - 680 с.
3. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Вып. 2. ЗападноСибирский бассейн / А.Э. Конторович, В.С. Сурков, А. А. Трофимук и др. -Новосибирск.- ОИГГиМ СО РАН. - 1994. - 201 с.
© В.А. Казаненков, М.Н. Шапорина, 2011
