CC BY
27Головин С.В.
ФГУП «Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт (ВНИГРИ)», Санкт-Петербург, Россия ins@vnigri.spb.su
КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ КОМПЛЕКСОВ МЕЗОЗОЯ
ЕНИСЕЙ-ХАТАНГСКОГО ПРОГИБА
В статье рассматривается нефтегазоносность мезозойских отложений Енисей-Хатангского прогиба. На основании тектонического анализа и по литолого-фациальным характеристикам отложения подразделяются на ряд региональных, субрегиональных, зональных и локальных нефтегазоносных комплексов и подкомплексов, прослеживается их распространение по площади и разрезу, приводится качественная оценка их перспектив нефтегазоносности.
Ключевые слова: литология, корреляция, свита, нефтегазоносный комплекс,
отложения, перспективы, прогиб, схема.
Нефтегазоносные комплексы (НГК) их определение и классификация
Изучение стратиграфических, фациальных, палеогеографических особенностей осадочного выполнения Енисей-Хатангского регионального прогиба позволяет выявить здесь распространение разных типов разрезов, выделить структурно-фациальные зоны, проследить характер взаимных переходов и условий осадконакопления. По этим данным появляется возможность проанализировать литолого-фациальные предпосылки нефтегазоносности в плане выявления наличия и распространения нефтегазоносных комплексов как литолого-стратиграфических объектов концентрации УВ. В итоге проведения подобного анализа устанавливаются контуры областей, районов, зон и локальных поднятий, различающихся по потенциальным возможностям концентрации ресурсов УВ в ловушках, определяются наиболее эффективные направления и методы исследования вплоть до нахождения месторождений и залежей нефти и газа.
Расчленение отложений на местные стратиграфические подразделения (свиты) проведено на основании работ Байбородских Н.И. [Байбородских и др., 1967], Карцевой Г.Н [Карцева и др., 1974, 1977], Куликова Д.П. [Куликов, 1987], Решений 3-го Международного совещания по мезозою и кайнозою Средней Сибири [Решения , 1981].
Нефтегазоносный комплекс (НГК) включает в себя совокупность литологических разностей пород разреза, образующих определенного масштаба проницаемый горизонт (коллектор, резервуар), перекрываемый непроницаемыми породами (покрышка, флюидоупор).
НГК по площади распространения и объему пород, охватываемому в разрезе,
подразделяются на региональные, которые, в свою очередь, разделяются на субрегиональные, зональные и локальные подкомплексы. К региональным нефтегазоносным комплексам (РНГК) относятся крупные части разреза, в которых скопления УВ содержатся (или прогнозируются) в пределах всего региона в целом или большей его части. К субрегиональным подкомплексам (НГПК) относятся аналогичные или несколько меньшие по мощности части разреза, в которых скопления нефти и газа развиты (или прогнозируются) в пределах двух или больше нефтегазоносных районов. Соответственно зональные и локальные НГПК включают интервалы разреза, перспективные на нефть и газ в пределах отдельных зон нефтегазонакопления или содержащие залежи в пределах отдельных месторождений.
Своеобразие разреза юрских и меловых отложений Енисей-Хатангского регионального прогиба выражается в ритмичном чередований преимущественно глинистых и песчаноалевритовых толщ. Анализ литологических, фациальных условий, признаков нефтегазоносности и условий их проявления позволяют выделить в разрезе мезозоя ряд обособленных региональных нефтегазоносных комплексов. Каждому такому комплексу присвоено собственное наименование по названию стратиграфического подразделения, охватывающего проницаемый стратиграфический интервал - песчаный, песчаноалевритовый коллектор (резервуар).
Субрегиональные и зональные НГПК составляют существенную часть РНГК, но развиты на территориях, ограниченных нефтегазоносным (или перспективным) районом, зоной нефтегазонакопления. Номенклатура зональных НГПК ориентирована применительно к выделяемым в разрезе глинистым (изолирующим) пачкам, контролирующим нефтегазоносность той части разреза (свиты местной шкалы), в которую они включены. Локальные НГПК в номенклатуре предложено ориентировать на принятую в практике индексацию нефтегазоносных пластов, понимая при этом ЛНГПК как совокупность проницаемого пласта и перекрывающего его экрана.
Характеристика НГК, прогноз их развития в регионе
Долганский региональный НГК (рис. 1, 2) получил свое название по достаточно хорошо выраженной песчано-алевритовой толще долганской свиты. Стратиграфический комплекс охватывает интервал разреза пород нижней части верхнемеловых отложений верхний альб-нижний турон). Регионально распространенным коллектором (резервуаром) в НГК выступает долганская свита (верхи альба-сеноман), Породы долганской свиты залегают в стратиграфическом разрезе согласно на отложениях яковлевской свиты. Для свиты характерно преобладание песков, слабо уплотненных алевритов, песчаников.
11111
/'///,
/
Рис. 1. Схема сопоставления нефтегазоносных комплексов Енисей-Хатангского регионального прогиба
1 - отсутствие отложений, перерывы; 2 - преимущественно глинистая толща - региональная, зональная покрышка; 3 - преимущественно песчаная толща региональный, зональный коллектор; 4 - границы региональных НГК; 5 - стратиграфическое положение нижней границы многолетней мерзлоты
Границы (1-2): 1 - мезозойских прогибов, 2 - песчанжтой покрышки (дорожковской свиты); 3 - изопахиты долганского РНГК, м; 4 - изогипсы подошвы отложений долганской свиты, км; 5 - месторождения УВ, связанные с РНГК; 6 - наиболее перспективные площади развития РНГК
Рис. 3 Схема строения суходудинского регионального НГК
Границы (1-2): 1 - мезозойских прогибов, 2 - развития зональных НГК; Области развития (3-6): 3 - носковского ЗНГК, 4 - пеляткинского ЗНГК, 5 - нижнехетского ЗНГК, 6 - дерябинского ЗНГК; 7 - изопахиты суходудинского РНГК, м; 8 - изопахиты подошвы отложений нижнехетской свиты, км; 9 - участки отсутствия или незначительной мощности отложений РНГК; 10 - месторождения УВ, связанные с РНГК.
Рис. 4. Схема строения Малышевского регионального НГПК
Границы (1-3): 1 - мезозойских прогибов; 2 - глинизации коллектора (малышевской свиты); 3 - область развития яновстанского ЗНГПК; 4 - изопахиты малышевского РНГК, км; 5 - изогипсы подошвы отложений малышевской свиты, км; 6 - участки отсутствия или незначительной мощности отложений РНГК; 7 - месторождения, связанные с РНГК.
Рис. 5. Схема строения Зимне-Вымского регионального НГК
1 - граница мезозойских прогибов; 2 - изопахиты зимне-вымского РНГК, м; 3 - изогипсы подошвы нижнеюрских отложений, км; 4 - месторождения УВ, связанные с РНГК.
Породы в основном мелкозернистые. Среднезернистые разности, также как и глинистые отложения, встречены в ограниченном количестве. Мощность разреза свиты у бортов прогиба 190-200 м, существенно увеличивается к центральной его части до 450-660 м. Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пород резервуара (коллектора) определяются высокой песчанистостью разреза. Соотношение в разрезе песков, рыхлых песчаников И глинистых прослоев составляет не менее 5:1, достигая 14:1. Пласты и пачки песчаников, песков достигают по мощности от десятков - до сотен метров. Высокие ФЕС выдержаны по всей площади распространения: открытая пористость 20-34% и не снижается ниже 2,8 %,
3 2
проницаемость 100-1000 10 мкм .
Регионально распространенной покрышкой в комплексе выступают отложения дорожковской свиты (нижний турон). На отложениях долганской свиты породы залегают согласно и представлены в разрезе в основном глинами темно-серыми алевритистыми с прослоями песков и неплотных песчаников. Мощность дорожковской покрышки непостоянна, изменяется от 45 до 130 м, возрастая в центральной части прогиба (Танамский свод, Пендамояхская впадина - 90-110 м., на Малохетском мегавале, на крыльях 60-80 м, на юго-западном окончании до 128 м.). В пределах Мессояхского локального поднятия, где комплекс содержит крупную газовую залежь, мощность дорожковской покрышки 96-109 м. К востоку - Рассохинский мегавал и в Хатангской впадине (Турку-Логатский прогиб, Кубалахский вал) мощность покрышки от 30 до 80 м, глинистость снижается и покрышка теряет изолирующие свойства.
Подошва комплекса постепенно поднимается от 1200-1300 и на западе (Пендамояхскал впадина) до 900-1000 м - (Танамский свод, Больше-Хетский мегавал) (Кисляков, 1987). На правобережье Енисея, глубина его залегания 500-700 м. Далее к востоку глубина уменьшается вплоть до полного выклинивания в пределах седловины, разделяющей Усть-Енисейскую и Хатангскую впадины. Одновременно происходит резкое опесчанивание пород дорожковской свиты: глинистость постепенно снижается от 75%-80% на Танамском своде (отношение песков и глин 1:3, 1:4) до 50 % (1:1) на Большелайдинской, Майской, Зимней, Малохетской площадях.
Промышленная газоносность долганского РНГК была выявлена в 1967 г, открытием газовой залежи Мессояхского месторождения.
Ограниченные залежи и незначительные газопроявления в долганском РНГК вскрыты на Соленинской и Пеляткинской площадях. Однако в целом успешность работ по поискам месторождений в его пределах оказалась весьма низкой. Выявлено по крайней мере три причины, снижавшие перспективы газоносности долганского РНГК (табл. 1).
1) Несмотря на наличие прекрасного коллектора, изолирующие свойства дорожковской покрышки существенно ослаблены, по причине ее резкого опесчанивания, к востоку, вплоть до полного исчезновения ее изолирующих свойств.
2) При движении на восток происходит вздымание пород, входящих в долганский РНГК от 800-1000 и до 500-700 м на правобережье Енисея и далее до полного выклинивания (Кисляков, 1987).
3) Основная часть Долганского РНГК залегает или непосредственно в пределах толщи многолетнемерзлых пород, или в непосредственной близости от нее. Мерзлота достигает глубины 450-650 и более метров, что вызывает наличие аномально низких пластовых температур и широкое развитие, вследствие этого, гидратообразования, имеющего место как в пластовых условиях, так и регионально проявляющихся при вскрытии и опробовании пластов.
Таблица 1
Характеристика Долганского РНГК (дорожковская, долганская свиты)
Наименование площади Толщина, м Глубина залегания, м
покрышка резервуар общая подошва мерзлота
Сузунская 115 260 375 11S0 -
Токачинская 120 450 570 13S0 -
Соленинская 100 300-400 400-500 11S0 100
Мессояхская 105 350 450 1200 100
Малохетская 0 Вид.S0 Вид.S0 130 200
Зимняя 105 350 450 S10 200
Семеновская 100 330 430 700 430
Нижнехетская 0 Вид.40 Вид.40 110 200
Долганская 0 Вид.165 Вид.165 250 200
Суходудинская 0 Вид.200 Вид.200 230 230
Паютская 90 370 460 1150 -
Пеляткинская 100 350 450 1160 100
Ушаковская 120 350 470 1170 100
Турковская 105 450 550 1270 100
Казанцевская 100 440 540 1200 100
Муксунихская 90 400 490 1160 -
Озерная S5 400 4S5 1100 500
Джангодская 50 350 400 500 500
Тундровая 0 0 0 0 230
Среднепясинская 95 500 600 11S0 500
Яковлевская 90 3S0 470 750 630
Дерябинская 75 420 500 S70 730
Таманская 100 430 530 1070 -
Хабейская 70 220 290 5S0 6S0
Г ольчихинская 0 260 260 360 -
Балахнинская 0 Вид.230 Вид.230 260 -
Вост. Кубалахская 75 2S0 350 11S0 -
Суммируя сказанное, следует положительно оценить возможность региональной
газоносности Долганского РНГК в западной, пограничной с Западно-Сибирской плитой, части Енисей-Хатангского прогиба, где глубина погружения долганского проницаемого горизонта (резервуара) составляет 1000-1200 м и ниже, и где дорожковская покрышка сохраняет свои изолирующие свойства. Возможность промышленной газоносности Долганского РНГК на остальной, большей, части Енисей-Хатангского прогиба по указанным выше причинам оценивается отрицательно.
Суходудинский региональный НГК (рис. 1, 3) в пределах Енисей-Хатангского прогиба распространен повсеместно. Он представляет собой ритмичное чередование песчаноалевритоглинистых пород, но не имеет региональных прослеженных флюидоупоров (покрышек). Отложению комплекса предшествовал региональный предваланжинский размыв, особенно резкий в бортовых частях Енисей-Хатангского прогиба и в сводах ряда крупных структур. Вследствие этого комплекс может залегать несогласно на отложениях от берриаса до байоса. В ряде районов вследствие отсутствия (размыва) покрышки нижележащего РНГК стратиграфический объем его возрастает.
К Суходудинокому РНГК стратиграфически отнесены четыре основные свиты нижнемеловой морской формации - нижнехетская, суходудинокая, малохетская, яковлевская, охватывающие диапазон разреза от нижневаланжинсного подъяруса до средней части альба включительно (табл. 2).
Мощность комплекса в разных структурно-фациальных зонах резко варьирует от 500 м в бортовых частях и на сводах ряда крупных структур до 2000 м, в погруженных центральных частях прогиба.
Отсутствие регионально выдержанных флюидоупоров характеризует Суходудинский РНГК в целом как единую гидродинамическую систему, где концентрация УВ в залежи контролируется зональным и главным образом локальным распределением в разрезе глинистых покрышек и коллекторов.
По характеру локализации можно говорить о наличии здесь нескольких зональных НГПК, связанных со стратиграфическими интервалами малохетской, суходудинской и нижнехетской свит. Каждый зональный НГПК объединяет группу пластов, продуктивность которых связана с местными, в основном, структурно-тектоническими особенностями развития коллекторов и изолирующих пород в разрезе.
Малохетокий зональный нефтегазоносный подкомплекс (ЗНГПК) связан с отложениями верхов малохетской (коллектор) и яковлевской (флюидоупор) свитами. Малохетская свита залегает в целом согласно на отложениях суходудинской свиты выше глинистой пачки, так называемых «пеляткинских» слоев.
Таблица 2
Характеристика Суходудинского регионального НГК (яковлевская, малохетская, суходудинская, нижнехетская свиты)
Наименование площади Толщина, м Глубина залегания, м
Покрышка (яковлевская свита) резервуар общая подошва
Сузунская 450 1250 1700 2900
Токачинская 450 1350 1800 2900
Соленинская 430 1200 1630 2800
Мессояхская 350 1050 1400 2300
Тампейская 0-250 850 1100 1780
Зимняя 270 730 1000 1850
Семеновская 320 700 1020 1700
Нижнехетская 170 1350 1520 880
Малохетская 35 790825 890
Точинская 80 вид.250 вид.250 260
Долганская 315 1200 1515 1620
Суходудинская 140 610 750 1015
Паютская 420 1430 1850 3015
Пеляткинская 380 1400 1780 2980
Аномальная 400 - 1850 3100
Средне-Яровская 420 1480 1900 3190
Ушаковская 400 1320 1740 2910
Турневская 400 1330 1730 2905
Казанцевская 350 1360 1710 2880
Песчаная 340 более 1025 более 1360 более 2630
Озерная 330 1400 1730 2800
Береговая 400 1660 2060 2800
Джангодская 250 500 700 1200
Рассохинская - - 640 1100
Тундровая 0 0 0 0
Среднепясинская 310 1230 1540 2750
Яковлевская 558 1200 1750 2510
Дерябинская 320 1350 1670 2450
Таманская 380 1840 2220 2850
Хабейская 320 1000 1320 1850
Гольчихинская 300 1000 1300 1550
Новое - - 500 1000
Балахнинская 370 0 370 420
На некоторых площадях присутствует размыв в ее подошве, что фиксируется на Малохетской, Джангодской, Рассохинской, Казанцевской площадях. Проницаемые породы Малохетской свиты представлены слабосцементированными песчаниками и песками с линзами более крепких известковистых песчаников. Роль глинистых разностей в целом
незначительна. Мощность проницаемой части комплекса в составе малохетской свиты испытывает значительные колебания. В своде Малохетского мегавала она составляет 170321 м, на крыльях до 350 м. На Рассохинском мегавале минимум 195-290 м. В юго-западном направлении мощность возрастает: на Мессояхском поднятии - 407 м, Сузунской площади -от 312 до 407 м, Южно-Носковской - 435 м.
В качестве изолирующего горизонта этого ЗНГПК условно выделяется толща пород, относимых к яковлевской свите, охватывающей интервал разреза от верхов апта до средней части альба включительно. Отложения этой части разреза представлены чередованием пачек глинистых и песчаных пород с определенным преобладанием первых. Мощность яковлевской свиты варьирует в зависимости от структурного положения. В прибортовых зонах и в центральной части региональных положительных структур она составляет: Малохетский мегавал 151-198 м, центральная часть Рассохинского мегавала 212-270 м. На погруженных структурах - Месоояхское поднятие - 369-411 м, Южно-Носковское - 410 м, Сузунское - 497 м. Максимальной мощности отложения яковлевской свиты достигают в центральной части Енисей-Хатангокого прогиба; Яковлевская площадь - 560 м, Танамский свод, Яровская площадь - 574 м. Почти повсеместно алеврито-песчаные породы в яковлевской свите преобладают над глинистыми, поэтому в качестве покрышки (флюидоупора) она может рассматриваться только условно.
Малохетский ЗНГПК к настоящему времени изучен на многих разбуренных площадях, однако незначительная залежь, экранируемая маломощным пластом аргиллитов, вскрыта только на Озерном месторождении - скважина №1 в интервале 1392-1403 м на границе малохетской и яковлевской свит и выделяется как локальный нефтегазоносный подкомплекс - пласт Мх1.
Носковский ЗНГПК. По результатам бурения Южно-Носковской параметрической скважины №318, в интервале 1970-2010 м, выделяется однородная глинистая пачка (литологический аналог суходудинской свиты). Пачка прослеживается на Береговой, Дерябинской, Яковлевской, Хабейской, Гольчихинской, Танамской, Средне-Пясинской, Паютской, Средне-Яровской, Аномальной, Турковской, Пеляткинской и Соленинской площадях [Куликов и др., 1987]. Широкое распространение позволило квалифицировать ее как зональный репер, получивший название носковская пачка. Ниже ее по данным бурения Д.П. Куликов и др. выделяет перспективный носковский резервуар, который объединяет пласты верхней части Суходудинской свиты СgНз-СgН14
Предлагается рассматривать носковскую пачку и упомянутые хорошо выраженные пласты, в качестве перспективных горизонтов, возможно газоносного зонального НГПК. В
Южно-Носковской параметрической скважине он имеет мощность 618 м, представлен неоднократным чередованием проницаемых пластов песчано-алевритового состава мощностью 20-35 м, с аргиллитами и алевритистыми аргиллитами мощностью 15-25 м. Носковский ЗНГПК, развит также на структурах Танамского свода Притаймырской моноклинали, Дерябинской площади. Таким образом, он является весьма перспективным объектом для всей территории центральной части Енисей-Хатангского прогиба.
Пеляткянский зональный НГПК в настоящее время является основным промышленным объектом в составе Сухо дудинского РНГК. Литологически комплекс представлен уплотненными песками, песчаниками с карбонатным и глинистым цементом, расклиненными прослоями и слоями глинистых и алевритово-глинистых пород. В верхней части глинистость возрастает - выделяется глинистая пелятинская пачка, выступающая в качестве зональной покрышки (флюидоупора).
В основании комплекса залегают песчаники мелкозернистые, среднезернистые слабосцементированные, которые переходят в уплотненные пески. Пески и песчаники образуют пачки от 10 до 80 м толщиной. Разделяющие их глинистые пласты имеют толщину 3-70 м. Объем отложений суходудинской свиты, включающей пелятинскнй ЗНГПК, подвержен значительным колебаниям в зависимости от структурного положения и наличия предбарремского размыва. Минимальную толщину эти отложения имеют на Расоохинском мегавале 82-146 м, в своде Точинского поднятия - 80 м, в пределах Малохетского мегавала 154-352 м. Толщина увеличивается в погруженных частях Енисей-Хатангского прогиба: Береговая площадь - 575 м, Яровская - 780 м, Турковская - 805 м, Южно-Носковская - 795 м. При этом продуктивная его часть также увеличивается от 50 до 500 м.
Промышленная газоносность установлена на Пеляткинском, Соленинском, Казанцевском, Озерном месторождениях. Небольшая залежь вскрыта на Джангодской площади. Отложения этого комплекса остаются главным объектом поисков на Яровской, Ушаковской, Турковской площадях и других перспективных объектах Танамского свода, северного погружения Рассохинского мегавала и большей части Централ ьно-Таймырокого прогиба.
Богатые потенциальные возможности Пелятинского ЗНГПК обусловлены наличием на продуктивных площадях ряда благоприятных для формирования ловушек локальных НГК -сочетаний достаточно емких песчано-алевритовых пластов-коллекторов и перекрывающих глинистых, аргиллитовых флюидоупоров-покрышек. В разрезе упомянутых выше месторождений установлено их свыше полутора десятков. Промышленную оценку получили 12, которым присвоены индексы от Сд0 до СдХ1 [Кузнецов и др., 1971, 1974].
На Пелятинском месторождении газоносные горизонты вскрыты в интервале нижней части суходудинской свиты (2709-2854 м). Зональная покрышка - пеляткинские слои. Выделено 10 продуктивных горизонтов (локальные НГПК), из них 6 образуют самостоятельные газоконденсатные залежи [Куликов и др., 1987].
Нижнехетский ЗНГПК распространён в юго-западной части изучаемого района (западная часть Малохетского и Большехетский мегавалы). Он объединяет группу песчаных пластов и перекрывающих их покрышек нижнехетской свиты, являющихся литологическими аналогами песчано-аргиллитовой пеляткинской пачки низов суходудинской овиты. Нижнехетский зональный НГК по литологической характеристике существенно-глинистый, содержит четыре песчаных пласта мощностью до 40 м. Из всех пластов лишь один прослеживается достаточно хорошо.
Остальные развиты локально на разных уровнях и распространены в пределах отдельных локальных структур. Вследствие предваланжинского размыва на контрастных локальных структурах нижнехетский ЗНГПК может контактировать с коллекторами нижележащего малышевского РНГПК. При глинизации базального горизонта возможно образование ловушек стратиграфического типа, что, по-видимому, имеет место на Токачинской площади (скв. №1, 2).
Нефтегазоносность нижнехетского зонального НГПК установлена на Соленинской (скв. №1, инт. 2763-2773 м, газ с нефтью), Зимней (скв. № 4, инт. 1750-1758, газ, дебит -497,9 тыс.м3/сут.), выявлены промышленные притоки нефти в нижнехетской свите на Сузунской (скв. №3, №11, №12, №15) и нефтепроявления на Токачинской (скв. №2) площадях.
Наиболее полно комплекс изучен на Сузунской площади (Большехетский мегавал). В разрезе комплекса выделяются четыре уровня, которые с определенной долей вероятности могут быть квалифицированы как локальные НГПК.
Дерябинский зональный НГПК выделяется в составе Суходудинского РНГПК условно. По литологической характеристике и возрастному диапазону (нижний валанжин) он полностью отвечает уровню Нижнехетского ЗНГПК. Стратиграфически он включает толщу песчано-алеврито-аргиллитовых отложений, содержащую газоконденсатные залежи в пределах крупного Дерябинского газоконденсатного месторождения. В скважине Дерябинская №5 эта толща вскрыта в интервале 2510-2968 м. Отложения подкомплекса представлены сложным переслаиванием алевролито-песчано-аргиллитовых пород.
Алевролиты в основном глинистые с линзами мелко- и тонкозернистых песчаников. Аргиллиты темно-серые плотные, массивные. В разрезе подкомплекса в скважинах
Дерябинская №1, №2, №3, №4, №5, №11, №15 и др. уверенно прослеживаются не менее трех песчаных горизонтов, которые имеют линзовидное строение и но площади прослеживаются не повсеместно, замещаясь глинисто-алевритовыми породами, или незакономерно выклиниваясь в юго-западной части Дерябинского локального поднятия. По результатам бурения на Дерябиноком месторождении выявлено четыре структурно-литологических залежи, связанных с локальными НГПК Д-1, Д-ІІ, Д-Ш, Д-ІУ. Дерябинский зональный НГПК является основным перспективным объектом для поисков залежей в неокомских отложениях северной части Енисей-Хатангского прогиба в пределах Южно-Таймырской моноклинали и северного борта Центрально-Таймырского прогиба (см. рис. 1, 3).
Малышевский региональный НГПК (рис. 1, 4) широко развит на территории Енисей-Хатангского прогиба и имеет возрастной диапазон от берриаса до средней юры. Выделение комплекса определяется наличием и широким распространением верхнеюрско-нижнемеловой (берриасской) изолирующей глинистой толщи. Комплекс включает два коллектора - сиговскую и малышевскую свиты и два изолирующих горизонта - точинскую и яновстанскую свиты. При глинизации сиговского зонального коллектора (резервуара) изолирующая покрышка представлена единой глинистой толщей. Региональным коллектором на большей части этой территории выступает малышевская свита байос-батского возраста, представленная значительной по мощности (285-360 м) толщей переслаивающихся песчаников и алевролитов, с подчиненными им глинистыми породами (пачки аргиллитов). В западной части прогиба (Усть-Енисейский р-н) толща вскрыта и изучена на полную мощность. На площадях Малохетского и Рассохинского мегавалов, ряде площадей Танамского свода и Большехетского мегавала. На Джангодской и Зимней площадях вскрытые залежи имеют ограниченные запасы.
Региональной покрышкой в комплексе выступает точинская свита келловейского возраста и яновстанская свита келовей-волжского возраста (при глинизации сиговской свиты).
Малышевский региональный коллектор вскрыт и изучался на Зимней (инт. 1852-2100 м), Хабемской, Северо-Соленинской (скв. №24 инт. 2755-3065 м, скв. 25, инт. 3768-3077 м), Мессояхской (скв. №З, инт. 2347-2406 м), Малохетской (скв. №15, инт. 538-834 м) и др. площадях. По данным НЕНГРЭ (1987) на Пеляткинокой площади (скв. № 15) в верхней части малышевской свиты выделяется три проницаемых пласта эффективной мощностью 12 метров (инт.3288-3412 м), интерпретируемые по данным ГНС как газоносные. Открытая пористость песчаников и песчанистых алевролитов составляет от 3 до 33%, средняя ОП - І5-17%, коэффициент проницаемости пород малышевского РНГК на изученных площадях
сильно зависит от глубины погружения горизонта и характера цементации. Максимальные
3 2
значения указываются в 550х10" мкм [Бро, 1971], превалируют средние значения 80-12010"3мкм2. Локальный ГНПК МЛ-І содержит залежь газа на Зимней площади (см. рис. 3). Покрышка - глинисто-алевритовая толща точинской свиты.
Малышевокий РНГК является важным перспективным объектом для поисков залежей в пределах Большехетского мегавала, резервом новых нефтегазоносных горизонтов на локальных структурах и месторождениях Танамского свода, Дерябинском районе, а также на локальных структурах неизученных бурением бортов Енисей-Пясинского мегапрогиба (табл.
3).
Таблица 3
Характеристика Малышевского регионального НГПК
Наименование площади Толщина, м Глубина залегания, м
Покрышка (яковлевская свита) резервуар общая подошва
Сузунская 25 - - -
Токачинская 12 - - -
Соленинская 80 400 480 3070
Мессояхская 0 Вид.54 - -
Тампейская 85 340 425 2100
Зимняя 0-10 164 175 2050
Семеновская 0 140 140 1840
Нижнехетская 170 80 250 1200
Малохетская 574 160 730 670-1630
Точинская 160 120 280 550
Долганская 250-820 110 360-930 2100
Суходудинская 290 160 450 1400
Паютская 100 - - -
Пеляткинская 220 310 530 3585
Аномальная 570 - - 3800
Средне-Яровская Вид.400 - - 3800
Ушаковская 400 - - -
Турковская 400 - - 3500
Казанцевская - - - 3500
Озерная - - - -
Джангодская 330 310 640 1950
Рассохинская - - 610 1730
Тундровая 0 330 330 380
Среднепясинская - - 450 3200
Яковлевская - - - -
Дерябинская 450 Вид. 150 600 3100
Хабейская 130
Г ольчихинская 0 0 0 -
Балахнинская 210 460 670 1100
Вост. Кубалахская 580 730 1310 3415
Яновстанский зональный ГНПК. Верхнеюрско-нижнемеловая (берриас) региональная покрышка (флюидоупор) имеет сложное строение. Ее образование и последующая эволюция усложнена процессами тектонической активизации всего региона, что отразилось на зональных и локальных особенностях ее строения. Наличие перерыва между юрой и мелом определяет изменчивость ее стратиграфического объема, опесчанивание и резкие колебания толщины разрезов в зависимости от структурных условий, вплоть до полного отсутствия этих отложений на ряде контрастных структур в прибортовых зонах. Коллектором в яновстанском зональном НГК выступают отложения сиговской свиты толщиной 15-150 м. Он вскрыт и изучен на большей части разведочных площадей Малохетского и Рассохинского мегавалов.
Резервуар выделяется своим преимущественно песчано-алевритовам составом и широким развитием прослоев лептохлоритовых глин с глауконитом. Пачки песчаников мощностью до 20-25 м, имеют хорошие фильтрационно-емкостные свойства. В разрезе комплекса выделяется локальный НГПК, который содержит небольшую газовую залежь на Нижнехетском месторождении.
Яновстанский зональный НГПК развит сравнительно узкой полосой вдоль СевероСибирской и Пакулихинской моноклинали и в погруженных частях крупных контрастных структур - Малохетского, Рассохинского, Большехетского мегавалов. На южном борту Енисей-Хатангского прогиба и в центральной части мегавалов его толщина (мощность) сокращается. На ряде изученных локальных поднятий (Мессояхское, Семеновское, Малохетское) он отсутствует полностью [Кисляков, 1987].
Зимне-Вымский региональный НТК (рис. 1, 5) объединяет толщу нижне-среднеюрских пород сложного строения, на большем части территории глубоко погружен, изучен фрагментарно на отдельных далеко отстоящих друг от друга площадях.
На небольших глубинах в пределах приподнятых зон и на южном борту Енисей-Хатангского прогиба комплекс представлен чередованием трех парных трансгрессивнорегрессивных ритмов.
Зимняя, джангодская, вымская свиты, представлены пасчано-алеврито-аргиллитовыми толщами при общем преобладании проницаемых (песчаных) пород.
Левинская, лайдинская, леонтьевская свиты в основном алеврито-глинистые, сложены аргиллитами, уплотненными глинами, выступают как преимущественно изолирующие покрышки. Глинистые толщи прослеживаются устойчиво почти по всей территории Енисей-Хатангского прогиба. Песчано-алевритовые толщи развиты не повсеместно, поэтому, несмотря на наличие региональных покрышек, перспективные НГПК в рассматриваемом
региональном комплексе имеют ограниченный по площади субрегиональный характер. Вымский субрегиональный НГПК включает коллектор - вымскую свиту: песчаники пачками по 25-30 м, переслаиваются с алевролитами и аргиллитами (5-10 м). Региональный изолирующий горизонт (покрышка) - леонтьевская свита - глинисто-алевритовые породы. Вымский НГПК вскрыт и изучен на локальных поднятиях Рассохинского, Малохатского, Балахнинского мегавалов. В пределах Балахнинского локального поднятия установлена газоносность локального НГК ВМ-1. Газоносность залежи изучена в шести скважинах. Проницаемые песчаники вымской свиты вскрыты в интервала 1948-2080 м. Дебиты при испытаниях составили от 5-250 тыс.м3/сут. до 1057 тыс.м3/сут. Незначительные притоки, связанные с локальным НГПК ВМ-1, выявлены на Малохетокой, Мессояхской, Тампейской площадях.
По результатам бурения скв.№15 отложения вымской свиты, вскрыты на Пеляткинской площади (инт. 3718-3805 м). В керне песчаники этого горизонта представлены
мелкозернистыми, известковистыми, плотными разностями. При вскрытии наблюдались газопроявления. По данным ГИС локальный НГПК включает 4 проницаемых пласта в интервале 3718-3767 м до 20 м мощностью, которые характеризуются как газонасыщенные.
Вымский субрегиональный НГПК распространен в пределах Северо-Сибирской моноклинали, локальных структурах центральных частей Малохетокого, Рассохинского, Балахнинского мегавалов, положительных структурах Таманского овода и, вероятно, Большехетского мегавала. (табл. 4). В зонах крупных отрицательных структур (включая бортовые части упомянутых структур) коллектор глинизируется и вымская свита не имеет оптимальных для формирования залежей свойств.
Джангодский субрегиональный НГПК включает зональный коллектор - джангодскую свиту (толщина 130-620 м) и региональный изолирующий горизонт - лайдинскую овиту (2570 м).
В изученных разрезах и скважинах, в основном по периферии Енисей-Хатангского прогиба, джангодская свита четко выделяется своим в основном алевролито-песчаниковым составом.
Физические свойства изучены в скважинах Зимней, Нижнехетской, Малохетокой и других площадей. На Зимней площади открытая пористость песчаников 8,6-18,3%,
3 2
проницаемость 0,1-32,1х10" мкм , на Нижнехетской - открытая пористость 4,6-20,25%,
3 2
проницаемость 0,1-35,1х10" мкм .
Лайдинская свита, распространена широко и представлена толщей плотных алевритистых аргиллитов, образующих региональный изолирующий горизонт.
Таблица 4
Характеристика Зимне-Вымского регионального НГК
Наименование площади Субрегиональный НГК Толщина, м Глубина залегания, м
покрышка резервуар общая подошва
Тампейская - 90 - 1000 -
Вымский 90 180 250 -
Джангодский 40 370 410 -
Зимний - - 340 -
Зимняя - 80 - 800 2980
Вымский 80 180 260 -
Джангодский 40 320 360 -
Зимний 170 120 290 -
Семеновская - 140 - 1050 2750
Вымский 100 150 250 -
Джангодский 50 225 275 -
Зимний 100 160 260 -
Нижнехетская - 80 - 590 1800
Вымский 80 130 210 -
Джангодский 60 300 360 -
Зимний 70 0 70 -
Малохетская - 150 - 650 1200
Вымский 150 90 240 -
Джангодский 50 260 310 -
Зимний 80 0 80 -
Долганская 150 - 600 -
Вымский 150 190 340 -
Джангодский 30 170 200 -
Зимний - Вид.10 - -
Суходудинская 70 - 150 1550
Вымский 70 70 140 -
Джангодский 25 80 105 -
Зимний - - - -
Джангодская - - - - 3010
Рассохинская - - - - 3025
Тундровая - 250 - 1900 2150
Вымский 250 270 520 -
Джангодский 70 620 690 -
Зимний 200 350 550 -
Хабейская - - - - 2250
Балахнинская - 450 - 2550 3550
Вымский 450 150 600 -
Джангодский 100 260 360 -
Зимний - - 1500 -
Вост. Кубалахская - вид.135 вид.120 250 -
Вымский 730 0 730 -
Джангодский вид.135 вид.120 250 -
Зимний Не вскрыт
Продуктивность джангодского НГПК установлена на Малохетской площади, где получен непромышленный приток газа из окв.13 и 15 и на Восточно-Кубалахской площади,
где выявлены интенсивные проявления газа с конденсатом в скважине ВКБ-357 (интервал 3550-3602 м).
Зимний субрегиональный НТК охватывает нижнюю часть юрского разреза. Развит он, вероятно, широко, но изучен слабо. Он залегает в основном на больших глубинах свыше 3500 м, где хорошие фильтрационно-емкостные свойства пород практически не прогнозируются. На небольших глубинах (до 3000 м) по южной периферии Енисей-Хатангского прогиба в составе комплекса выделяют коллектор - зимнюю свиту (толщина до 350 м) и покрышку - левинскюю свиту (толщина до 200 м). Комплекс изучен на Зимней скв.№1 в инт. 2691-2974 м, Семеновской скв.№2 в инт. 2461-2744 м, Тундровой скв.№1 в инт. 1592-2144 м, Балахнинской скв. №З в инт. 2324-4210 м. Породы - коллекторы в составе зимней свиты представлены чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов с прослоями конгломератов, гравелитов, крупнозернистых песчаников. Породы плотные, сцементированы
3 2
глинистым цементом. ОП - 3,5-12%, максимальная проницаемость 35-10 мкм . На Нижнехетокой, Малохетской, Долганской, Точиноской, Суходудинской площадях коллектор отсутствует.
На Зимней площади из пород локального НГПК Зм1 получены притоки газа о конденсатом дебитом 10,8 тыс. мэ/сут. (шайба 21 мм). Слабый приток газа (2,5 тыс.м3/сут.) зафиксирован на Тампейской площади.
Непроницаемая покрышка комплекса в составе левинской свиты развита повсеместно и представлена мощной пачкой плотных аргиллитов с редкими прослоями песчаников.
Заключение
В результате проведенных работ на территории Енисей-Хатангского прогиба выделяется четыре региональных нефтегазоносных комплекса, охватывающих возрастной диапазон разреза от ранней юры до позднего мела включительно. К региональным НГПК отнесены долганский (поздний мел), суходудинский (ранний мел), малышевский (поздняя-средняя юра), Зимне-Вымский (ранняя-средняя юра). В составе региональных НГПК выделены субрегиональные, зональные и локальные НГПК.
Основные перспективы в западной части Енисей-Хатангского прогиба связаны с зональными НГПК в составе суходудинского и малышевского нефтегазоносных комплексов.
На востоке, где выделяется единый Хатангский нефтегазоносный район перспективы нефтегазоносности увязываются с изучением зимне-вымского регионального НГПК.
Литература
Байбородских Н.И., Бро Е.Г., Гудкова С.А. Расчленение юрских и меловых отложений в разрезах скважин, пробуренных в Усть-Енисейской синеклизе в 1962-1967 гг. // Учен. зап. НИИГРИ,
Региональная геология, 1967. - Вып. 12. - С.5-124.
Карцева Г.Н. Ронкина З.З. Жеромская Н.В. Сопоставление юрских и нижне-меловых отложений западной и восточной части Енисей-Хатангского прогиба (Енисей-Хатангская НГО) // Тр. НИИГА - Севморгео. - Л., 1974. - С.14-19.
Карцева Г.Н., Шаровская Н.В., Ронкина З.З. О возрасте отложений, вскрытых глубокими скважинами на Балахнинском валу // Геология и нефтегазоносность мезозойских прогибов севера Сибирской платформы. - Л., 1977. - С. 5-13.
Куликов Д. П. Геолого-геофизическая модель формирования верхнеюрских и нижнемеловых отложений западной части Енисей-Хатангского прогиба // Геология и нефтегазоносность перспективных земель Красноярского края.- Тюмень, 1987. - С.9-18.
Решения 3-го Межведомственного регионального стратиграфического совещания по мезозою и кайнозою Средней Сибири (Новосибирск, 1978). - Новосибирск, 1981. - 87 с.
Golovin S.V.
All Russia Petroleum Research Exploration Institute (VNIGRI), St.-Petersburg, Russia ins@vnigri.spb.su
CLASSIFICATION OF MESOZOIC OIL-GAS COMPLEXES OF THE YENISEI-KHATANGA TROUGH
The petroleum potential of the Ytnisei-Khatanga trough Mesozoic deposits is considered. On the data of tectonic analysis and lithologic-facies characteristics these deposits are subdivided into a number of regional, sub-regional, zonal and local oil-gas complexes and sub-complexes; their distribution by an area and sequence is traced; the qualitative estimation of their petroleum potential is given.
Key words: lithology, correlation, oil-gas complex, deposits, petroleum potential, trough, scheme.
Bajborodskih N.I., Bro E.G., Gudkova S.A. Rasclenenie urskih i melovyh otlozenij v razrezah skvazin, proburennyh v Ust'-Enisejskoj sineklize v 1962-1967 gg. // Ucen. zap. NIIGRI, Regional'naa geologia, 1967. - Vyp. 12. - S.5-124.
Karceva G.N. Ronkina Z.Z. Zeromskaa N.V. Sopostavlenie urskih i nizne-melovyh otlozenij zapadnoj i vostocnoj casti Enisej-Hatangskogo progiba (Enisej-Hatangskaa NGO) // Tr. NIIGA -Sevmorgeo. - L., 1974. - S.14-19.
Karceva G.N., Sarovskaa N.V., Ronkina Z.Z. O vozraste otlozenij, vskrytyh glubokimi skvazinami na Balahninskom valu // Geologia i neftegazonosnost' mezozojskih progibov severa Sibirskoj platformy. - L., 1977. - S. 5-13.
Kulikov D.P. Geologo-geofiziceskaa model' formirovania verhneurskih i niznemelovyh otlozenij zapadnoj casti Enisej-Hatangskogo progiba // Geologia i neftegazonosnost' perspektivnyh zemel' Krasnoarskogo kraa.- Tumen', 1987. - S.9-18.
Resenia 3-go Mezvedomstvennogo regional'nogo stratigraficeskogo sovesania po mezozou i kajnozou Srednej Sibiri (Novosibirsk, 1978). - Novosibirsk, 1981. - 87 s.
