CC BY
99
УДК 551.2 И.Б. Извеков
Критерии и перспективы поиска и разведки залежей углеводородов в юрских и меловых отложениях в зоне сочленения Ямальской, Надым-Пурской и Гыданской областей Западно-Сибирской мегапровинции
Арктические районы Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна характеризуются разной степенью геолого-геофизической изученности [1-7 и др.]. Одни нефтегазоносные области и районы в значительной степени «опоискованы», другие находятся на начальной стадии поисково-разведочного процесса. Относительно хорошо изучен Тазовский п-ов, в меньшей степени - Ямальский п-ов, наименее изученной территорией Западно-Сибирской мегапровинции является самая северная и труднодоступная Гыданская нефтегазоносная область (НГО).
Зона сочленения Ямальской, Надым-Пурской и Гыданской НГО (далее - ЗС) характеризуется неравномерностью распределения нефтегазоносности как по разрезу, так и по площади (рис. 1). В результате поисково-разведочных работ (ПРР), проведенных в этой зоне, установлен достаточно широкий возрастной диапазон нефтегазоносно-сти. Промышленные скопления углеводородов (УВ) обнаружены в отложениях от се-номана до палеозойских, включительно. Далее в статье рассмотрены 22 месторождения, открытые в ЗС: Геофизическое, Солетско-Ханавейское, Восточно-Бугорное, Трехбугорное, Минховское, Восточно-Минховское, Тота-Яхинское, Антипаютинское, Семаковское, Чугорьяхинское, Северо-Парусовое, Парусовое, Южно-Парусовое и Обское, расположенные в пределах Гыданской НГО; Нурминское, Хамбатейское, Ростовцевское, Каменномысское, Северо-Каменномысское, Каменномысское-море и Новопортовское - в пределах Ямальской НГО; Ямбургское месторождение, расположенное в Надым-Пурской НГО. Их суммарные остаточные запасы газа по категориям обоснованности ресурсов УВ А + В + С1 составляют порядка 6 трлн м3, половина из которых связана с Ямбургским месторождением.
Перспективы дальнейших поисков и разведки скоплений нефти и газа в изучаемом районе обусловлены рядом критериев. Основным критерием, определяющим различия в формировании структур и характере осадконакопления в ЗС, является тектоническое развитие рассматриваемой территории (рис. 2). В тектоническом отношении в изучаемой зоне основное влияние на формирование структур оказал этап континентального рифтогенеза, датируемый раннетриасовым периодом. К наиболее ярко выраженным в структуре платформенного чехла структурным зонам, образованным раннетриасовым рифтогенезом, относятся надрифтовые желоба и межрифтовые поднятия. Надрифтовые желоба в раннесреднеюрское время унаследованно прогибались, а образованные этим процессом межрифтовые поднятия имели тенденцию к воздыманию. В последующем в результате коллизии Тазовского и Гыданского геоблоков предположительно в позднеюрское время с последующей активизацией движений в неотектонический период сформировался Мессояхский порог (гряда), состоящий из кулисообразно сочленяющихся Усть-Портовского, Нижнемессояхского ме-гавалов, которые территориально расположены как на суше Гыданского и Тазовского п-овов, так и в акватории Обско-Тазовского мелководья. Такого рода тектонические движения способствовали гипсометрическому расчленению территории, которое нашло отражение в структуре мезозойско-кайнозойского чехла в целом (рис. 3) [1].
Дифференцированные тектонические подвижки фундамента во многом предопределили фациальную зональность в разрезах осадочного чехла. В областях
Ключевые слова:
зона сочленения,
поиск,
разведка,
перспективы
нефтегазоносности,
тектоника,
стратиграфия,
литология,
анализ размещения
залежей.
Keywords:
junction zone,
search,
exploration,
petroleum potential,
tectonics,
stratigraphy,
lithology,
reservoir location
analysis.
Рис. 1. Обзорная карта расположения месторождений нефти, газа и газового конденсата в зоне сочленения Ямальской, Надым-Пурской и Гыданской НГО
Рис. 2. Фрагмент карты тектонического строения нижнеплитного комплекса Западно-Сибирской плиты (В.Н. Крамник, Л.В. Смирнов, В.С. Сурков [2])
Условные обозначения: СТРУКТУРЫ
надпорядковые тектонические:
положительные (пороги, антиклизы)
1-го порядка:
положительные (мегавалы, своды)
отрицательные (желоба, линекпизы)
отрицательные (мегапрогибы, мегавпадины)
2-го порядка:
положительные (валы, куполовидные поднятия)
отрицательные (прогибы, впадины)
3-4-го порядка:
Щ положительные (локальные поднятия, купола)
I отрицательные (локальные депрессии)
| ^—\| контуры месторождений
Рис. 3. Фрагмент тектонической карты мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской синеклизы (ОАО «СИБНАЦ», 2005 г.)
надрифтовых желобов происходило осадко-накопление в условиях прибрежных фациаль-ных зон, что способствовало формированию в основном залежей УВ в ловушках неструктурного типа. По этим же отрицательным структурам при трансгрессиях происходило активное проникновение морских вод и формирование глинистых экранирующих, в том числе и нефте-материнских, толщ. В областях межрифтовых поднятий формировались конседиментацион-ные структуры с уменьшенной толщиной и по-лифациальным составом осадков [2].
По сейсмическим данным, а также по материалам глубокого бурения выявлен ряд особенностей в районе сочленения нефтегазоносных областей. Установлено сложное бло-ково-сдвиговое строение в ареале акватории Тазовской губы и более простое в акватории Обской губы. Отмечается наличие обширной сети дизъюнктивных нарушений, которая в большей степени является структурообразующим фактором. Разломы прослеживаются в толще пород от доюрского комплекса до се-номана включительно, наиболее развиты на уровне подошвы доюрского основания (отражающий горизонт А). Вверх по разрезу амплитуда нарушений сокращается. Наибольшее количество дизъюнктивных нарушений от-
мечается в ареале акватории Тазовской губы. Основной причиной этих особенностей являются коллизия Тазовского и Гыданского геоблоков и их совместный сдвиг относительно Ямальского геоблока.
Наряду с тектоническим критерием, обусловившим различия в формировании структур и характере накопления осадков, не менее важным является стратиграфический фактор, определивший выдержанность отложений по разрезу и площади. Особенностью изучаемой ЗС является приуроченность ее к области замещения фациальных зон в юрских и меловых отложениях.
В истории формирования юрских отложений выделяют келловей-позднеюрский и ран-не-среднеюрский этапы, существенно отличающиеся условиями седиментации. Нижне-среднеюрские отложения (кроме верхнего кел-ловея) объединяются в заводоуковский надго-ризонт, накопление осадков которого происходило в различных фациальных условиях. В связи с этим преимущественно континентальные терригенно-угленосные и сероцветные отложения надгоризонта, развитые к югу от Тазовской губы, обособляются в одноименную заводоу-ковскую серию (Ростовцев, 1956 г.), а их возрастные аналоги, представленные морскими
и прибрежно-морскими осадками на п-овах Гыдан, Ямал, в северной части Тазовского п-ова, - в большехетскую серию.
Келловей-верхнеюрская толща представлена осадками преимущественно морского генезиса. Для них характерны в основном глинистый состав и небольшие мощности, в целом выдержанные по площади. Меловые отложения, представленные сложным комплексом тер-ригенных пород, залегают согласно и без перерыва на юрских осадочных образованиях. В их составе обособляются 3 крупных стратиграфических подразделения: зареченский, покурский и дербышинский. В разрезе нижнемеловых и сеноманских отложений выделяются 2 надго-ризонта: зареченский и покурский.
Зареченский надгоризонт (Kjzr) объединяет преимущественно морские песчано-алеврито-глинистые отложения берриас-раннеаптского возраста, называемые неокомскими. По особенностям строения они существенно отличаются от выше- и нижезалегающих осадочных пород наиболее резко выраженной фациальной и ли-тологической изменчивостью как снизу-вверх, так и по латерали. На территории Тазовского п-ова развит разрез уренгойского типа, в составе которого выделяются сортымская, танга-ловская свиты. На Ямале и в акватории Обской губы развит разрез восточно-ямальского типа, на п-ове Гыдан, севере Тазовского п-ова и в акватории Тазовской губы - разрез гыданского типа, в составе которых выделяются отложения ахской (Kjah) и танопчинской (Kjtn) свит.
Покурская серия (K1-2 pk) объединяет преимущественно алеврито-песчаные породы, сформировавшиеся в основном в континентальных условиях. Кровля надгоризонта разделяет алеврито-песчаные отложения сеномана и перекрывающие их глинистые осадки турона.
В пределах рассматриваемого района развиты покурские разрезы полуйско-ямало-гыданского и тазовско-уренгойского типов. Полуйско-ямало-гыданский тип разреза по-курского надгоризонта выделяется снизу-вверх в объеме танопчинской (верхняя часть), яронг-ской и марресалинской свит. Верхняя часть танопчинской свиты представлена неравномерным переслаиванием серых песчаников, алевролитов и глин алевритистых с характерными редкими пластами бурых углей (пласты ТП1-ТП13). Яронгская свита (Kjr) сложена в основном глинами темно-серыми, алевритистыми, с пластами песчаников и алевролитов. Наибольшее раз-
витие песчаные пласты получили в верхней части свиты. Среди них пласты ХМ6-ХМ10, ТП0 часто содержат скопления УВ. Марресалинская свита, сеноманский и частично альбский ярусы (К2-1тБ) сложены переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Кровля марресалин-ской свиты разделяет алеврито-песчаные отложения сеномана и трансгрессивно перекрывающие их глинистые осадки турона. К кровле мар-ресалинской свиты, перекрытой региональной покрышкой, приурочены основные скопления сухого газа, образующие крупные по запасам газовые залежи.
В разрезе тазовско-уренгойского типа по-курского надгоризонта выделяются нижняя, средняя и верхняя подсвиты. Нижняя подсви-та представлена песчаниками, чередующимися с глинами и алевролитами. Средняя подсви-та представлена крупными пачками глин, глинистых алевролитов, иногда углистых, переслаивающихся в сложном сочетании с песчаниками. Верхняя подсвита представлена песчаниками, алевритистыми глинами, нередко углистыми.
Верхнемеловые (без сеномана) отложения объединяются в дербышинский надгоризонт и одноименную серию, формирование которых происходило в условиях длительной морской трансгрессии, продолжавшейся на протяжении всего турон-маастрихтского и раннедатско-го времени. Дербышинский надгоризонт представлен преимущественно глинами с подчиненными прослоями алевролитов и песчаников [3].
Геологический разрез изучаемого района представлен на рис. 4.
Помимо распределения и выдержанности отложений по площади и разрезу, необходимо учитывать и литологический критерий, определяющий качество коллекторов и покрышек в объеме нефтегазоносных комплексов (НГК). В изучаемой ЗС на основании результатов анализа влияния тектонических и литолого-стратиграфических критериев на разных глубинах выделяются следующие НГК: альб-сено-манский, неоком-аптский, ачимовский и юрский в составе нижне-среднеюрского подкомплекса, в которых прослеживаются определенные закономерности распределения залежей УВ (таблица).
Сеноманские отложения регионально продуктивны на всей территории северных районов Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции (ЗСМП). К ним
Ямальская НГО Надым-Пурская НГО Гыданская НГО
|_г-"- битуминозные : | Фациальные
аргиллиты аам«щвния
[ сфъ | млежи УЕ
Рис. 4. Геологический разрез мезозойско-кайнозойских отложений зоны сочленения Ямальской, Надым-Пурской и Гыданской НГО (составил И.Б. Извеков по материалам А.Ф. Огнева)1
приурочены крупные и уникальные залежи газа на Уренгойском, Ямбургском, Заполярном и многих других месторождениях. В изучаемой зоне залежи в сеномане открыты на всех месторождениях Ямальской и Надым-Пурской НГО, исключением служит изучаемая южная часть Гыданской НГО, на территории которой вследствие выровненного рельефа структурной поверхности кровли сеномана скопления газа в сеноманском горизонте выявлены только в части месторождений, что не характерно для северных районов Западной Сибири. Причина заключается в отсутствии замкнутых локальных структур по кровле сеномана.
Все сеноманские залежи северных областей Западной Сибири связаны со структурны-
ми ловушками (локальными поднятиям), высота их зависит от амплитуды структуры по замыкающей изогипсе. По типу залежи являются массивно-пластовыми. Также в изучаемой ЗС в сеномане отмечается наличие элементов тектонического экранирования в ареале Обской и Тазовской губ. Появление здесь тектонически экранированных месторождений и залежей связано с отрицательными структурами типа грабенов, осложняющих поднятия.
Здесь и далее в тексте стратиграфические индексы обозначены согласно принятым Общей и региональным шкалам
Распределение залежей УВ по НГК
Продуктивные комплексы и подкомплексы Ямал Обская и Тазовская губы Надым-Пур-Тазовский регион Гыдан
Месторождения
Новопортовское Ростовцевское Нурминское Хамбатейское Каменномысское Каменномысское-море Северо- Каменномысское Чугорьяхинское Обское Антипаютинское Тота-Яхинское Семаковское Ямбургское Южно-Парусовое Северо-Парусовое Парусовое Минховское Восточно-Минховское Солетско-Ханавейское Восточно-Бугорное Трехбугорное Геофизическое
Сеноман Г(1) Г(1) Г(1) Г(1) Г(1) Г(1) Г(1) Г(1) Г(1) Г(1) Г(1) Г(1) Г(1) Г(1) Г (2) Г(3)
Альб Г (2) Г(1) Г(1)
Апт ГН(4) Г (2), ГК(1) г (5), ГК(1) Г (8) Г(1) Г (9) Г (2) Г (6) Г(1) г (8), ГК(1)
Неоком Баррем ГК(1) ГК (3). Г(1), ГН(1) ГК(1) ГК (2) ГК(1) ГК (3) Н(1) Г(1), ГК(1) Г(1) ГН (3). ГК(1)
Готерив ГК(1) Г (4), ГК (8), Н(1) Н(1), ГК(1)
Валанжин-берриас ГК(11). Н(1) ГК (2). ГН (4) ГК (3). Н(1) ГК (2) ГК (2). НК(1) ГК (44). Н(2), ГКН (2) ГК(1) ГК (2)
Ачимовская толща (АТ) ГК(1) ГК (9). Н(5)
Юра Верхнеюрский ГК(1)
Нижне-среднеюрский ГК (3), ГКН (5). Н(2) Н(2) ГК (2) ГК(1) ГК(1)
Палеозой ГК (2)
Залежи: Г - газовые, ГК - газоконденсатные, ГН - газонефтяные, Н - нефтяные, (1) - кол-во залежей открытые залежи
непромышленные притоки УВ (пленки нефти)
По литологическому составу сеноманская продуктивная толща характеризуется значительной неоднородностью. Наиболее распространены в разрезе мелкозернистые песчаники и алевролиты, характеризующиеся общими петрографо-минералогическими признаками. Песчаники и крупнозернистые алевролиты обладают хорошими коллекторскими свойствами. Открытая пористость 27-38 %. Согласно классификации А. А. Ханина, в пластах ПК отмечается преобладание коллекторов первого-второго классов (проницаемость I класс > > 1000 10-3 мкм2, II класс - 500-1000 10-3 мкм2). Толщины коллекторов в разрезах скважин варьируются в широких пределах 0,4-40,0 м. Прослои глинистых и карбонатных пород изменяются в диапазоне 0,4-18,0 м. На рис. 5 показано распределение значений параметров пористости и проницаемости в породах альб-сеноманских отложений.
Аптский подкомплекс представлен породами континентального и прибрежно-морского генезиса. Залежи УВ в отложениях апта открыты на Нурминском, Ростовцевском, Новопортовском, Геофизическом, Солетско-Хановэйском, Восточно-Бугорном, Минховс-ком, Восточно-Минховском, Северо-Парусовом и Парусовом месторождениях. Ловушки преимущественно структурного и литологическо-го типов. Покрышкой служат глинистые отложения нижнеальбского возраста. Наибольшее количество продуктивных пластов в комплек-
се установлено в северных районах Ямальской и Гыданской НГО. Так, в Малыгинском и Тамбейском нефтегазоносных районах (НГР) число продуктивных пластов в подкомплексе колеблется от 10 до 22, достигая максимума в Тамбейском НГР. В юго-восточном направлении от Тамбейского НГР (район Обской и Тазовской губ) в сторону Мессояхского порога происходит опесчанивание разреза таноп-чинской и яронгской свит, сокращается количество зональных глинистых покрышек и, как следствие, уменьшается число газонасыщенных резервуаров. На границе фациальных зон Гыданской, Ямальской и Надым-Пурской НГО (Мессовский НГР) отмечается отсутствие выдержанных зональных глинистых покрышек, которые могли бы являться флюидоупорами для газовых залежей в апте.
Результаты анализа нефтегазоносности аптских отложений на территории изучаемой зоны говорят о том, что основные запасы газа танопчинской свиты сосредоточены на Гыданском п-ове. Количество залежей в аптских отложениях снижается по мере приближения к Тазовской губе. В ареале Тазовской губы отложения верхней части танопчинской свиты оцениваются как водоносные. На рис. 6 показано распределение значений открытой пористости и проницаемости в породах аптских отложений.
Неокомский подкомплекс в Ямальской, Гыданской и Надым-Пурской НГО включает валанжинские, готеривские и барремские
20
3 15
10
16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38
Пористость, %
30
Р 25
20
15
10
10-
10
10
102 103
Проницаемость, мД
а б
Рис. 5. Распределение коллекторских свойств в породах альб-сеноманских отложений:
а - пористость; б - проницаемость
5
5
0
0
30
25
20
15
10
10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32
Пористость, %
20
3 15
10
10-1
100
101
102 103
Проницаемость, мД
а б
Рис. 6. Распределение коллекторских свойств в породах аптских отложений: а - пористость; б - проницаемость
5
5
0
0
отложения и является основным для скоплений жидких УВ в ЗСМП. Отложения комплекса накапливались в морских, прибрежно-морских и континентальных условиях и представлены ритмичным переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пород. Специфика формирования отложений неокома предопределяет наличие достаточно емких пластовых резервуаров в сочетании с перекрывающими их непроницаемыми глинистыми покрышками, что создает условия для формирования скоплений с промышленными запасами УВ. Характерной особенностью верхней части неокома и апта является наличие большого числа пластов угля мощностью от 0,1-0,5 до 2-3 м.
На севере Надым-Пурской НГО нефтега-зоносность неокома наиболее широко представлена на Ямбургском месторождении. Комплекс объединяет преимущественно морские песчано-алеврито-глинистые отложения сортымской и тангаловской свит. В нижней части комплекс сложен преимущественно глинистыми породами с редкими пластами песчаников и алевролитов. Залежи - газоконденсатные, пластовые сводовые, в основном с литологиче-скими экранами по латерали.
В пределах Ямальской и Гыданской НГО комплекс представлен песчано-глинистыми образованиями ахской свиты, отложениями ниж-нетанопчинской подсвиты. Коллекторами являются плохо выдержанные по площади и разрезу пласты песчаников и алевролитов ниж-нетанопчинской (пласты ТП17-ТП20), новопо-
ртовской (НП0 и НП10), ямальской (БЯ10-БЯ16) толщ. Преобладающий тип ловушек - литоло-гически экранированные в пределах локальных поднятий.
В Ямальской НГО наибольшее количество залежей УВ в отложениях новопортов-ской толщи выявлено на Новопортовском месторождении. Почти все залежи - пластовые, литологически экранированные, смешанные по фазовому состоянию (НГК и ГКН). Покрышкой для скоплений УВ в отложениях новопортовской толщи служит глинистая сеяхинская пачка зонального развития (50-70 м). В отложениях ямальской толщи (БЯ10-БЯ18) и нижней части танопчин-ской свиты (ТП17-ТП20, ТП21-ТП26) залежи УВ выявлены на Ростовцевском, Нурминском и Хамбатейском месторождениях.
Продуктивность неокома в пределах изучаемой зоны Гыданской НГО доказана на Геофизическом, Солетско-Ханавейском, Трех-бугорном, Чугорьяхинском месторождениях. На Геофизическом месторождении в отложениях неокома открыто две нефтяные (ТП08, ТП19) и одна газоконденсатная (ТП22) залежи, на Солетско-Ханавейском - одна газовая (ТП17) и одна газоконденсатная (ТП20) залежи. На Трехбугорном месторождении открыта одна газовая залежь в барремских отложениях (ТП21), на Чугорьяхинском - три газоконденсат-ные залежи в отложениях танопчинской свиты (ТП20, ТП22, ТП23). Малое количество открытых залежей в низах неокома (выше региональной
покрышки) связано с низкой изученностью района глубоким бурением.
На границе фациальных зон Гыданской, Ямальской и Надым-Пурской НГО (Мессовский НГР) разрез неокомских отложений представлен группами пластов ТП17-20, ТП21-22, БУ1-2, БУ3, БУ4-7. Покрышкой для пластов ТП17-18 служат глинистые отложения нейтинской толщи, для пласта БУ3 - отложения ен-яхинской толщи, БУ5 - пимской глинистой пачки, БУ0 - пачка «шоколадных» глин. Для остальных пластов покрышками служат локальные глинистые пропластки.
На Северо-Парусовом и Парусовом месторождениях открыто по одной нефтяной залежи в неокоме. На Южно-Парусовом месторождении залежь пласта БУ01 - газоконден-сатная. На Семаковском лицензионном участке по интерпретации данных геофизических исследований скважин (ГИС) в скв. 54 с неясным характером насыщения выделены пласты БУ6 и БУ^. На Тота-Яхинском участке пласты БУ1, БУ2 и БУ3, которые не испытаны, по данным ГИС оцениваются как неясные по характеру насыщения.
Коллекторские свойства проницаемых разностей пластов варьируются, отмечаются коллекторы III-VI классов, преобладают IV-V класса (по А.А. Ханину). Встречаются антиклинальные, структурно-литологические и тектонически экранированные ловушки. Покрышкой служат преимущественно глинистые
отложения нейтинской толщи нижнеаптского возраста. В пределах Тазовского п-ова эта покрышка сохраняет свои экранирующие свойства лишь вдоль северо-западного побережья и в зоне сочленения Обской и Тазовской губ.
Результаты анализа нефтегазоносности неокомских отложений на территории изучаемой зоны показывают, что размещение залежей УВ в основном связано с литолого-фациальными условиями образования толщ. Неокомские отложения по особенностям строения существенно отличаются от выше-и нижезалегающих толщ наиболее резко выраженной фациальной и литологической изменчивостью как по разрезу, так и по площади. В северной части Надым-Пурской НГО с разрезом уренгойского типа (сортымская и тангаловская свиты) наиболее перспективной является готерив-валанжинская часть разреза. В изучаемой части п-ова Ямал, представленного разрезом восточно-ямальского типа с выделяемой в его составе новопортовской толщей, залежи УВ распространены в отложениях баремского, готеривского и берриас-валанжинского возраста. На Новопортовском и Ростовцевском месторождениях наибольшее количество залежей открыто в отложениях новопортовской толщи (берриас-низы ва-ланжина). В южной части Гыданской области перспективы нефтегазоносности неокомских отложений связаны с отложениями баррема. На рис. 7 показано распределение свойств
30
fe 25
20
15
10
5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27
Пористость, %
30
Й 25
20
15
10
101 102
Проницаемость, мД
а б
Рис. 7. Распределение коллекторских свойств в породах неокомских отложений: а - пористость; б - проницаемость
5
5
0
0
открытой пористости и проницаемости в породах отложений неокома.
Ачимовский НГК на севере Надым-Пур-Тазовского региона регионально продуктивен, однако на Гыдане и Ямале его распространение проблематично, нефтегазоносность не доказана. На сейсмических разрезах горизонты АТ имеют клиноформный рисунок, когда синхронными границами соединяются пласты АТ и шельфовые пласты.
Условия формирования осадков и вторичные процессы, происходившие в меловое время, определили своеобразие фильтрационно-емкостных свойств коллекторов ачимовских отложений. Следует отметить, что зоны наилучших коллекторских свойств не совпадают с ареалами лучшей гранулометрической отсо-ртированности песчаников. Это свидетельствует о том, что значительное влияние на коллек-торские свойства пород оказывают вторичные процессы и трещиноватость.
По результатам литолого-петрофизических исследований установлено, что терригенные породы, слагающие ачимовские пласты, представлены мелкозернистыми алевропесчаника-ми и песчанистыми алевритами. По данным гранулометрического анализа в шлифах определено, что песчаники и алевролиты ачимов-ских пластов содержат 25-70 % мелкопесчаной, 25-65 % алевритовой и 10-20 % глинистой фракций. Для ачимовских коллекторов характерно присутствие участков карбонатиза-ции, карбонатные песчаники полностью утрачивают полезную емкость и переходят в плотные разности. Глинистые перемычки между пластами сложены тонкодисперсными аргиллитами иллит-хлоритового состава, обогащенными углефицированной органикой. Величины ФЕС ачимовских коллекторов часто низкие, проницаемость изменяется от 1 до 10 мкм2 (часто доли), открытая пористость 14-18 %, цемент коллекторов - глинисто-карбонатный.
На Ямбургском месторождении в АТ открыты 4 нефтяные (в пластах Ач5, Ач4, Ач3, Ач30) и 9 газоконденсатных (в пластах Ач4, Ач| Ач301, Ач1, Ач2, Ач1, Ач0, Ач400, АчБУ12) литоло-гически экранированных залежей. Песчано-глинистые отложения ачимовской толщи повсеместно перекрываются толщей морских нижневаланжинских глин большой мощности. Песчано-алевролитовые тела не выдержаны в широтном направлении, но довольно хорошо прослеживаются в меридиональном, об-
разуя узкие зоны повышенных мощностей песчаников, ориентированных с севера на юг. Ачимовский НГК является одним из наиболее сложнопостроенных объектов разреза.
Характерная особенность ачимовских отложений - резкая литологическая изменчивость. Стандартные геофизические методы исследования скважин недостаточно уверенно выделяют эффективные толщины, что создает серьезные трудности в их прогнозировании.
Отложения нижне-среднеюрского подкомплекса развиты на севере повсеместно, но залегают обычно на больших глубинах, вскрыты в пределах структур единичными скважинами и изучены относительно слабо, за исключением Новопортовского месторождения. Практически на всех площадях, где глубокими скважинами вскрыты породы комплекса, получены прямые признаки продуктивности юрских отложений. Важным критерием для поисков скоплений УВ является наличие в нижне-среднеюрском разрезе пространственно выдержанных, ритмично чередующихся глинистых и песчано-алевролитовых толщ. В изучаемом районе залежи в нижне-среднеюрских отложениях открыты на п-овах Ямал (Новопортовское месторождение: пласты Ю2, Ю22, Ю3, Ю4, Ю5), Гыдан (Геофизическое месторождение: пласт Ю2) и Тазовском (Ямбургское месторождение: пласты Ю2, Ю2). Непромышленные притоки УВ получены на Парусовом (пласт Ю6), Северо-Парусовом (пласт Ю2) и Семаковском (пласты Ю0, Ю2) месторождениях.
В результате анализа петрофизических свойств ачимовских и юрских отложений было отмечено значительное сходство их петрофизи-ческих параметров. На рис. 8 показано распределение значений открытой пористости и проницаемости в породах ачимовских и юрских отложений.
Учитывая выделенные ранее критерии поиска, можно дать следующие рекомендации по перспективам дальнейших поисков и разведки месторождений углеводородов в зоне сочленения Ямальской, Надым-Пурской и Гыдан-ской НГО.
1. Сеноманские отложения регионально продуктивны на всей территории ЗСМП, однако в южной части п-ова Гыдан вследствие вы-ровненности рельефа структурной поверхности кровли сеномана скопления газа отмечены только на двух (Минховское, Геофизическое) из шести рассматриваемых месторождений, что
20
10
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22
Пористость, %
30
Й 25
20
15
10
0,002 0,010 0,005 1,000 21,500
Проницаемость, мД
а б
Рис. 8. Распределение коллекторских свойств в породах ачимовских и юрских отложений:
а - пористость; б - проницаемость
0
не характерно для северных районов ЗСМП. Следовательно, перспективы поиска залежей в сеноманских отложениях на п-ове Гыдан невысоки. Основные перспективы связаны с до-разведкой сеноманских залежей в акватории Тазовской губы.
2. Аптский подкомплекс наиболее перспективен для поисков скоплений УВ в северных районах Ямальской и Гыданской НГО. Перспективы нефтегазоносности аптско-го подкомплекса снижаются в юго-восточном направлении в сторону Мессояхского порога вследствие сокращения количества зональных глинистых покрышек в разрезе танопчин-ской и яронгской свит. На п-ове Гыдан с апт-скими отложениями связано наибольшее количество открытых залежей УВ и большинство запасов газа. Перспективы открытия залежей УВ в аптских отложениях достаточно высоки в районе Южно-Гыданского куполовидного поднятия, Тота-Яхинского структурного мыса и Приречного куполовидного поднятия.
3. Неокомские отложения регионально продуктивны на территории ЗСМП. Они отличаются ярко выраженной фациальной и литологиче-ской изменчивостью по разрезу и по площади. Размещение УВ в основном связано с литолого-фациальными условиями образования ловушек. Следует отметить, что на п-ове Гыдан в отложениях неокома отмечается наличие большого количества пластов и линз угля в танопчинской свите. На п-ове Гыдан перспективы поиска газовых залежей ввиду наличия большого количе-
ства пластов угля в неокоме связаны с литологи-чески экранированными ловушками неантиклинального типа, прослеживающимися в нижней части танопчинской (баррем) и в верхней ахской (готерив) свитах как в изучаемой южной части полуострова, так и на всей его территории.
4. Ачимовская толща является одним из наиболее сложных объектов разреза. Ее особенность - резкая литологическая изменчивость. Наиболее перспективным районом для поисков скоплений УВ в АТ в изучаемом районе является Надым-Пурская НГО с развитой частью клиноморфных тел в нижнемеловых отложениях, также определенные перспективы открытия залежей в АТ связываются с южной частью п-ова Гыдан.
5. Юрские отложения в северных районах ЗСМП развиты повсеместно, но залегают на больших глубинах и относительно слабо изучены глубоким бурением. Важным критерием для поисков скоплений УВ является наличие в нижне-среднеюрском разрезе пространственно выдержанных, ритмично чередующихся глинистых и песчано-алевролитовых толщ.
Таким образом, в рассматриваемой ЗС Ямальской, Надым-Пурской и Гыданской НГО дальнейшие перспективы нефтегазоносности связаны в большей степени с наименее исследованной и высокоперспективной Гыданской НГО, изучение которой на сегодняшний день становится одним из самых приорететных направлений исследований с точки зрения восполнения минерально-сырьевой базы России.
Список литературы
1. Огнев А.Ф. Разломно-сдвиговые деформации при коллизии Тазовского и Гыданского геоблоков и их влияние на распределение газа в массивных ловушках сеноманских отложений по результатам 2D и 3D сейсмогеологического моделирования в акватории Тазовской
губы и прилегающих участков суши /
A.Ф. Огнев, В.А. Холодилов, М.Л. Цемкало и др. // Сб. докладов III Международной конференции по освоению ресурсов нефти
и газа Российского шельфа: Арктика и Дальний Восток (ROOGD-2010), ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 14-15 сентября 2010 г. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2010.
2. Сурков В. С. Нижне-среднеюрский комплекс Западно-Сибирской плиты - особенности его строения и нефтегазоносность /
B.С. Сурков, Л.В. Смирнов, Ф.Г. Гурари и др. // Геология и геофизика. Т. 45. - 2004. - С. 55-58.
3. Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания
по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири. - Новосибирск, 2003.
4. Скоробогатов В.А. Гыдан: геологическое строение, ресурсы углеводородов, будущее... / В.А. Скоробогатов, Л.В. Строганов. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2006. - 261 с.
5. Геология и полезные ископаемые России. Т. 2. - СПб.: ВСЕГЕИ, 2000. - С. 43-158.
6. Скоробогатов В.А. Геологическое строение и газонефтеносность Ямала / В.А. Скоробогатов, Л.В. Строганов,
В.Д. Копеев. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. -352 с.
7. Огнев А.Ф. Особенности формирования месторождений газа и нефти в динамически активной зоне Мессояхского порога Обско-Тазовского мелководья ЗападноСибирского нефтегазоносного бассейна / А.Ф. Огнев, Н.А. Туренков // Сб. докладов
8-й Международной конференции по освоению ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа СНГ RAO\CIS Offshore 2007, Санкт-Петербург, 11-13 сентября 2007 г. - СПб., 2007.
