CC BY
73
УДК 551.86
НИЖНЕЮРСКИЕ РЕЗЕРВУАРЫ ЯМАЛЬСКОЙ НГО (СТРОЕНИЕ, КАЧЕСТВО, ПЕРСПЕКТИВЫ)
Егор Андреевич Гладышев
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, ведущий инженер лаборатории геологии нефти и газа арктических регионов Сибири, тел. (383)333-21-09, e-mail: egorgladyshev2306@yandex.ru
В статье на основе анализа каротажных диаграмм, сейсмических и палеонтологических данных уточнены стратиграфические границы нижнеюрских региональных резервуаров и их составных частей. Построены карты их толщин и качества. Учитывая известные масштабы генерации углеводородов и степень катагенетической преобразованности пород, дана качественная оценка их перспектив.
Ключевые слова: перспективы нефтегазоносности, Западная Сибирь, нижняя юра.
LOWER JURASSIC RESERVOIR OF YAMAL OGA (STRUCTURE, QUALITY, PROSPECTS)
Egor A. Gladyshev
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, 3 Koptyug Prospect, Leading Engineer of the Laboratory of Petroleum geology of arctic regions of Siberia, tel. (383)333-21-09, e-mail: egorgladyshev2306@yandex.ru
Stratigraphic boundaries of the Lower Jurassic regional reservoirs and their components was refined on the basis of the analysis of well logs, seismic, and paleontological data. The maps of their thickness and quality was composed. A qualitative assessment of their prospects was given by the considering the well-known scale of hydrocarbon generation and the degree of rocks catagenetic transformation.
Key words: petroleum potential, West Siberia, Lower Jurassic.
В работе дана качественная оценка перспектив нефтегазоносности нижнеюрских региональных резервуаров Ямальской НГО (геттанг-синемюрский, плинсбахский, тоарский) [1, 2, 3]. Для этого были построены карты качества и толщин на основе составленной базы стратиграфических разбивок, корреляционных профилей (два субширотного, один субмеридионального простирания). Также учитывались сейсмические профиля, тектоническая карта юрского тектонического яруса Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции [4], карта масштабов генерации углеводородов нижнеюрских отложений севера Западно-Сибирской НГП [5] и карта катагенеза органического вещества в базальных горизонтах нижней-средней юры... [6].
Геттанг-синемюрский резервуар представлен отложениями нижней части нижней юры (нижняя часть плинсбахского яруса, синемюрский ярус, геттанг-ский ярус, левинский и зимний горизонты) [1, 2, 3]. Сложен он песчано-алеврито-глинистыми породами левинской и зимней свит. Толщина резервуара
на исследуемой территории изменяется от 0 до 240 м. Наибольшие ее значения отмечаются в северо-восточной части исследуемого района. Литологический состав геттанг-синемюрского резервуара изменчив по площади. Содержание песчаников в его разрезе изменяется от 6 до 42%. Средняя пористость песчаников - 9,9 %. Глубина залегания кровли резервуара изменяется от 2500 м (Ново-портовская пл.) до 4500 м на северо-востоке. Разрез резервуара сложен переслаиванием пластов песчаников и алевролитов, пачек и прослоев глинисто -алевролитовых пород, аргиллитов (тонкослоистых, массивных). Резервуар в изученном регионе характеризуется пониженным качеством из-за пониженного качества проницаемого комплекса (на глубинах более 4500 м значительно ухудшаются фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов).
На большей части распространения резервуара преобладают земли 3-й и 4-й категории (по степени катагенеза органического вещества) [6], поэтому исключается возможность сохранения жидких УВ. Земли 2-й категории присутствуют только в зоне выклинивания резервуара.
Плинсбахский резервуар представлен отложениями верхней части нижней юры (нижняя часть тоарского яруса, верхняя часть плинсбахского яруса, китер-бютский и шараповский горизонты) [1, 2, 3]. Сложен песчано-алеврито-глинис-тыми породами китербютской и шараповской свит. Отложения резервуара отсутствуют в западной и юго-западной частях исследуемого района. Толщина резервуара на исследуемой территории изменяется от 0 м вдоль линии выклинивания до 240 м в северо-восточной части. Литологический состав резервуара по площади очень изменчив. Доля песчаников в разрезе колеблется от 10 до 45 %. Средняя пористость песчаников - 9,5 %. Глубина залегания подошвы резервуара изменяется от минус 2490 до 4500 м с запада на восток, а с юга на север - от 2490 до 3763 м. Резервуар сложен переслаивающимися пластами песчаников и алевролитов, с пачками и прослоями глинисто-алевролитовых пород и аргиллитов, как тонкослоистых, так и массивных.
С учетом данных степени катагенеза органического вещества для плинсба-хского резервуара характерно развитие земель 1 -й категории, которые распространены в южной, западной и северо-западной частях изученной территории [6]. Именно здесь возможно сохранение залежей нефти. В центральной части региона отмечаются земли 3-й категории, где отложения находятся в зоне активной газогенерации. На севере и северо-востоке преобладают земли 4-й категории, там органическое вещество находится на этапах апокатагенеза. На Но-вопортовской площади из палеозойских отложений были получены притоки газа и газоконденсата, что указывает на возможные источники УВ в палеозое.
Плинсбахский резервуар в целом на исследуемой территории характеризуется преимущественно высоким качеством. Участки со средним, пониженным и низким качеством встречаются только в западной и южной частях, улучшение качества резервуара также идет с юго-запада на северо-восток.
Тоарский резервуар представлен отложениями нижней части средней юры (ааленский ярус, лайдинский горизонт) и верхней частью нижней юры (верхняя часть тоарского яруса, надояхский горизонт) [1, 2, 3]. Сложен песчано-
алевритово-глинистыми породами лайдинской и надояхской свит. Толщина резервуара на исследуемой территории изменяется в значительных пределах -от первых метров до 300 м. Наибольшие ее значения в пределах исследуемого района отмечаются в восточной и северо-восточной частях. Литологический состав резервуара в целом, как и его составных элементов, изменчив по площади района. Содержание песчаников в его разрезе колеблется от 10 до 40 %. Средняя пористость песчаников - 10,7 %. Глубина залегания подошвы резервуара изменяется от -3100 до 4000 м с запада на восток, а с юга на север -от 2400 м до 3950 м.
С учетом данных степени катагенеза органического вещества в тоарском резервуаре на изученной территории преобладают земли 1 -й категории, в пределах которых возможно сохранение залежей нефти [6]. В центральной части развиты земли 3-й категории, в которых тоарские отложения находятся в зоне активной газогенерации. На севере и северо-востоке преобладают земли 4-й категории, где отложения находятся на этапе апокатагенеза, поэтому по палеогео-термическим условиям возможно сохранение только сухого метанового газа. Учитывая данные по содержанию Сорг в глинистых толщах нижней юры (левинская, китербютская, лайдинская свиты), можно предположить, что именно они являются источниками УВ.
Тоарский резервуар в целом на исследуемой территории характеризуется преимущественно высоким качеством на севере, северо-востоке и юго-востоке, средним и пониженным качеством в центральной и западной частях. Качество резервуара также улучшается в северо-восточном направлении.
В результате детального изучения строения нижнеюрских резервуаров, качества слагающих их флюидоупоров и проницаемых комплексов было выяснено, что наиболее перспективным для формирования залежей углеводородов является тоарский региональный резервуар. Это подтверждается тем, что на Бо-ваненковской площади из песчаников тоарского резервуара были получены притоки газоконденсата (Бованенковская скв. 144). Перспективы плинсбахско-го регионального резервуара на рассматриваемой территории также достаточно высоки, что доказано притоками газа на Новопортовской площади. Геттанг-синемюрский региональный резервуар, наименее изученный и наиболее погруженный (более 4500 м), на рассматриваемой территории обладает пониженными перспективами.
Учитывая карты качества региональных резервуаров, расположение тектонических структур, структурные карты по кровле резервуара, а также карты масштабов генерации углеводородов и катагенеза органического вещества, можно выделить наиболее перспективные зоны на газообразные углеводороды.
Для плинсбахского регионального резервуара выделяются 7 перспективных зон (Малыгинская, Северо-Тамбейская, Южно-Тамбейская, Харасавэйская, Бованенковская, Нейтинская, Новопортовская) (рис. 1), а для тоарского регионального резервуара - 6 (Малыгинская, Северо-Тамбейская, Южно-Тамбейская, Харасавэйская, Бованенковская, Новопортовская).
Рис. 1. Карта перспективных зон плинсбахского резервуара
Для геттанг-синемюрского регионального резервуара характерно пониженное качество практически на всей территории распространения, обусловленное глубоким залеганием отложений проницаемого комплекса (более 4500 м). Вследствие этого невозможно выделение перспективных зон.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Нехаев А. Ю., Шемин Г. Г. Модели строения и количественная оценка перспектив нефтегазоносности региональных резервуаров нижней юры Надым-Тазовского междуречья // Международная академическая конференция «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири». - Тюмень, 2009. - С. 211-219.
2. Никитенко Б. Л., Стратиграфия, палеобиогеография и биофации юры Сибири по микрофауне (фораминиферы и остракоды) / Б. Л. Никитенко; науч. ред. чл.-кор. РАН Б.Н. Шу-рыгин; Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН. - Новосибирск: Параллель, 2009. - 680 с.
3. Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири. Новосибирск, 2003. - Новосибирск, 2004. - 113 с.
4. Конторович В. А., Беляев С. Ю., Конторович А. Э. и др. Тектоническое строение и история развития Западно-Сибирской геосинеклизы в мезозое и кайнозое // Геология и геофизика. - 2001. - Т. 42, № 11-12. - С. 1832-1845.
5. Нехаев А. Ю., Москвин В. И. Оценка масштабов генерации УВ нижнеюрских отложений севера Западной Сибири // ГЕО-Сибирь-2010. VI Междунар. науч. конгр. : сб. материалов в 6 т. (Новосибирск, 19-29 апреля 2010 г.). - Новосибирск: СГГА, 2010. Т. 2, ч. 2. -С. 52-56.
6. Конторович А. Э., Фомин А. Н., Красавчиков В. О., Истомин А. В. Катагенез органического вещества в кровле и подошве юрского комплекса Западно-Сибирского мегабас-сейна // Геология и геофизика. - 2009. - Т. 50, № 11. - С. 1191-1200.
© Е. А. Гладышев, 2015
