CC BY
10
ГЕОЛОГИЯ
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-7-26-33
УДК 553.98 I Научная статья
Оценка перспектив нефтегазоносности доюрских и нижне-среднеюрских отложений полуостровов Ямал и Гыдан
Зинатуллина Л.И.
Институт проблем нефти и газа РАН, Москва, Россия [email protected]
Аннотация
В статье приведены результаты дифференцированной вероятностной многокритериальной оценки перспектив нефтегазоносности нижне-стреднеюрских и доюрских отложений по 47 перспективным объектам, расположенным на севере Западной Сибири.
Материалы и методы
Использованы геолого-геохимические материалы по 47 месторождениям, расположенным на севере ЗСНГП: данные по строению исследуемой территории разреза и литолого-фациального состава разреза, данные ФЕС пород-коллекторов, а также геохимические показатели, такие как Сорг (%), стадия катагенеза, интенсивность эмиграции жидких углеводородов (УВ) (тыс. т/км2), интенсивность генерации газообразных УВ (тыс. м3/км2). Применен метод количественной (вероятностной) оценки перспектив нефтегазоносности слабоизученных нижне-среднеюрских и
доюрских отложений на основе использования ряда геолого-геохимических параметров.
Ключевые слова
нефть, газ, перспективы нефтегазоносности, Западная Сибирь, доюрские и нижне-среднеюрские отложения, параметры продуктивности, полуостров Ямал, полуостров Гыдан
Для цитирования
Зинатуллина Л.И. Оценка перспектив нефтегазоносности доюрских и нижне-среднеюрских отложений полуостровов Ямал и Гыдан // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 7. С. 26-33. DOI: 10.24412/2076-6785-2022-7-26-33
Поступила в редакцию: 14.11.2022
GEOLOGY UDC 553.98 I Original Paper
Estimation of the oil and gas potential of pre-Jurassic and lower- middle jurassic deposits of the Yamal and Gydan Peninsulas
Zinatullina L.I.
Oil and Gas Research Institute RAS, Moscow, Russia [email protected]
Annotation
The article presents the results of a differentiated probabilistic multi-criteria assessment of the prospects for oil and gas potential of the Lower Middle Jurassic and pre-Jurassic deposits for 47 promising objects located in the north of Western Siberia.
Materials and methods
Geological and geochemical materials were used for 47 deposits located in the north of the West Siberian oil and gas province: data on the structure of the study area of the section and the lithofacies composition of the section, data on the FES filtration-volumetric parameters of reservoir rocks, as well as geochemical indicators such as TOC (%), stage of catagenesis, intensity emigration of liquid hydrocarbons (thousand tons/km2), intensity of generation of gaseous hydrocarbons (thousand m3/km2).
The method of quantitative (probabilistic) assessment of the oil and gas potential of poorly studied lower- middle jurassic Jurassic and pre-Jurassic deposits based on the use of several geological and geochemical parameters has been applied.
Keywords
oil, gas, oil and gas prospects, Western Siberia, pre-Jurassic and Lower-lower- middle jurassic deposits, productivity parameters, Yamal and Gydan Peninsulas
For citation
Zinatullina L.I. Estimation of the oil and gas potential of pre-Jurassic and lower- middle jurassic deposits of the Yamal and Gydan Peninsulas. Exposition Oil Gas, 2022, issue 7, P. 26-33. (In Russ). DOI: 10.24412/2076-6785-2022-7-26-33
Received: 14.11.2022
26 ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ НОЯБРЬ 7 (92) 2022
Введение
На исследуемой территории, несмотря на большой объем поискового бурения, очень мало скважин, вскрывших нижне-сред-неюрские и доюрские отложения. Глубокие горизонты севера Западной Сибири на сегодняшний день являются наименее изученными в регионе. Данные отложения обладают значительным ресурсным потенциалом и перспективны для открытия новых, в том числе крупных по запасам, месторождений УВ.
Геологическое строение и нефтегазо-носность глубоких горизонтов в регионе изучались И.И. Нестеровым, А.Э. Конторо-вичем, В.С. Бочкаревым, А.М. Брехунцовым,
A.Н. Дмитриевским, И.А. Плесовских,
B.А. Скоробогатовым, Б.В. Монастыревым,
А.Д. Дзюбло, В.Л. Шустером и другими. Вопрос о перспективности этого интервала остается открытым. Автором предпринята попытка оценить перспективы нефтегазонос-ности отложений глубоких горизонтов на современном уровне изученности.
На севере Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции в верхней, преимущественно меловой, части разреза установлена региональная газоносность. Поставлена задача исследовать перспективы нефтегазонос-ности нижнего этажа — нижне-среднеюрских и палеозойских отложений.
Для оценки перспектив нефтегазонос-ности глубоких горизонтов использован следующий набор геологических параметров: оцениваются свойства пород-коллекторов,
пород-флюидоупоров, их литолого-фациаль-ная характеристика, фильтрационно-емкост-ные свойства и геохимические показатели, такие как Сорг (%), стадия катагенеза, интенсивность эмиграции жидких УВ (тыс. т/км2), интенсивность генерации газообразных УВ (тыс. м3/км2). Геохимическими параметрами оценивается нефтегазообразующий потенциал разреза (исследуемого интервала — нижнеюрские и доюрские отложения).
В проведенных исследованиях для оценки перспектив нефтегазоносности использованы следующие параметры: тип полученного притока, возрастной интервал притока, благоприятность тектонического положения, благоприятность литолого-фациальных особенностей разреза, плотность нефтегазовых
Рис. 1. Обзорная карта исследуемого региона Fig. 1. Overview map of the region under study
Рис. 4. Схема плотности геологических ресурсов (составлена Л.И. Зинатуллиной по материалам [2, 5] 2022 г.) Fig. 4. Diagram of the density of geological resources (compiled by L.I. Zinatullina based on materials [2, 5] 2022)
Рис. 2. Схема тектонических элементов (составлена Л.И. Зинатуллиной по материалам [1-5] 2022 г.) Fig. 2. Scheme of tectonic elements (compiled by L.I. Zinatullina based on materials [1-5] 2022)
Табл. 1. Фактические данные по месторождениям (составлена Л.И. Зинатуллиной по материалам [6, 9,11] 2022 г.) Tab. 1. Actual data on deposits (compiled by L.I. Zinatullina based on materials [6, 9,11] 2022)
Критерий
s
о a
о. з с rn 2
4) gS s . X X fB Я5
X 4
«I
5 2
i н
ca (0 :
ир
1 2 4 5 6 8 9 10 11 12 13
Южная акватория Карского моря (Северо-Ямальская НГО)
1 75 лет Победы Г К1-2/ХМ6-7 ХМ8-9 В прогибах и моноклиналях 70-150 500-600 1,5-2,0 ГЗН/МК3 23 ? 1000-2 000 1 000-2 000
2 Ленинградское ГК К1/А1 На валах и сводах 70-150 500-600 1,5-2,0 ГЗГ/МК4 25 ? 1 000-2 000 1000-2 000
3 Русановское ГК К1/А7 На валах и сводах 70-150 500-600 1,5-2,0 ГЗН/МК3 21 ? 1 000-2 000 1000-2 000
4 им. В.А. Динкова ГК К2/ПК1 ПК5 к2/пк79 ХМб-7 ХМ8_9 ТП1-9 На валах и сводах 70-150 500-600 1,5-2,0 ГЗН/МК3 ? ? 1000-2 000 1 000-2 000
5 Нярмейское Г К2/ПК1-3 В прогибах и моноклиналях 70-150 500-600 1,5-2,0 ГЗГ/МК4 ? ? 1000-2 000 1 000-2 000
Полуостров Ямал (Ямальская НГО)
6 Малыгинское ГК )l-2/ю2-3, ю6-7 На валах и сводах 150-300 500-600 1,1 ГЗН/МК3 14-15 ? 1 000-2 000 1000-2 000
7 Тасийское ГК, Г к1/бя10-12 На валах и сводах 70-150 < 400 1,2 ГЗН/МК2 14-16 1 000-2 000 1000-2 000
8 Западно-Тамбейское ГК )2/ю6-7 Между валами и сводами 70-150 < 400 0,96 ГЗН/МК2 15 1000-2 000 1 000-2 000
9 Северо-Тамбейское ГК )2/ю2 На валах и сводах 150-300 400-500 1,1 ГЗН/МК1 15 1000-2 000 1 000-2 000
10 Сядорское Г К2/ПК1 На валах и сводах 70-150 < 400 1,1 ГЗН/МК2 29 1 000-2 000 1000-2 000
11 Южно-Тамбейское ГК к1/тп16-26 На валах и сводах 150-300 < 400 0,84 ГЗН/МК2 16-18 1 000-2 000 1000-2 000
12 Харасавейское ГК 12/Ю2 )1/Юз На валах и сводах 70-150 400-500 1,85 ГЗН/МК2 15 500-1000 500-1000
13 Крузенштернское ГК К1/БЯ2 На валах и сводах 150-300 400-500 1,6 ГЗН/МК2 18 500-1000 500-1000
14 Южно- Крузенштернское Г К1/ТП9 На валах и сводах 150-300 400-500 1,5 ГЗН/МК2 22 500-1000 500-1000
15 Северо- Бованенковское Г К1/ТП1 На валах и сводах 150-300 500-600 1,8 ГЗГ/МК4 26 500-1000 500-1000
16 Восточно-Бованенсковское Г К2, )1-2/ПК1, PZ На валах и сводах 70-150 500-600 1,9 ГЗН/МК3 30 500-1000 500-1000
17 Верхне-Тиутейское Г К2/ПК1 Между валами и сводами 70-150 < 400 1,9 ГЗН/МК2 33 500-1000 500-1000
18 Бованенсковское ГК ую2-3 )1/ю6-7 )1/Ю10 )1/Ю12, PZ На валах и сводах 150-300 500-600 0,95 ГЗН/МК2 15 0,5-2,9 500-1000 500-1000
19 Западно-Сеяхинское ГК УБЯ5-9 На валах и сводах 70-150 < 400 0,77 ГЗН/МК2 16 ? 500-1000 500-1000
20 Нерстинское Г К2/ПК1 В прогибах и моноклиналях 70-150 < 400 0,87 ГЗН/МК3 28 ? 500-1000 500-1000
21 Байдарацкое ГК К1/БЯ4 В прогибах и моноклиналях 70-150 < 400 0,83 ГЗН/МК1 20 ? 150-500 150-500
22 Нейтинское ГК К1/ТП26 Между валами и сводами 70-150 < 400 0,75 ГЗН/МК1 20 136 150-500 150-500
23 Арктическое Н к1/бя10 На валах и сводах 70-150 400-500 0,95 ГЗН/МК2 17-18 1 150-500 150-500
24 Среднеямальское Н, ГК к1/бя10-12 На валах и сводах 70-150 < 400 0,82 ГЗН/МК1 18-20 31 150-500 150-500
25 Нурминское ГК К1/ТП25 На валах и сводах 150-300 < 400 0,78 ГЗН/МК1 21 ? 150-500 150-500
26 Усть-Юрибейское Г к1/бя10 В прогибах и моноклиналях 70-150 < 400 0,71 ГЗН/МК1 24 ? 150-500 150-500
27 Хамбатейское ГК к1/бя18 На валах и сводах 70-150 < 400 0,91 ГЗН/МК2 17 ? 150-500 150-500
28 Ростовцевское Н К1/НП4-7 На валах и сводах 150-300 < 400 0,78 ГЗН/МК1 20 6 150-500 150-500
29 Новопортовское НГК,ГК PZ J1-2 ю1-2 На валах и сводах 150-300 500-600 2 ГЗН/МК1 18 24 150-500 150-500
30 Малоямальское ГК ую2-4 На валах и сводах 150-300 500-600 0,81 ГЗН/МК1 18 ? 150-500 150-500
Обская губа (Ямальская НГО, Гыданская НГО)
31 Северо- Каменномысское ГК к2/тп26 На валах и сводах 70-150 < 400 0,91 ГЗН/МК2 18 ? 150-500 150-500
32 Каменномысское Г К2/ПК1 На валах и сводах 70-150 < 400 0,83 ГЗН/МК2 28 150-500 150-500
33 Каменномысское-море Г К2/ПК На валах и сводах 70-150 < 400 0,82 ГЗН/МК2 32 150-500 150-500
34 Штормовое Г К1/ПК10 На валах и сводах 150-300 400-500 1,2 ГЗН/МК3 21 150-500 150-500
35 Утреннее ГК К1/БГ8 На валах и сводах 150-300 < 400 0,93 ГЗН/МК3 20 500-1000 500-1000
36 Геофизическое ГК ую2 На валах и сводах 150-300 400-500 0,91 ГЗН/МК1 20 500-1000 500-1000
Полуостров Гыдан (Гыданская НГО)
37 Гыданское Г к1/бг12 На валах и сводах 150-300 500-600 0,94 ГЗН/МК1 15 ? 1 000-2 000 1000-2 000
38 Солетское-Хановейское ГК к1/тп16-20 На валах и сводах 70-150 < 400 0,82 ГЗН/МК2 20 500-1000 500-1000
39 Восточно-Бугорное Г К1/ТП5 Между валами и сводами 70-150 < 400 0,71 ГЗН/МК3 24 500-1000 500-1000
40 Трехбугорное Г К1/ТП21 На валах и сводах 70-150 < 400 0,85 ГЗН/МК3 20 500-1000 500-1000
41 Минховское Г К1/ТП14 На валах и сводах 70-150 < 400 0,86 ГЗН/МК2 20 500-1000 500-1000
42 Восточно-Минховское Н, Г, ГК К1/ТП4-, Между валами и сводами 150-300 < 400 0,82 ГЗН/МК2 24 500-1000 500-1000
43 Тота-Яхинское Г К2/ПК1 На валах и сводах 70-150 < 400 0,86 ГЗН/МК2 33 500-1000 500-1000
44 Антипаютинское Г К2/ПК1 На валах и сводах 70-150 < 400 0,84 ГЗН/МК1 30 500-1000 500-1000
45 Семаковское Г К2/ПК1 На валах и сводах 70-150 < 400 0,81 ГЗН/МК2 29 500-1000 500-1000
46 Северо-Парусовое Г К1/ТП4 Между валами и сводами 70-150 < 400 0,81 ГЗГ/МК4 27 500-1000 500-1000
47 Парусовое Н К1/БУ3 На валах и сводах 70-150 400-500 0,83 ГЗН/МК3 16 56 500-1000 500-1000
геологических ресурсов, фильтрационно-ем-костные свойства (ФЕС) пород-коллекторов, а также геохимические параметры, характеризующие нефтегазогенерационный потенциал (рис. 2-6).
На основе собранных данных по перечисленным параметрам была составлена таблица фактического материала (табл. 1).
Наличие извлеченной нефти на исследуемых объектах выводится на первое место, так как сегодня поставлена задача по максимизации добычи нефти, поэтому в первую очередь максимальная оценка присвоена тем месторождениям, где уже получен приток нефти.
Определение возрастного интервала полученного притока позволяет выявить, насколько вероятна добыча УВ из горизонтов, залегающих на больших глубинах.
Благоприятными тектоническими условиями при формировании УВ скоплений в глубоких горизонтах характеризуются валы, куполовидные поднятия структуры, осложненные тектоническими нарушениями.
Известно, что для обоснования выбора направлений и районов поисков крупных и крупнейших зон концентрации ресурсов нефти и газа большое значение имеют палеотектонические реконструкции. По результатам проведенного палеотектони-ческого анализа определено, что территория развивалась унаследовано, а устойчивое прогибание территории создало благоприятные условия для нефтегазообразования, в свою очередь, последующие тектонические процессы создали хорошие условия для нефтегазонакопления.
Приведенная схема (рис. 2) использована для оценки благоприятных условий для нефтегазообразования по тектоническому фактору.
Литолого-фациальный анализ позволил выделить в исследуемом интервале разреза наиболее перспективные зоны с точки зрения распространения по площади пород-коллекторов, пород-флюидоупоров и пород, обладающих нефтегазоматеринскими свойствами. Так, в нижне-среднеюрских отложениях выделяется ряд толщ, способных потенциально генерировать УВ. Такими толщами являются: абалакская (^аЬ), гольчихинская (^-К^О, распространенная в Гыданской НГО, леонтьевская (^п) и лайдинская (^М) — только на п-ве Гыдан, так как мощности толщ на полуострове Ямал недостаточно для реализации генерационного потенциала, а также китербютская (К^) и левинская (К^у).
В интервале разреза к толщам с хорошим коллекторским потенциалом относятся: малышевская 02 т1), вымская 02 ут), надо-яхская ПФ, шараповская 01 эр) и зимняя (11 2т) (рис. 3).
На исследуемой территории структура начальных суммарных ресурсов (НСР) нефти и газа достаточно благоприятна для развития нефтегазопоисковых работ (рис. 4).
Проведенный анализ данных по фильтра-ционно-емкостным свойствам продуктивных горизонтов нижне-среднеюрских отложений свидетельствует о неравномерном распределении по площади значений пористости и проницаемости. Так, значения открытой пористости варьируют в малышевском комплексе от 7 до 24 %, в вымском от 10 до 15 % и в джангодском от 5 до 15 % (рис. 3). Проницаемость в целом по всему исследуемому интервалу низкая — от 0,5 до 2 мД и с глубиной уменьшается. В нижнеюрском комплексе и в отложениях палеозоя данных
Рис. 3. Сводный литолого-стратиграфический разрез исследуемой территории Fig. 3. Consolidated lithological and stratigraphic section of the study area
по определению открытой пористости и проницаемости нет [3-5, 10, 7].
С позиции геохимического фактора, влияющего на условия нефтегазонакопления, благоприятным является: относительно высокое содержание Сорг (%), умеренная и достаточная катагенетическая прогретость недр и высокий реализованный генерационный потенциал.
По результатам проведенного анализа геолого-геохимических материалов по 47 перспективным объектам на Ямальском и Гыдан-ском полуостровах и прилегающей акватории Карского моря в глубокозалегающих (нижне-среднеюрских, триасовых, палеозойских) отложениях проведена многокритериальная оценка перспектив нефтегазоносности по 11 геолого-геохимическим показателям,
влияющим на формирование нефтегазовых скоплений и последующее ранжирование по степени перспективности на «слои» и по дополнительным показателям «очередность» в «слое». Для этого в геолого-математической программе «Выбор» по каждому из использованных параметров была дана оценка по построенным нами картам или по опубликованным материалам по каждому из 47 объектов (табл. 1-4).
После построения шкал всех критериев перед переходом к модельным расчетам необходимо определить группу основных (доминирующих) критериев, наиболее значимых для решения выбранной задачи и отражающих благоприятное воздействие использованных факторов на формирование скоплений нейти или газа.
Основу модели «Выбор» составляют программы «Слой» и «Доминанта», разработанные и реализованные во ВНИИСИ [6]. Первая программа позволяет на основе отобранных основных доминирующих показателей дифференцировать совокупность исследуемых объектов по значениям показателей на «слои» равнозначных по степени благоприятности объектов. Вторая программа — «Доминанта»
— позволяет по дополнительным показателям выявить очередность ввода структур в поисково-разведочное бурение внутри «слоя» [6, 8].
На основе оценки по комплексу геолого-геохимических параметров вероятностные оценки перспектив нефтегазоносности распределились следующим образом.
В первом «слое» по нефтегазовой перспективности оказались следующие
месторождения: Русановское, Северо-Там-бейское, Сядорское, Тасийское, Ленинградское, Гыданское, Бованенсковское, Вос-точно-Бованенсковское, Крузенштернское, Харасавейское, Южно-Крузенштернское, Ма-лыгинское, Южно-Тамбейское, 75 лет Победы и им. В.А. Динкова, что говорит об их большей перспективности по сравнению со вторым и третьим «слоями» (табл. 4).
В результате проведенных модельных расчетов выявлены перспективные зоны по наиболее важным при формировании нефтегазоносных скоплений в глубокозале-гающих отложениях геолого-геохимическим показателям. Таким образом, на территориях со слабой изученностью подобный подход к пониманию перспектив нефтегазоносности позволяет оценить направления поисково-разведочных работ и выявить первоочередные перспективные объекты.
Итоги
По результатам модельных расчетов на Ямальском и Гыданском полуостровах и в прилегающей акватории Карского моря в глубокозалегающих (нижне-среднеюрских, триасовых, палеозойских) отложениях по 47 объектам проведена многокритериальная оценка перспектив нефтегазоносности и локализованы наиболее перспективные зоны нефтегазонакопления и месторождения, в которых с высокой долей вероятности будут обнаружены нефтегазоконденсатные скопления. Перспективные объекты на сводах и валах приурочены к антиклинальным поднятиям. Эти перспективные объекты можно ожидать в основном на северо-западе изученной территории с продолжением в акваторию Карского моря. На полуострове Гыдан перспективной для обнаружения объектов в глубоких горизонтах может оказаться западная его часть.
Выводы
Опираясь на проведенные исследования глубокопогруженных нижне-среднеюрских и доюрских отложений, можно сделать вывод о том, что обнаружение скоплений нефти и газа в глубоких горизонтах изученной территории и акватории весьма вероятно.
Табл. 2. Вероятностная оценка геолого-геохимических параметров, являющихся наиболее значимыми факторами при формировании нефтегазового скопления Tab. 2. Probabilistic assessment of geological and geochemical parameters, which are the most significant factors in the formation of an oil and gas accumulation
Параметры; номер расчетного параметра в таблице 2
Вероятности значений
0,9
0,8
Геолого-геофизические параметры
Тип полученного притока УВ; 1
Возрастной интервал притока УВ; 2
Степень благоприятности по тектонической позиции; 3
Степень благоприятности по литолого-фациальной позиции; 4
Плотность ресурсов тыс.т/км2; 5
Степень благоприятности по позиции
фильтрационно-емкостных свойств; 6, 7
Стадия катагенеза; 8
Содержание Сорг в породах, %; 9
Интенсивность эмиграции жидких УВ (тыс.т/км2); 10
Интенсивность генерации газообразных УВ (тыс.м3/км2); 11
Не фть T+PZ
Образования фундамента
На валах и сводах
Мощность продуктивных пластов 150-300м
500-600
кп= 9-23 % Кпр = >1 мкм2
Нефтегазо-конденсат
J1-2
Между валами и сводами
Мощность продуктивных пластов 70-150м
400-500
кп= 5-9 %
Кпр = 0,01-1 мкм2
Газоконденсат, газ
К1-2
В прогибах и моноклиналях
< 70м
< 400
кп=< 5-4 % Кпр = < 0,01 мкм2
Геохимические параметры
ГЗН (МК1-МК2) ГЗГ(МК2-МК3)
2,5-3,0 2,0-2,5
1 000-2 000 > 500
500-1 000 250-500
<МК3(АК) и <ПК 1,5-2,0
150-500
100-250
1
Рис. 5. Карта распределения значений открытой пористости (%)
в нижне-среднеюрских отложениях (составлена
Л.И. Зинатуллиной по материалам [2, 4] 2022 г.)
Fig. 5. Distribution map of open porosity (%) values in Lower-Middle Jurassic
deposits (compiled by L.I. Zinatullina based on materials [2, 4] 2022)
Рис. 6. Карта распределения Сорг (%) в нижне-среднеюрских отложениях (составлена Л.И. Зинатуллиной по материалам [2, 4, 7] 2022 г.)
Fig. 6. Distribution map of TOC (%) in the Lower-Middle Jurassic deposits (compiled by L.I. Zinatullina based on materials [2, 4, 7] 2022)
Табл. 3. Вероятностные значения 11 параметров по 47 месторождениям для выбора очередности ввода первоочередных объектов в поисково-разведочное бурение в нижне-среднеюрских и доюрских отложениях Tab. 3. Probabilistic values of 11 parameters for 47 fields to select the order of putting priority objects into exploration drilling in the Lower-Middle Jurassic and pre-Jurassic deposits
Критерий Расчет по параметрам
=£ CD Месторождение Тип полученно- Возрастной интер- Степень благоприятности объек- Степень благоприятности по ли- Плотность ресурсов тыс. т/км2 Открытая по- Проницае- Содержание Сорг Стадия И нте ней в ность эми грац и и жидкихУВ (тыс т/км2) Интенсивность генерации газообразныхУВ (тыс. м3/ км2) Вар. 1 Вар. 2 Вар. 3 Вар. 4 Вар. 5 Вар. 6
i X го притока У В вал притока УВ та с тектонической позиции тологофациальной позиции, м ристость, % мость в породах % катагенеза Все (1,2,3,4,5, 6,7,8,9,10,11) (1,3,4,6,7, 8,9,10,11) (1,3,9) (3,6,8) (1,8,10) (3,8,11)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Результаты расчетов по параметрам (6 вариантов)
Южная акватория Карского моря (Севе ро-Ямальская H ГО)
1 75 лет Победы 0,8 0,8 0,8 1 1 1 0,8 1 0,9 1 1 0,37 0,46 0,58 0,80 0,80 0,80
2 Ленинградское 0,8 0,8 1 1 1 1 0,8 1 0,8 1 1 0,41 0,51 0,64 1,00 1,00 1,00
3 Русановское 0,8 0,8 1 1 1 1 0,8 1 0,9 1 1 0,46 0,58 0,72 1,00 1,00 1,00
4 им. В.А. Динкова 0,8 0,8 1 1 1 0,8 0,8 1 0,9 1 1 0,37 0,46 0,72 1,00 1,00 1,00
5 Нярмейское 0,8 0,8 0,8 1 1 0,8 0,8 1 0,8 1 1 0,26 0,33 0,51 0,80 0,80 0,80
Полуостров Ямал (Ямальская H ГО)
6 Мал ыги некое 0,8 0,9 1 0,9 1 1 0,8 0,9 0,9 1 1 0,42 0,47 0,72 0,90 0,72 1,00
7 Тасийское 0,8 0,8 1 0,9 0,8 1 0,8 0,9 1 1 1 0,33 0,52 0,80 0,72 0,72 1,00
8 За п ад но-Тамб ейское 0,8 0,9 0,9 0,9 0,8 1 0,8 0,8 1 1 1 0,30 0,41 0,72 0,58 0,64 0,90
9 Северо-Тамбейское 0,8 0,9 1 0,9 0,9 1 0,8 0,9 1 1 1 0,42 0,52 0,80 0,81 0,72 1,00
10 Сядорское 0,8 0,8 1 0,9 0,8 1 0,8 0,9 1 1 1 0,33 0,52 0,80 0,72 0,72 1,00
11 Южно-Тамбейское 0,8 0,8 1 0,9 0,8 1 0,8 0,8 1 1 1 0,29 0,46 0,80 0,64 0,64 1,00
12 Харасавейское 0,8 0,9 1 0,9 0,9 1 0,8 1 1 0,9 0,9 0,38 0,47 0,80 0,90 0,72 0,81
13 Крузенштернское 0,8 0,8 1 0,9 0,9 1 0,8 1 1 0,9 0,9 0,34 0,47 0,80 0,90 0,72 0,81
14 Южно-Крузе н ште рнское 0,8 0,8 1 0,9 0,9 1 0,8 1 1 0,9 0,9 0,34 0,47 0,80 0,90 0,72 0,81
15 Се ве ро-Бо ва не нко вское 0,8 0,8 1 0,9 1 1 0,8 1 0,8 0,9 0,9 0,30 0,37 0,64 1,00 0,72 0,81
16 Восгачно-Бованенсковское 0,8 1 1 1 1 1 0,8 1 0,9 0,9 0,9 0,47 0,47 0,72 1,00 0,72 0,81
17 В е рхн е -Тиуте й с ко е 0,8 0,8 0,9 0,9 0,8 1 0,8 1 1 0,9 0,9 0,27 0,42 0,72 0,72 0,72 0,73
18 Бованенсковское 0,8 0,9 1 1 1 1 0,9 0,8 1 0,9 0,9 0,42 0,47 0,80 0,80 0,58 0,81
19 Западно-Сеяхинекое 0,8 0,8 1 0,8 0,8 1 0,8 0,8 1 0,9 0,9 0,21 0,33 0,80 0,64 0,58 0,81
20 Не рстинекое 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 1 0,8 0,8 0,9 0,9 0,9 0,15 0,24 0,58 0,51 0,58 0,65
21 Байдарацкое 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 1 0,8 0,8 1 0,8 0,8 0,13 0,21 0,64 0,51 0,51 0,51
22 Нейтинекое 0,8 0,8 0,9 0,8 0,8 1 0,9 0,8 1 0,8 0,8 0,17 0,27 0,72 0,58 0,51 0,58
23 Арктическое 1 0,8 1 0,8 0,9 1 0,8 0,8 1 0,8 0,8 0,24 0,33 1,00 0,72 0,64 0,64
24 Среднеямальское 0,9 0,8 1 0,9 0,8 1 0,9 0,8 1 0,8 0,8 0,24 0,37 0,90 0,64 0,58 0,64
25 Нурми некое 0,8 0,8 1 0,9 0,8 1 0,8 0,8 1 0,8 0,8 0,19 0,29 0,80 0,64 0,51 0,64
26 Усть-Юриб ейское 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 1 0,8 0,8 1 0,8 0,8 0,13 0,21 0,64 0,51 0,51 0,51
27 Хамбатейское 0,8 0,8 1 0,8 0,8 1 0,8 0,8 1 0,8 0,8 0,17 0,26 0,80 0,64 0,51 0,64
28 Ростовцевское 1 0,8 1 0,9 0,8 1 0,9 0,8 1 0,8 0,8 0,27 0,41 1,00 0,64 0,64 0,64
29 Новопортовское 0,9 1 1 0,9 1 1 1 0,9 1 0,8 0,8 0,47 0,47 0,90 0,90 0,65 0,64
30 Малоямальское 0,8 0,9 1 0,9 1 1 0,8 0,8 1 0,8 0,8 0,27 0,29 0,80 0,80 0,51 0,64
Обская губа (Ямальская H ГО, Гыда некая H ГО)
31 Се веро-Каме нномысское 0,8 0,8 1 0,8 0,8 1 0,8 0,8 1 0,8 0,8 0,17 0,26 0,80 0,64 0,51 0,64
32 Каменномысское 0,8 0,8 1 0,8 0,8 1 0,8 0,8 1 0,8 0,8 0,17 0,26 0,80 0,64 0,51 0,64
33 Каме н ном ысское-мо ре 0,8 0,8 1 0,8 0,8 1 0,8 0,8 1 0,8 0,8 0,17 0,26 0,80 0,64 0,51 0,64
34 Штормовое 0,8 0,8 1 0,9 0,9 1 0,8 1 1 0,8 0,8 0,27 0,37 0,80 0,90 0,64 0,64
35 Утреннее 0,8 0,8 1 1 0,8 1 0,8 0,8 0,9 0,8 0,8 0,19 0,29 0,72 0,64 0,51 0,64
36 Геофизическое 0,8 0,9 1 1 0,9 1 0,8 0,8 0,9 0,9 0,9 0,30 0,37 0,72 0,72 0,58 0,81
Полуостров Гыдан (Гыда некая H ГО)
37 Гыданекое 0,8 0,8 1 1 1 1 0,8 0,8 1 1 1 0,41 0,51 0,80 0,80 0,64 1,00
38 Солетское-Ханове йское 0,8 0,8 1 0,8 0,8 1 0,8 0,8 1 0,9 0,9 0,21 0,33 0,80 0,64 0,58 0,81
39 Восточно-Бу горное 0,8 0,8 0,9 0,8 0,8 1 0,8 0,8 0,9 0,9 0,9 0,17 0,27 0,65 0,58 0,58 0,73
40 Трехбугорное 0,8 0,8 1 0,8 0,8 1 0,8 0,8 0,9 0,9 0,9 0,19 0,30 0,72 0,64 0,58 0,81
41 Минховское 0,8 0,8 1 0,8 0,8 1 0,8 0,8 1 0,9 0,9 0,21 0,33 0,80 0,64 0,58 0,81
42 Восточ но-М и нхо вс кое 0,9 0,8 0,9 0,8 0,8 1 0,8 0,8 1 0,9 0,9 0,21 0,34 0,81 0,58 0,65 0,73
43 Тота-Яхи некое 0,8 0,8 1 0,8 0,8 1 0,8 0,8 1 0,9 0,9 0,21 0,33 0,80 0,64 0,58 0,81
44 Антипаюти некое 0,8 0,8 1 0,8 0,8 1 0,8 0,8 1 0,9 0,9 0,21 0,33 0,80 0,64 0,58 0,81
45 Семаковское 0,8 0,8 1 0,8 0,8 1 0,8 0,8 1 0,9 0,9 0,21 0,33 0,80 0,64 0,58 0,81
46 Северо-Парусовое 0,8 0,8 0,9 0,8 0,8 1 0,8 0,8 0,8 0,9 0,9 0,15 0,24 0,58 0,58 0,58 0,73
47 Парусовое 0,8 0,8 1 0,8 0,9 1 0,9 0,8 0,9 0,9 0,9 0,24 0,34 0,72 0,72 0,58 0,81
Va)
Табл. 4. Вероятностные оценки перспектив нефтегазоносности исследуемых объектов Tab. 4. Probabilistic estimates of the prospects for oil and gas potential of the studied objects
«Слой» - «Доминанта»
Наиболее перспективный слой объектов Второй слой объектов Третий слой объектов
Вероятность (0,58-0,46) Вероятность (0,45- 0,33) Вероятность (0,32-0,21)
Русановское 0,58 Верхне-Тиутейское 0,42 Штормовое 0,37
Северо-Тамбейское 0,52 Западно-Тамбейское 0,41 Трехбугорное 0,30
Сядорское 0,52 Ростовцевское 0,41 Нурминское 0,29
Тасийское 0,52 Геофизическое 0,37 Утреннее 0,29
Ленинградское 0,51 Северо-Бованенковское 0,37 Малоямальское 0,29
Гыданское 0,51 Среднеямальское 0,37 Восточно-Бугорное 0,27
Бованенсковское 0,47 Восточно-Минховское 0,34 Нейтинское 0,27
Восточно-Бованенсковское 0,47 Антипаютинское 0,33 Хамбатейское 0,26
Крузенштернское 0,47 Минховское 0,33 Северо-Каменномысское 0,26
Харасавейское 0,47 Семаковское 0,33 Каменномысское 0,26
Южно-Крузенштернское 0,47 Тота-Яхинское 0,33 Каменномысское-море 0,26
Малыгинское 0,47 Арктическое 0,33 Северо-Парусовое 0,24
Новопортовское 0,47 Западно-Сеяхинское 0,33 Парусовое 0,24
Южно-Тамбейское 0,46 Нярмейское 0,33 Нерстинское 0,24
75 лет Победы 0,46 Солетское-Хановейское 0,33 Байдарацкое 0,21
им. В.А. Динкова 0,46 Усть-Юрибейское 0,21
Рис. 7. Локализация наиболее перспективных зон и месторождений УВ по результатам модельных расчетов Fig. 7. Localization of the most promising zones and hydrocarbon deposits based on the results of model calculations
Литература
1. Бочкарев В.С., Брехунцов А.М., Дещеня Н.П. и др. Геолого-тектонические модели севера Западной Сибири и проблема поиска залежей УВ в глубоких горизонтах // Критерии оценки нефтегазоносности ниже промышленно освоенных глубин и определение приоритетных направлений геологоразведочных работ. Пермь, 2000. С. 201-202.
2. Бурштейн Л.М., Высоцкий В.И., Габриэцянц Г.А. и др. Карта нефтегазоносности территории Российской Федерации по состоянию на 01.01.2017. Масштаб 1:5 000 000. Составители:
А.П. Афанасенков, А.М. Брехунцов. Главный редактор: П.Н. Мельников. Москва: ФГБУ «ВНИГНИ», 2021.
3. Дзюбло А.Д., Маслов В.В., Сидоров В.В., Шнип О.А. Прогноз и оценка углеводородного потенциала меловых
и юрских отложений шельфа Карского моря по результатам геологоразведочных работ // SOCAR Proceedings Special. 2021. № 2. С. 141-148.
4. Зинатуллина Л.И. Формирование базы геолого-геофизических и геохимических данных для оценки перспектив нефтегазоносности глубокозалегающих отложений Ямальского полуострова // Экспозиция Нефть Газ. 2020. № 2.
С. 10-13.
5. Скоробогатов В.А., Строганов Л.В., Копеев В.Д. Геологическое строение и газонефтеносность Ямала.
М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. 352 с.
6. Швембергер Ю.Н., Шустер В.Л., Меркулова О.Н. Многокритериальность и выбор альтернативы в поисково-разведочных работах на нефть и газ. М.: Геоинформцентр, 2003. 48 с.
7. Шишкин М.А., Файбусович Я.Э., Шкарубо С.И., Назаров Д.В. и др. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб
1 : 1 000 000 (третье поколение). Серия Западно-Сибирская. Лист R-42 -п-ов Ямал. Объяснительная записка. СПб.: Картографическая фабрика ВСЕГЕИ, 2015. 386 с.
8. Шустер В.Л., Зинатуллина Л.И. Особенности перспектив нефтегазоносности нижне-среднеюрских отложений Бованенковско-Харасавейского НГР Западной-Сибири // Экспозиция нефть газ. 2018. № 2.
С. 18-20.
9. Шустер В.Л., Пунанова С.А. Методический подход к вероятностной количественной оценке перспектив нефтегазоносности глубокозалегающих отложений севера Западной Сибири // Актуальные проблемы нефти и газа. 2018. № 3. 6 с.
10. Шустер В.Л., Пунанова С.А. Обоснование перспектив нефтегазоносности юрско-палеозойских отложений и образований фундамента Западной Сибири // Георесурсы. 2016. Т. 18. № 4. Ч. 2.
С. 337-345.
11. Шустер В.Л., Пунанова С.А. Перспективы нефтегазоносности глубокозалегающих юрских и доюрских отложений севера Западной Сибири в нетрадиционных ловушках // Георесурсы. 2021. Т. 23. № 1. С. 30-41.
ENGLISH
Results
Based on the results of model calculations on the Yamal and Gydan Peninsulas and the adjacent waters of the Kara Sea in deep-seated (Lower-Middle Jurassic, Triassic, Paleozoic) deposits for 47 objects, a multi-criteria assessment of the prospects for oil and gas content was carried out and the most promising oil and gas accumulation zones and fields were localized, in which with a high proportion probability, oil and gas condensate accumulations will be discovered. Promising objects on domes and shafts are confined to anticlinal uplifts. These promising
objects can be expected mainly in the north-west of the territory with a continuation into the Kara Sea. On the Gydan Peninsula, its western part may be promising for detecting objects in deep horizons.
Conclusions
Based on the analyzes performed, in the study of deep-immersed Lower-Middle Jurassic and pre-Jurassic deposits, it can be concluded that the detection of industrial oil and gas inflows in deep horizons is possible with a high degree of probability.
References
1. Bochkarev V.S., Brekhuntsov A.M., Deshchenya N.P., Bochkarev V.S., Brekhuntsov A.M., Deshchenya N.P. et al. Geological-tectonic models of the north of Western Siberia and the prospects
of hydrocarbon deposits in deep horizons. Coll. papers: Criteria for assessing oil and gas content below industrially developed depths and determining priority areas for geological exploration. Perm, 2000, P. 201-202. (In Russ).
2. Burshtein L.M., Vysotsky V.I., Gabrietsyants G.A. et al. Editor-in-chief: Melnikov P.N. Map of oil and gas content of the territory of the Russian Federation as of 01/01/2017. Scale 1:5 000 000. Compiled by: Afanasenkov A.P., Brekhuntsov A.M., VNIGNI, Moscow, 2021. (In Russ).
3. Dzyublo A.D., Maslov V.V., Sidorov V.V., Shnip O.A. Forecast and assessment of hydrocarbon potential of cretaceous and jurassic deposits of the Kara sea shelf based on the results of geological
exploration. SOCAR Proceedings Special, 2021, issue 2, P. 141-148. (In Russ).
4. Zinatullina L.I. Formation of a base
of geological-geophysical and geochemical data for assessing the prospects of oil and gas potential of deep deposits of the Yamal peninsula. Exposition Oil Gas, 2020, issue 2, P. 10-13. (In Russ).
5. Skorobogatov V.A., Stroganov L.V., Kopeev V.D. Geological structure and gas and oil potential of Yamal. Moscow: Nedra-Businesscenter, 2003, 352 p. (In Russ).
6. Shvemberger Yu.N., Shuster V.L., Merkulova O.N. Multi-criteria and choice of alternatives in prospecting and exploration for oil and gas. Moscow: Geoinformtsentr, 2003, 48 p. (In Russ).
7. Shishkin M.A., Faibusovich Ya.E., Shkarubo S.I., Nazarov D.V. et al. State Geological Map of the Russian Federation. Scale 1:1,000,000 (third generation). Series West Siberian. Sheet R-42 - Yamal P. Explanatory note. St. Petersburg: Cartographic factory VSEGEI, 2015,
366 p. (In Russ).
8. Shuster V.L., Zinatullina L.I. Justification for the petroleum potential of the lower and mid jurassic sediments of the Bovanenkovo-Kharasaveisk petroleum province of the West Siberia. Exposition Oil Gas, 2018, issue 2,
P. 18-20. (In Russ).
9. Shuster V.L., Punanova S.A. Methodical approach to the probable quantitative evaluation of the prospects of the oil and gas regional deposits of Northwestern Siberia. Actual problems of oil and gas, 2018, issue 3, 6 p. (In Russ).
10. Shuster V.L., Punanova S.A. Justification of the prospects for oil and gas potential of the Jurassic-Paleozoic deposits and formations of the basement of Western Siberia. Georesources, 2016, Vol. 18, issue 4, Part 2, P. 337-345. (In Russ).
11. Shuster V.L., Punanova S.A. Oil and gas potential of the deep-lying jurassic and pre-jurassic deposits of the North
of Western Siberia in unconventional traps. Georesources, 2021, Vol. 23, issue 1, P. 30-41. (In Russ).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ I INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Зинатуллина Лилия Ильдаровна, младший научный сотрудник, Zinatullina Liliya Ildarovna, junior research scientist, Институт проблем нефти и газа РАН, Москва, Россия Oil and Gas Research Institute RAS, Moscow, Russia
Для контактов: [email protected] Corresponding author: [email protected]
зз
