CC BY
27УДК 553.98 (571.1)
ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ОБЪЕКТЫ НА НЕФТЬ И ГАЗ В НАДЫМСКОЙ ВПАДИНЕ
PROMISING SITES FOR OIL AND GAS NADYM DEPRESSIONS
Р. И. Сафин
R. I. Safin
Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Ключевые слова: Надымская впадина; Ярудейский НГР; нефтегазоносность; осадочный чехол; палеозойский фундамент; залежь; пласт; ловушка Key words: Nadymskaya depression; Yarudeyskoye oil and gas region; petroleum; sedimentary cover; Paleozoic basement; pool; reservoir; trap
Надымская впадина — крупная тектоническая единица I порядка Надым-Тазовской синеклизы, занимающая обширную территорию от южных берегов Обской губы до Сибирских Увалов и включающая Западно-Ярудейскую и Танловскую впадины, разделенные Ярудейским мегавалом. На схеме нефтегазогеологического районирования Надымская впадина соответствует Ярудейскому нефтегазоносному району Фролов-ской нефтегазоносной области Западно-Сибирской провинции.
Бурение на поисковых площадях велось как на крупных положительных структурах (Ярудейский мегавал, Верхненадымская моноклиналь), так и на отрицательных, что в результате позволило открыть месторождения и там, и там. Причем на юге территории месторождения многопластовые, в отличие от северных земель.
Вскрытый и изученный разрез остается крайне неравномерным. Полностью или частично юрские отложения были вскрыты в основном на бортовых участках. Таких скважин 73 из 142 пробуренных. Еще шесть скважин вскрыли палеозойский фундамент, представленный вулканитами и метаморфизованными сланцами. Остальные 63 остановлены в породах нижнего мела.
Основные перспективы нефтегазоносности, начиная с первых поисковых скважин Шугинская 82, 83 (1963-1964 гг.), Надымская 1 (1967 г.) и других, связывались в первую очередь с пластами группы БН (аналогами продуктивных пластов БС на Сургутском своде), далее — с менее изученными ачимовскими линзовидными песчаными телами и со слабопроницаемыми песчаниками и алевролитами тюменской свиты. Научную базу поисково-разведочных работ вели ученые ЗапСибНИГНИ совместно с производственными силами главка. В итоге прогнозы А. Л. Наумова, Т. М. Онищука и других исследователей оправдались на Сандибинской, Лензитской и других площадях. Позднее геологи СибНАЦа обосновали открытие высокодебитного Ярудейского и Шу-гинского месторождений.
По состоянию на 01.01.2016г. на территории Ярудейского НГР открыто 11 месторождений УВ, выявленных в диапазоне от средней юры до верхнего мела включительно: Сандибинское — 1 нефтяная залежь в пласте БН6; Лензитское — 1 нефтяная залежь в пласте Ю2-5; Ярудейское — 3 залежи в пластах ЮН2 (ГК), ЮН2-4 (ГКН) и ЮН12 (ГК); Западно-Медвежье — 1 залежь нефти в пласте ЮН21; Надымское — 2 ГК залежи в пластах БН7 и БН12; Луцеяхское — 1 залежь нефти в пласте Ач33; Средненадымское — 1 залежь нефти в пласте Ю2; Верхнехарловское — 5 залежей в пластах Ач2 (Н), Ач3
№ 5, 2016
Нефть и газ
(Н), Ач4 (Н), БП2 (Н), Ю2 (Н); Пальниковское — 5 залежей в пластах БС7 (Н), БС82-1 (Н), БС82-2 (Н), Ю0 (Н), Ю2 (Н); Карасевское — 6 залежей в пластах Ач2 (Н), Ач3 (Н), БП2 (Н), БП3 (ГК), БП42 (Н), БП5 (Н); Южно-Карасевское — 1 газоконденсатная залежь пласта БП2.
Всего выявлено 27 залежей УВ, из них 20 нефтяных, 6 газоконденсатных и 1 газоконденсатно-нефтяная, то есть нефтяная залежь с газоконденсатной шапкой.
Перспективы нефтегазоносности. Нефтегазопроявления — важный критерий оценки перспектив нефтегазоносности новых и слабоизученных территорий. В силу регионального процесса нефтегазообразования по самой его природе локальные находки нефтепроявлений в одном из пунктов впадины дают право расценивать их как показатель нефтеносности территории в целом и как свидетельство наличия аналогичных признаков в других частях, на структурах, не затронутых глубоким бурением. Так, в 38 скважинах за пределами контуров месторождений установлены нефтепроявления, выражающиеся в выпотах нефти, запахе бензина, наличии пленок нефти и слабых (непромышленных) притоков УВ, продуктивном характере насыщения по ГИС и газовому каротажу.
Палеозойский фундамент как перспективный объект изучен всего шестью скважинами. В Средненадымской 71 получена пленка нефти с водой из коры выветривания метаморфизованной песчано-глинистой толщи. В остальных скважинах притока не получено, либо получена вода. Так, например, в скв. 6 Сандибинской при забое 3 697 м начались интенсивные газо- и водопроявления. Скважина переливала пластовой водой дебитом 60 м3/сут на 8 мм в штуцере. В скв. 7 Надымской при испытании двух объектов палеозоя в первом объекте притока не получено, а во втором отмечена пластовая вода дебитом 0,35 м3/сут. В скв. 2 Ярудейской при испытании палеозоя и низов юры в интервале 3 182-3 196 м был получен приток пластовой воды дебитом 9 м3/сут. Это свидетельствует о наличии коллекторов в доюрском основании на данной территории.
Также Ярудейский межгорный прогиб перспективен на нефтегазоносность по аналогии с Зайсанским, где залежи нефти открыты в пермских отложениях [1]. Перспективен и верхнепалеозойский осадочный чехол, перекрывающий Надымский срединный массив.
Тампейская серия. На настоящий момент единственные признаки нефтегазоносности получены именно в Ярудейском НГР. В параметрической скважине Ярудейской 38 поднят нефтенасыщенный керн в виде выпотов и высачивания из массивных и трещиноватых алевролитов и глинистых песчаников. При испытании скважины получена пленка нефти из двух интервалов. Перспективным данный объект можно считать и в Танловской впадине, где по региональному профилю 23 видны антиклинальные поднятия. Хотя глубины составляют около 4,5-5 км до кровли отложений (в наиболее прогнутой части), здесь можно ожидать здесь притоки нефти и газа, по аналогии со скв. 180 Восточно-Ямбургской площади, также заложенной в седловине, к северо-востоку от Танловской. В этой скважине ачимовская толща оказалась продуктивной по ГИС, но испытали только пласты Ю2-3, которые с глубины 4 250 м дали конденсат 9 м3/с и газ 30 тыс. м3/с. Это подтверждает вывод о перспективах нефтегазоносности впадин, прогибов и седловин. Еще один удивительный пример — это получение чистой нефти дебитом 0,4 м3/сут (пленка) с глубины 5,4 км (Самбургская 700), что говорит о существовании нефти и коллекторов на глубинах более 5 км, хотя это единичный случай.
Базальный горизонт. Особый интерес вызывает базальный горизонт раннеюрской толщи. Он вскрыт на Надымском, Ярудейском, Сандибинском, Средненадымском и Марьинском поднятиях и сложен грубообломочными песчаниками, конгломератами и брекчиями с хорошими коллекторскими свойствами, где в нескольких скважинах получены признаки продуктивности. Вдоль линии регионального выклинивания нижней юры, на западном борту Надымской впадины, по данным фондовых отчетов СибНАЦ, прогнозируется перспективная зона.
Тюменская свита. Перспективный нижнесреднеюрский комплекс вмещает 11 залежей промышленной значимости. Кроме того, в 22 скважинах получены проявления нефти разной интенсивности. При совмещении этих данных на структурной карте по
34
Нефть и газ
2016
горизонту Т2 можно выделить первоочередные объекты для постановки поискового бурения (рис. 1).
Ачимовские песчаные тела. В 14 скважинах получены прямые признаки нефти. Скважины с нефтепроявлениями вместе с выявленными залежами выявляют зональность с севера на юг, соответствующую субмеридиональным (региональным) линиям глинизации шельфовых пластов (рис. 2). К востоку от этих зон могут быть связаны литологические ловушки. Прежде всего данный комплекс перспективен в Танловской впадине.
Рис. 1. Нефтепроявления и залежи УВ в Рис. 2. Нефтепроявления и залежи УВ в тюменской свите на фоне структурной ачимовской толще на фоне структурной карты по горизонту Т карты по горизонту Н200
Неокомскиепласты группы БН. Кроме выявленных залежей УВ в шельфовых пластах неокома, нефтепроявления были получены в 20 скважинах. При вынесении этих скважин и месторождений на структурную основу по подпимскому горизонту выделяются перспективные локальные поднятия (рис. 3).
Танловская впадина. Перспективными участками для выявления новых залежей нефти и газа являются также крупные отрицательные структуры, слабо изученные бурением. Объектом разведки в пределах депрессий может служить ачимовская толща. В Надымской мегавпадине обособляется крупная депрессия — Танловская. Строение ее почти не изучено, здесь пробурены две скважины на восточном и северном борту — это Карасевско-Танловская 41 и Мариэттинская 1. В Карасевско-Танловской 41 песчаники ачимовской толщи и тюменской свиты имеют запах конденсата, и получен слабый приток газа из ачимовки. Также впадину пересекают два региональных профиля, из которых 23 проходит по ее днищу. На региональном профиле 23 в пластах ачимов-ской толщи выделяются потенциальные структурно-литологические ловушки. По периферии впадину окружают месторождения и различные нефтепроявления, как в керне, так и при испытании. Перспективность данного объекта подтверждается в соседней
2016
Нефть и газ
Нерутинской впадине к северо-востоку от Танловской. Здесь в ачимовской толще выявлено пять залежей, и прогнозируется еще четыре [2].
Надымская впадина остается слабо изученной в геологическом отношении. Полученные результаты ГРР за период 70-90-х годов ХХ века остаются оценочными. Многочисленные нефтепроявления, несомненно, являются прямым указанием на перспективность и недоразведанность территории. С другой стороны, слабые притоки являются следствием низких ФЕС (которые во многих случаях загублены тяжелыми буровыми растворами ввиду АВПД). Такие скважины попали в неблагоприятные литоло-гические условия. Но в этом же районе Сандибинская 10 дала 108 кубов в сутки — доказательство высокой продуктивности ачимовской толщи, а на Пальниковском месторождении фонтан нефти дебитом 71 м3 ударил с глубины 3 600 м из песчаников тюменской свиты. При испытании скв. 103 Западно-Медвежьего месторождения получен промышленный приток нефти (3,5 м3/сут) с максимальной глубины 3 800 м в данном районе.
Бурение показало, что часто структурные планы шель-фовых и ачимовских резервуаров не совпадают со структурным рельефом баженовской свиты. А поиск и разведка нефти и газа традиционно ориентированы на структурные карты по горизонту «Б», так как считалось, что поднятия формировались конседимен-тационно. Несоответствие структурных основ привело к тому, что скважины, заложенные в сводовых и присводовых частях поднятий по горизонту «Б» (согласно площадной сейсморазведки 1970-1990 гг.), оказались или на крыльях, или в межструктурных понижениях. Большинство перспективных локальных структур опоискованы двумя-тремя скважинами, в то же время неопоискованными остаются обширные участки впадин и прогибов, склоны сводов и мегавалов.
Недоизученными и перспективными остаются более 11 локальных поднятий, где велись поиски УВ.
Аномальное (Северо-Надымское) поднятие, где скважина, заложенная в своде и давшая непромышленные притоки газа с конденсатом, фактически оказалась в зонах отсутствия коллекторов. Притом ачимовские и юрские песчаники — с запахом бензина.
Самородское поднятие, где на западе пробурена скважина 70 продуктивная в тюменской свите по ГИС и керну. Однако скважина осталась неиспытанной, а на востоке скв. 82 дала при испытании юры и нижнего мела нефть.
Рис. 3. Нефтепроявления и залежи УВ в пластах БН на фоне структурной карты по подпимскому горизонту
36
Нефть и газ
2016
Верхне-Марьинская структура. В сводовой скважине 63, продуктивной по ГИС и керну, испытание не проводилось, а на периклинали в 64 получили чистую безводную нефть из ачимовки и в 62 — из тюменской свиты.
На Восточно-Хеттинской структуре бурением двух скважин также получили непромышленные притоки нефти и газа из тюменской свиты, но опоисковывать залежь дальше не стали.
Для дальнейшего поиска нефти и газа в Надымской впадине необходимо продолжить изучение высококачественной сейсморазведкой и пробурить несколько скважин на РНО, на тех локальных поднятиях, где получена пленка нефти.
Выводы
• На территории Ярудейского НГР 38 скважин за пределами выявленных месторождений из 92 пробуренных имеют прямые признаки наличия залежей нефти в шельфовых пластах БН, ачимовской толще и тюменской свите (всего в 59 объектах).
• По шельфовым пластам и пластам тюменской свиты выделяется большое количество антиклинальных поднятий, слабо изученных бурением.
• На западном борту Надымской впадины вдоль линии регионального выклинивания нижней юры прогнозируется перспективная зона для поисков нефти и газа в нижней юре и базальных слоях чехла, а также в кровле фундамента.
• В Танловской впадине в ачимовской толще прогнозируются СЛЛ и ЛЭ ловушки.
Список литературы
1. Бочкарев В. С. Геологическое строение палеозойского и триасового комплексов в Пуровском регионе и перспективы их нефтегазоносности // Геология и нефтегазоносность Надым-Пур-Тазовского междуречья. - Тюмень; Тарко-Сале, 1995. - С. 180-183.
2. Петрова Н. В., Карташова А. К. Геологическое строение и нефтегазоносность ачимовской толщи Западно-Нерутинской нефтегазоносной зоны // VII Сибирская научно-практическая конференция по наукам о Земле. - Новосибирск, 2014. - С. 351-352.
Сведения об авторе Information about the author
Сафин Ришат Ирекович, аспирант, Тюмен- Safin R. I., a graduate student, Industrial Uni-
ский индустриальный университет, г. Тюмень, versity of Tyumen, phone: 89829049750, e-mail:
тел. 89829049750, e-mail: [email protected] [email protected]
