CC BY
418
ПЕРСПЕКТИВЫ ГАЗОНЕФТЕНОСНОСТИ ВОСТОЧНЫХ РАЙОНОВ ПУР-ТАЗОВСКОЙ ОБЛАСТИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Г.Р. Пятницкая, А.М. Радчикова, В.А. Скоробогатов (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»),
В.В. Рыбальченко (ЗАО «Газпром зарубежнефтегаз»)
Западно-Сибирская нефтегазоносная мегапровинция (ЗСМП), приуроченная к одноименному осадочному литолого-флюидальному мегабассейну, в настоящее время находится по большинству районов и по всем меловым продуктивным комплексам на этапе «зрелого», а по многим областям и районам - «позднезрелого» изучения и освоения углеводородного потенциала. Общий уровень изученности ее территории оценивается: до 50 % - как высокий и очень высокий; до 30 % - средний (северные и частично арктические районы суши); до 20 % - низкий (северо-восточные и восточные районы суши) или близкий к нулю (весь шельф Карского моря, включая губы, изученность которых крайне мала).
Масштабное геолого-геофизическое изучение недр Надым-Пур-Тазовского региона (НПТР) в пределах Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО) началось позднее, чем центральных и южных районов мегапровинции, а именно в конце 1960-х гг. Первое месторождение - Тазовское - было открыто по результатам бурения и испытания Тазовской опорной скважины в 1962 г., на севере Пур-Тазовской нефтегазоносной области (ПТНГО).
За прошедшие десятилетия к началу 2009 г. в Пур-Тазовской области (без Большехетской впадины) в глубокое бурение было введено 75 перспективных геологических объектов (локальных поднятий и зон вероятного развития неантиклинальных ловушек) и открыто 60 месторождений углеводородов (УВ), т.е. коэффициент успеха (открытий) достиг почти 0,75.
Степень геолого-геофизической изученности недр ПТНГО изменяется от высокой в западных и центральных районах до средней в северных и низкой на востоке и особенно юго-востоке области. Высокой буровой изученностью характеризуются апт-сеноманский подкомплекс и неокомская толща. Общая изученность юрских отложений остается невысокой, особенно средних и нижних горизонтов. Доюрская часть разреза вскрыта единичными скважинами.
Большинство даже очень крупных месторождений УВ в ЯНАО к настоящему времени существенно недоопоискованы по юрским горизонтам, многие - даже по низам мела. Ряд относительно небольших по предполагавшимся до бурения перспективным ресурсам УВ и географически удаленных месторождений были только открыты, но так и остались недоразведанными после 1990 г.. в особенности в ПТНГО - Русско-Реченское, Промысловое, Восточно-Тазовское, Хадырьяхинское, Южно-Хадырьяхинское, Акайтэмское и др.
Для дальнейшего изучения геологического строения и нефтегазоносности богатейшего Надым-Пур-Тазовского региона Западной Сибири с целью наращивания новых запасов УВ требуется поиск новых, мало исследованных районов и зон, преимущественно в окраинных частях осадочного мегабассейна. К таким районам относятся восточные и юго-восточные районы Пур-Тазовской области (в пределах ЯНАО).
В тектоническом отношении область приурочена к зоне субмеридиональных региональных моноклиналей, осложненных впадинами, тектоническими седловинами, валообразными и куполовидными поднятиями. На западе области расположен Колтогорско-Уренгойский трог (мегаграбен) триас-юрского времени активного развития; к северу от ПТНГО - Большехетская впадина (БХВ), узловая структура между Пур-Тазовской, Усть-Енисейской и Гыданской областями. Общая мощность осадочного чехла (юра, мел, кайнозой) увеличивается в ПТНГО с востока на запад от 2,0 до 4,5-4,7 км. В его объеме традиционно выделяются продуктивные нефтегазоносные комплексы сверху вниз: альб-сеноманский, неоком-аптский, ачимовский (АТ), юрский [1, 2], разделенные региональными и зональными флюидоупорами (покрышками) турон-олигоценового и позднеюрско-ранневаланжинского возраста. На востоке НПТР нижняя часть верхней покрышки осложнена алев-ритистой газ-салинской пачкой.
Разрез готерива-сеномана ниже региональной турон-олигоценовой покрышки сложен мощной, преимущественно песчано-алевролитовой толщей континентального генезиса со множеством пластов и линз бурого угля (в низах - каменного угля марки Д): типичная угленосная формация. На востоке области большинство мощных пластов песчаников имеет русловой генезис. Они разделе-
ны тонкими (менее 5-3 м) редкими прослоями глин, чаще всего алевритистых. В неокоме и особенно в валанжине увеличивается общая глинистость, снижается угленосность. Общая мощность юрских отложений в ПТНГО изменяется от 400-800 до 1300-1450 м. Большинство скважин вскрыли только верхнюю часть разреза юры (300-400 м). Максимальные мощности верхнеюрских отложений отмечены в северо-восточной части области (до 300 м), к югу они сокращаются до 230-240 м, в районе Харампурского месторождения отмечены минимальные значения мощности (150-160 м). Келловей-оксфорд сложен переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пород (коллекторские горизонты Ю1/СГ верхневасюганской подсвиты сиговской свиты).
В формационном и фациальном отношении юра НПТР намного сложнее и фациально разнообразнее всех других литолого-стратиграфических комплексов пород, в том числе и одновозрастных в более южных районах. Здесь развит весь спектр терригенных континентальных, угленосных и субугленосных, дельтовых и морских, песчано-глинистых и глинистых формаций, в которых отражена разнообразная и «пестрая» картина фациальных обстановок осадконакопления в течение юрского периода. Например, в объеме субугленосной формации нижней-средней юры южной половины региона развиты породы кон -тинентальных фаций: аллювиальных, в том числе русловых, подфаций болотных, реже озерных и др., к северу увеличивается относительная доля дельтовых и прибрежно-морских отложений.
В Пур-Тазовской области среднеюрские отложения тюменской свиты характеризуются переслаиванием песчаников, алевролитов и глин с преобладанием в большинстве зон песчаников. В разрезе встречаются отдельные пласты и линзы углей и сильно-углистых глин. В кровельной части свиты развиты песчано-алевролитовые горизонты Ю2, Ю3, Ю4, мощность каждого из которых варьирует в пределах 8-17 м, реже до 20 м. Аккумуляционная песчанистость (доля пластов песчаников толщиной более 10 м каждый) превышает 50-70 % от общей песчанистости.
Доюрские, в частности, палеозойские отложения вскрыты в единичных скважинах (Хара-мпурская-340, Северо-Толькинская-304, Верхне-Толькинская-5, Толькинская-300, Светлогор-ская-308, Ютырмальская-15, Черничная-46, Южно-Русская-21, 24 и др.).
В пределах ПТНГО на 01.01.2009 г. открыто и частично разведано 60 месторождений УВ - от уникального по запасам Заполярного НГКМ (4,3 млрд т у.т.) до мелких и мельчайших (менее 3,01,0 млн т у.т.) месторождений типа Северо-Иохтурского, Нинельского, Ленского и др. Расположение месторождений показано на рис. 1.
За все годы ведения геолого-разведочных работ (ГРР) в области разведано более 13,0 млрд т у.т. начальных геологических запасов УВ, из которых накопленная добыча составляет менее 1,0 млрд т у.т. (преимущественно газ сеномана Заполярного месторождения).
Следует отметить, что начальные геологические запасы свободного газа, включая категорию С2, значительно превышают запасы нефти -7,9 трлн м3 и 4,6 млрд т соответственно, при этом около 30 % геологических запасов нефти сосредоточено в сеномане одного Русского месторождения, структура которого сильно нарушена высокоамплитудными разломами [2].
Газовые залежи в газ-салинской пачке (ГСП) турона открыты на Заполярном, Южно-Русском, Ново-Часельском, Тэрельском и Харампурском месторождениях. Максимальные запасы газа приурочены к Харампурской газовой залежи пласта Т (0,7 трлн м3). Очевидно локальное распространение газа в ГСП в узкой субмеридиональной зоне.
Газовые залежи в верхних горизонтах сеномана открыты в северной и центральной частях области. Нефтяные подгазовые скопления в сеномане известны только на трех месторождениях: Русском, Тазовском и Харампурском, на последнем - мелкие, в низах альб-сеноманского комплекса.
Крупнейшая газовая залежь ПК1 на Заполярном месторождении имеет начальные запасы более 2,7 трлн м3. Восточная граница распространения газоносности сеномана и газсалинской пачки проходит по линии месторождений: Фестивальное - Харампурское - Тэрельское - Усть-Часельское -Русское - Заполярное.
Из семи месторождений, где продуктивен альб, на четырех открыты нефтяные скопления, мелкие по запасам. Они приурочены к центральному и южному районам области. Апт нефтегазоносен на 11 месторождениях, также в центральной части ПТНГО. Из 26 месторождений с залежами УВ в неокоме нефтяные и НГК-скопления открыты на 19, газоконденсатные и газовые - на 7. Крупнейшие по запасам УВ в неокомской части разреза месторождения: Заполярное, Восточно-Таркосалинское, Яро-Яхинское.
Заладно-
ХТазовская
Тазовское
0>7йняя^“%>гс-
О!
к?'
^Западно-
Заполярное
^Радужный ПУ І Св ВЄ рО-^Северо-Я ро-Яхинская
-С ОС и-тп ли милая
Севера- ВСКов Южно-Заполярная
Есетинскре ^^
Їо-Яхи некое I ш
Воскрчіно-Урф^гои&кое
Усть-Ямсовейское
Уренгой
і
20 ЗападноГеологическая
газеиское
\
^^Вавй^овская
О ч
„ .. Южно-
Северо-Часельскоерусское
Дивная
/
Береговое
лл Яровое
(,)
Южно-
Пырейное
Дремуч
сейско
Тарас
Тарко-I Сале
Северо-Ханчейская
Темпельтинс^я
Мапо-Часельская
Фахирі
Новоча-„ сельское
Хадырья-хинское р.
Западно-О Л) вост.
Новочасепьское <-^нЬвочасельская Западно- КыНСКОв „
Восточно- КынскаД » . Ус
Таркосалинское Южно- ч)
' Юмантыльскоеадь1рьяхинское *
Южн^
Чао
А ....... Верхне-
. чЗ Ханчейское Часельское
Запа но ЛеНСК°е
Сензянская О Кутымская О Северо-Нинельская
QНинепьская
<3-
Террасная ^ ^Владимировская
іасносепькупская
ЧерНИЧНОе / Худосейская
Кумальская Восточно- ГЧ
Термокарстовая ЧЗ
Пилялькинская
ГерМО- Восточной «арСТОВОеПилялькинская
Средне.-
Худосейская
О
кно-Часельская
їі Тапское
і
I ВанскагНамысская
' оо
Кутымская ГК
^ Тэрельское
Вэркская
О
О
Восточно-
1
к
л Ю Ванхетская
Усть-Хавампурск<$?падно'
1 Вост.- / Харампурское
Тэрепьская
Харампурское
Восточно-Харампурская
I Средне-Харампурское
Етыпуровс-1 кое
Е^пуррвская
Южно-Етыпуровс
'В
ІЮжно-
Таркоса-
линское
Мапохараме/ пурская
еверо-
%
(Р Кытылькынская
Восточно-Толькинс-кая
Акалькьн ^Гравийная £)
\ Точипылькы
0 Ю-Акайтемскі
Южно-
Нярыльская ^ Ольиуйская Ґ] 4
О ^
.О
рэверЮ-воргенская \
Андреевская
О
о
Свердловская
п----1— л Нярыльская'
йохтурское Фестиваль»^
ылйкинска
С^веро-Стахановска:
Ио^стурск;
Равнинное
ВетроваяГЛ Западно-
Чу Чатылькынская
Ёар_генская йсточно-Кутйлькинская
Чатьільк^інское
Ручьевскіз^
Стахановское
Холмистое
Ф
Текгочатьи^ькынская /
/
/
р—Удмуртская
Южно=Удмур7бкое
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ Месторождения УВ:
# газовые О перспективные
[у структуры
Л нефтегазо- ___________ граница
конденсатные |х- ♦ ЯНАО
нефтяные 1—" Реки
Рис. 1. Схема размещения месторождений УВ в Пур-Тазовской НГО
Ачимовская толща промышленно продуктивна на четырех месторождениях западных районов ПТНГО, открыты небольшие по запасам залежи УВ.
Верхняя юра продуктивна на 34 месторождениях в южных и восточных районах, причем ГК-залежи приурочены в основном к центральной части, а нефтяные распространены на юге и юго-востоке области до южной границы ЯНАО.
Среднеюрские залежи УВ (горизонты Ю2-Ю4) открыты на 12 месторождениях и сосредоточены преимущественно в центральных районах области. В нижележащей части тюменской свиты и в зоне контакта ее с доюрским комплексом скоплений УВ пока не обнаружено.
Богатейшие месторождения УВ составляют субмеридиональную цепочку с юга на север по осевой линии ПТНГО: Харампурское - Верхне-Часельское - Южно-Русское - Русское - Заполярное -Тазовское. К востоку от нее масштабы открытых месторождений резко уменьшаются. В целом, от западных к восточным районам изменяется характер нефтегазоносности и сокращаются запасы отдельных месторождений и залежей УВ.
За исключением четырех гигантских нефтегазовых месторождений севера области (Заполярного, Русского, Южно-Русского, Тазовского) главным продуктивным (доминирующим) комплексом в Пур-Тазовском междуречье следует назвать юрский, имеющий самый большой ареал продуктивности в пределах области. Из 60 месторождений УВ на 39 открыты залежи в верхне- и среднеюрских горизонтах, вместе с тем юрские залежи в большинстве своем небольшие по запасам: среди газоконденсатных известны мелкие, средние и даже одно крупное - Фахировское (более 40 млрд м3 по категориям В+С1). среди нефтяных скоплений резко преобладают мелкие по извлекаемым запасам, к крупнейшим относится также только одно - Харампурское НГКМ. Безусловно, большинство скоплений УВ в юре не-доразведано, но проведение дальнейших поисково-разведочных работ вряд ли резко изменит их масштабность (по запасам). Распределение УВ-скоплений в разрезе месторождений юго-востока области показано на рис. 2, а начальных запасов газа по литолого-стратиграфическим комплексам - на рис. 3.
Залежи:
нефтегазоконденсатные у газовые
газоконденсатные нефтяные
Рис. 2. Схема распределения нефтегазоносности по месторождениям юго-востока Пур-Тазовской НГО
1000,0
2000,0
3000,0
4000,0
Глубина,
м
0,8
1,0
1.3
1,8
2,0
2.3
2,6
3,0
4,0
альб-сеноман-турон
ачимовская толща
юра
неоком-апт
5000,0
6000,0
С2
Д+Б+С1
Газ,
млрд м3
Рис. 3. Стратиграфическое распределение начальных запасов свободного газа в Пур-Тазовской НГО
0
В структурном отношении залежи УВ в горизонтах сеномана, неокома и юры (Ю1 и Ю2_4) тяготеют к сводовым частям локальных структур, иногда смещаясь на их склоны или частично «выплескиваясь» за их пределы (с многочисленными латеральными - боковыми литологическими и эпигенетическими экранами, особенно в юре).
Большинство юрских залежей на севере провинции имеют чрезвычайно сложное строение природных резервуаров и приурочены к сложно построенным ловушкам всевозможных типов, однако превалируют сводовые/присводовые, литологически и тектонически экранированные ловушки (и залежи УВ в них).
В верхнеюрских отложениях промышленная нефтегазоносность установлена в группе пластов Ю;/СГ, которые в песчаных фациях развиты на всей исследуемой территории, кроме Тазовско-Южно-Русской зоны. Характерной особенностью верхнеюрской толщи является постепенное увеличение общей мощности и песчанистости в восточном направлении, где она расчленяется глинистыми перемычками на отдельные подгоризонты и пласты песчаников и алевролитов, индексируемых как Ю1а, Ю10, Ю11, Ю12, Ю13, Ю14, Ю15 (и аналогично - СГ1, СГ2 и т.д.).
В отличие от «верхних газов» апта-турона (метановых, бесконденсатных или с очень малым содержанием конденсата в апте) в неокомских и юрских залежах ряда месторождений ПТНГО в составе газов установлено повышенное содержание этана и пропан-бутанов. Например, из горизонта Ю12 Усть-Часельского месторождения получен газ с содержанием метана 87,4 %, этана - 4,7 %, пропан-бутанов - 5,7 %. Газовый состав юрских газоконденсатных смесей в залежах довольно однообразен. Содержание метана колеблется в узких пределах - от 80-82 до 89 % (в среднем, около 85 %), этана - от 5 до 8 % (обычно около 7 %), пропана+бутанов - 2,5-6 %, неуглеводородных газов - в сумме не более 3-4 %.
Конденсаты - лекие и средней плотности (0,74-0,77 г/см3), бессернистые, парафинистые (нередко содержание парафина (П) доходит до 4-7 %), малосмолистые, безасфальтеновые, существенно метановые по УВ-составу.
В сеноманских и апт-альбских горизонтах Русского, Тазовского и некоторых других месторождений ПТНГО под газовыми шапками залегают тяжелые (плотностью более 0,9 г/см3) нафтеновоароматические, но малосернистые нефти (8 менее 0,5 %), с минимальным содержанием асфальтенов.
В свойствах неокомских и верхнеюрских (горизонт Ю1), а также среднеюрских нефтей от южных районов ЯНАО и ПТНГО, в частности к северным, происходят характерные изменения. При средней и пониженной плотности и низкой сернистости (8 менее 0,4 %) содержание П увеличивается от
3,5-4,5 % до 5-7-15 % и более и снижается - смол и особенно асфальтенов. Объяснение этого фак-
та дается в работах [1, 7]. В горизонте Ю1 Харампурского месторождения содержится легкая малосмолистая нефть с содержанием П 1,8 % и 8 0,08 % (явно природная смесь нефти и отсепарирован-ного - при дегазации юрских залежей по разломам - конденсата). В качестве типичных представителей юрских северных нефтей, с одной стороны, можно привести нефти горизонта Ю1 Вынгаяхин-ского месторождения (отношение П/8 (%) = 3,58/0,24), с другой - Верхне-Часельского месторождения (П/8 (%) = 8,41/0,08), а также нефти горизонта Ю2-3 Еты-Пуровского (П/8 (%) = 5,33/0,5) и Уренгойского (П/8 (%) = 7,0/0,08) месторождений. Из пород юры на большинстве площадей восточной половины ЯНАО получены промышленные и непромышленные притоки и проявления именно ультрапарафиновых нефтей (П >10 %), сопровождающих угленосные толщи любого возраста (ассоциация уголь / вязкая высокопарафиновая нефть) [1, 2, 7].
Юрские нефти северо-восточных районов ЗСМП - высококачественные: средние и легкие по плотности, практически бессернистые, с низким содержанием смол и особенно асфальтенов, средне-, высоко- и ультрапарафиновые (содержание парафина - от 4-6 до 15-20 % и более), по геохимическому облику характеризуются как типично «континентальные», производные лейптинито-гумусового органического вещества (ОВ). Содержание легкого, алканового, бессернистого, парафи-нистого конденсата в газах среднеюрских ГК- и ГКН-залежей НПТР в целом обычно не превышает 150-200 г/м3 и снижается от горизонта Ю2-3 вниз по разрезу (в региональном плане). В горизонте Ю1 Пур-Тазовской НГО установлено повышенное и высокое содержание конденсата (до 300 г/м3) именно в силу генетических причин (повышенной доли лейптинитовых микрокомпонентов в ОВ глин верхней юры, имеющего смешанную природу сапропелево-гумусового типа).
Основные закономерности и особенности нефтегазоносности ПТНГО в целом и ее восточных районов, в частности, сводятся к следующему.
Согласно региональной закономерности степень газоносности недр ПТНГО увеличивается с юга на север и с запада на восток, в этом же направлении изменяются и все геохимические параметры жидких УВ в одновозрастных залежах.
От верхних горизонтов продуктивной части осадочного чехла к нижним уменьшается величина единичных скоплений УВ. То же наблюдается и внутри отдельных мегакомплексов - мелового (берриас-сеноман) и юрского.
Залежи УВ в породах неокома и юры характеризуются сложным строением, высокой литологической изменчивостью внутри природных газонефтенасыщенных резервуаров, наличием многочисленных боковых экранов фациального и тектонического (разломы) типов, что существенно осложняет как поиски, так и последующую разведку и освоение подобных скоплений.
Онтогенез УВ в осадочном чехле НПТР исследовался рядом ученых [1, 2, 5, 7]. Следует отметить, что изученность геохимических параметров газонефтематеринского ОВ нижнемеловых и средне-верхнеюрских пород ПТНГО значительно ниже, чем в более западных районах Надым-Тазовского междуречья (Уренгойском, Надымском и др.) [1, 7]. Содержанием Сорг выше среднего характеризуются глины и глинистые алевролиты в разрезе готерива-альба (1,4—1,7 %), относительно пониженным - валанжина-баррема (~1,0 %). С юго-запада на северо-восток области наблюдается существенное уменьшение содержания Сорг сапропелевого типа в кимеридж-волжских глинистокремнистых породах (от 7-8 до 3-4 % и менее). Повсеместно высоким содержанием рассеянного ОВ (добавим, и КОВ - углей) характеризуется нижне-среднеюрская толща (Сорг в глинах - от 2,5 до
3,5 % и более, угленасыщенность разреза достигает 3-5 %).
Созревание материнского ОВ определяется увеличением геотемператур при погружении пород, запечатленном в современном уровне катагенеза, определяемом по величине показателя отражения ви-тринита - Я°, %. В пределах исследуемой территории катагенетическая преобразованность валанжин-ской части разреза - низкая. На юго-востоке области в низах мела степень катагенеза не выходит за пределы градации ПК3 (бурые угли). Уровень катагенеза в низах верхнеюрской толщи (горизонт Ю1) находится в диапазоне Я° от 0,40-0,50 (протокатагенез) до начала мезокатагенеза - 0,55-0,60 % (МК13).
Необходимо отметить, что важнейший критерий нефтеносности - глубина погружения изоре-спленды (Я° = 0,5 %) - изменяется в диапазоне глубин от 2,3 до 2,8 км в зависимости от локальных геотермических условий.
Начало мезокатагенеза (Я° - 0,50-0,55 %) в кровле горизонта Ю2 фиксируется в пределах локальных структур: Нярыльской, Холмистой, Йохтурской, Красноселькупской (рис. 4).
Рис. 4. Схема катагенеза ОВ и пород в кровле тюменской свиты (горизонты Ю2-Ю4) юго-востока Пур-Тазовской НГО
Максимальный уровень катагенеза в пределах юго-востока ПТНГО отмечен в нижних горизонтах тюменской свиты на Харампурской, Верхне-Часельской и Северо-Толькинской площадях (Я° -от 0,85 до 1,0 %).
Таким образом, в разрезе среднеюрской толщи распространены плотные бурые (Б3), длиннопламенные (Д) и переходные к газовым (Г) угли, что соответствует градациям катагенеза по
Н.Б. Вассоевичу: ПК33 - МК2 (Я° - от 0,45 до 0,85 %). В низах юры на глубинах 3300-3800 м рас-
пространены газовые и жирные угли (Я° - от 0,8-0,9 на востоке области до 1,05-1,10 % на западе). Генетические расчеты на основе нефтегазоматеринских свойств пород нижнего мела и юры и уровня катагенеза ОВ в них показывают, что в их объеме были генерированы грандиозные объемы газа (в неокоме-апте и средней юре) и в меньшей степени битумоидов (в интервале средняя юра-валан-жин) [2, 3, 5]. Необходимо подчеркнуть, что породы позднеюрского возраста в значительной степени теряют битумопроизводящие свойства на всей территории ПТНГО, кроме ее юго-западных районов, где содержание Сорг сапропелевого типа в породах баженовской свиты составляет 5-8 %.
На примере многих месторождений ПТНГО ярко и рельефно проявилось влияние высоко- и среднеамплитудных проводящих/изолирующих разломов на общий характер геофлюидальной системы и современную картину размещения УВ-скоплений, особенно в меловых продуктивных комплексах [1, 5].
Исследованиями авторов установлено, что только частичное или полное разрушение газосодержащих залежей и масштабные утечки газа из нарушенных разломами ловушек в сеномане и юре НПТР дают нефти возможность образовать сколько-нибудь крупные скопления. Характерный пример трансформации первично-генетических газоконденсатных/газоконденсатно-нефтяных скоплений в нефтяные и нефтегазоконденсатные вследствие дегазации по среднеамплитудным разломам представляют собой юрские залежи гигантского Харамурского месторождения. Здесь легкая конденсатоподобная нефть ассоциирована с большими, «избыточными» объемами попутного газа (газовый фактор доходит до 350-400 м3/т). То же наблюдается и в сеномане Тазовского и особенно Русского месторождений, где тяжелая нефть в ловушках сопряжена с сухим метановым газом.Таким образом, типичными первично-генетическими скоплениями в породах верхней и особенно средней юры центральных и восточных районов ПТНГО должны быть ГКН и ГК, которые в ходе эволюционного развития юрской литолого-флюидальной системы в пределах ряда локальных структур трансформировались в НГК и нефтяные скопления, а газ рассеялся частично или полностью в нижнемеловой толще пород.
Согласно региональным и областным закономерностям граница «исчезновения» (затухания) промышленной газо- и особенно нефтеносности в породах неокома-апта должна проходить непосредственно к востоку от субмеридиональной линии месторождений Толькинское - Термокарстовое-Промысловое - Мангазейское. То есть вероятность открытия сколько-нибудь значительных месторождений УВ в неокомской толще в целом, на востоке территории крайне мала, невелика в низах валанжина-берриаса (горизонты БТ14-БТ19) и значительно увеличивается с глубиной в юрских горизонтах и нефтегазоносном комплексе зоны контакта осадочного чехла и фундамента (НГЗК), экранированных зональными покрышками яновстанской и точинской свит, а в нижней юре - глинами тогурской пачки. В целом, на востоке области юрский комплекс пород значительно более перспективен, чем нижнемеловые.
По официальным оценкам 1988, 1993, 2002 гг. начальные потенциальные геологические ресурсы УВ Пур-Тазовской области (без БХВ) составляют 30,4-33,6 млрд т у. т. Согласно последним расчетам ВНИИГАЗа (2007 г.) традиционные ресурсы УВ оцениваются в 19,2-20,0 млрд т у.т., в том числе неоткрытая часть (С3+Б) - 6,3-7,1 млрд т у.т. (минимально реальная величина перспективных и прогнозных ресурсов).
Начальные геологические ресурсы юрского комплекса с НГЗК в Пур-Тазовской области оцениваются авторами: по газу - в 2,8 трлн м3, по жидким УВ - 1,8 млрд т; прогнозные ресурсы газа -
2,5 трлн м3, нефти+конденсата - 1,2 млрд т. Таким образом, более половины неоткрытых ресурсов УВ связаны с юрским продуктивным комплексом и НГЗК по всей территории ПТНГО [3, 5, 7].
В связи с преимущественной газоносностью центральных и северных районов НПТР и с учетом разбуренности подавляющего числа сколько-нибудь крупных положительных структур (валов, куполовидных поднятий) очевиден вывод, что на их склонах, а также во впадинах и прогибах, слабо изученных бурением, будут открываться преимущественно средние и малые по запасам месторождения УВ, в том числе и многозалежные. Однако их «многозалежность» будет существенно ниже, чем на крупных поднятиях. Вероятно открытие нескольких (порядка 8-10) крупных месторождений (30-100 млн т у.т.) типа ГК, ГКН, НГК (маловероятно - чисто нефтяных) в северной половине НПТР, вне границ известных гигантских и уникальных месторождений. Впадины и прогибы южных районов НПТР «остаточно перспективны» на открытие большого числа мелких нефтяных ме-
сторождений, двух-трехзалежных, по одной в каждом из продуктивных комплексов/подкомплексов (неоком - возможно, юра - наиболее вероятно).
В пределах ПТНГО по всем комплексам наиболее перспективны Заполярная зона, центральные и восточные районы Пур-Тазовской области, южный склон Большехетской впадины от Восточно-Тазовского до Русско-Реченского месторождений.
В ПТНГО отдельные горизонты верхнего продуктивного надкомплекса (апт-альб-сеноман -низы сенона) имеют разные остаточные перспективы газонефтеносности.
В альб-сеноманском комплексе вместе с газ-салинской пачкой новые открытия возможны в северной половине Пур-Тазовской области, однако как общее число, так и запасы отдельных залежей будут невелики именно в силу генетических причин (сеноман во впадинах и в зонах окраинных моноклиналей непродуктивен - водоносен). Большое число мелких газовых залежей и отдельные средние будут открыты в горизонтах альба и апта восточной половины НПТР.
В объеме неокома центральных, южных и восточных районов ПТНГО «прогнозный фонд» неоткрытых залежей, особенно чисто нефтяных и крупнее 30-40 млн т у.т., по всем признакам близок к исчерпанию, и дальнейшие направленные поиски подобных скоплений вряд ли будут результативны, хотя попутные открытия многих десятков, возможно, первых сотен залежей типа ГК и ГКН в диапазоне крупности от 0,1-1,0 до 20-25 млн т у.т. будут продолжаться еще долгие годы, при бурении на более глубокие горизонты.
Максимальные остаточные перспективы нефтегазоносности неокома прогнозируются на северо-востоке Пур-Тазовской области, по аналогии с Русско-Реченским и другими месторождениями.
Наибольшими перспективами как газо-, так и нефтеносности и новых открытий характеризуются верхние горизонты юрского проницаемого комплекса в диапазоне песчано-алевролитовых горизонтов Ю1-Ю2-Ю3-4.
На крайнем юго-востоке области во всем перспективном диапазоне (юра, палеозой/рифей) должны преобладать газовые и ГК-скопления различной величины, но с запада на восток крупность единичных скоплений должна уменьшаться, по крайней мере, в средне-верхнеюрской части разреза.
Таким образом, в Пур-Тазовской области Западной Сибири в пределах ЯНАО предполагается открытие нескольких крупных (более 30 млрд м3), ряда средних и большого числа мелких по запасам месторождений свободного газа с залежами в кровле сеномана и в газ-салинской пачке турона-сенона (типа Ленской залежи на северо-западе оцениваемой территории), в низах неокома, в верхнеюрских и среднеюрских горизонтах (группы пластов Ю1-СГ и Ю2-Ю4), а также в базальных горизонтах юры и в НГЗК (повсеместно). Однако вряд ли какое-либо новое газосодержащее месторождение в пределах области превысит по запасам 100 млрд м3 - таковых неоткрытых перспективных объектов, вероятнее всего, не осталось. Возможно открытие залежей УВ в «коренном» палеозое, ниже НГЗК, однако их индивидуальные запасы не будут превышать 10-15 млн т у.т. (преимущественно, газ). Оставшаяся неоткрытой часть нефтяного потенциала будет распылена по нескольким средним и множеству преимущественно мелких (1,0-3,0 млн т извлек.), а также мельчайших скоплений (0,1-1,0 млн т) в стратиграфическом диапазоне от низов юры и НГЗК (на востоке) до неокома-апта в центральных районах области.
Общий прирост разведанных запасов (категории В+С1) за счет доразведки уже открытых месторождений (категория С2), опоискования их глубоких горизонтов и в целом проведения в ближайшие 15-20 лет поисково-разведочных работ на новые перспективные объекты преимущественно в восточных и юго-восточных районах ПТНГО всеми компаниями-операторами оценивается в
1,5-1,6 трлн м3 газа и в 550-600 млн т конденсата+нефти (преимущественно горизонты Ю1-Ю2-4 и низы мела, а также ГСП и неокомские горизонты) с потенциалом добычи газа 35-40 млрд м3/год и жидких УВ - 16-18 млн т/год. При этом общая добыча и газа, и нефти с конденсатом будет до 2020 г. постепенно увеличиваться (по газу - существенно) за счет включения в процесс разработки открытых и вновь открываемых месторождений и залежей УВ. В дальнейшем, примерно до 2035 г., произойдет «компенсационная» стабилизация газонефтедобычи. Таким образом, Пур-Тазовская область в пределах ЯНАО рассматривается как весьма перспективная для дальнейшего развития сырьевой базы газо- и нефтедобычи на северо-востоке Западно-Сибирской мегапровинции.
Список литературы
1. Ермаков В.И. Тепловое поле и нефтегазоносность молодых плит СССР / В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов. - М.: Недра, 1987.
2. Ермаков В. И. Геолого-геохимические и тектонические факторы прогноза газоносности севера Западной Сибири: обзор / В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов, Н.Н. Соловьев // Геология, методы поисков, разведки и оценки месторождений топливно-энергетического сырья. - М.: ЗАО «Геоинформмарк», 1997. - 134 с.
3. Жбаков В.А. Прогнозные ресурсы углеводородов юго-востока Пур-Тазовской области Западной Сибири и перспективы их изучения и освоения до 2030 года / В.А. Жбаков, В.А. Скоробогатов, Б.Л. Урасинов // Тез. докл. I Международной научно-практической конференции «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения» (ЦПКК-2007). - 26-27 ноября 2007 г. - М.: ВНИИГАЗ, 2007. - С. 60-62.
4. Сурков В.С. Нижнесреднеюрский комплекс Западно-Сибирской плиты - особенности его строения и нефтегазоносность / В.С. Сурков, Л.В. Смирнов, Ф.Г. Гурари и др. // Геология и геофизика. - 2004. - Т. 45. - № 1. - С. 55-58.
5. Сахончик К.Р. Прогноз нефтегазоносности средне-верхнеюрских отложений юго-востока Пур-Тазовской нефтегазоносной области: автореф. дис. / К.Р. Сахончик. - М., 2003. - 23 с.
6. Гриценко А.И. Сеноманский комплекс Западной Сибири: геология, разведка, разработка - будущее / А.И. Гриценко, В.И. Ермаков, Г.А. Зотов и др. // Газовая геология России. Вчера. Сегодня. Завтра. - М.: ВНИИГАЗ, 2000. - С. 18-36.
7. Строганов Л.В. Газы и нефти ранней генерации Западной Сибири / Л.В. Строганов, В.А. Ско-робогатов. - М.: Недра, 2004. - 415 с.
