CC BY
50
УДК 550.41.553.3 (491.4)
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ СРЕДНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ПОЛУОСТРОВА ЯМАЛ ПО ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИМ ДАННЫМ
Д.А.Новиков (Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А.Трофимука СО РАН)
В статье приведены результаты исследования гидрогеологических условий среднеюрских отложений п-ова Ямал и оценки перспектив нефтегазоносности по гидрогеологическим данным. Установлено, что в разрезе нижне-среднеюрского гидрогеологического комплекса развиты солоноватые, соленые воды и реже слабые рассолы с минерализацией до 51 г/дм3 хло-ридного натриевого, хлоридно-гидрокарбонатного натриевого и гидрокарбонатно-хлоридного натриевого составов (по С.А.Щукареву). По результатам комплексной интерпретации гидрогеологических данных выделены области с высокими, средними и низкими перспективами. Высокоперспективные земли приурочены к структурам юго-восточных районов Карской мегасинеклизы, юго-западных Южно-Карской мегаседловины и Бованенковско-Нурминского наклонного мегавала. Области распространения среднеперспективных земель расположены в центральных и южных районах п-ова Ямал и приурочены к южным регионам Пайхойско-Новоземельской мегамоноклизы, южным и центральным регионам Восточно-Пайхойской моно-клизы. Низкоперспективные земли приурочены к северным районам Ярудейского мегавыступа и контролируются границей Западно-Сибирского мегабассейна.
Ключевые слова: п-ов Ямал; гидрогеохимия; вертикальная гидрогеохимическая зональность; генезис воды; нефтегазовая гидрогеология; гидрогеологические критерии перспектив нефтегазоносности.
С начала поисково-разведочных работ на нефть и газ в Западной Сибири накоплен огромный фактический материал, отражающий химический и газовый составы подземных вод нефтегазоносных отложений. Общие сведения по гидрогеологии Западно-Сибирского мегабас-сейна, его зональности, специфике формирования ион-но-солевого состава, особенностям вод нефтяных и газовых месторождений приведены в работах Е.А.Барс, М.С.Гуревича, С.В.Егорова, Ю.Г.Зимина, А.А.Карцева,
A.Э.Конторовича, Н.М.Кругликова, Б.Ф.Маврицкого,
B.М.Матусевича, А.Д.Назарова, В.В.Нелюбина, Р.Г.Прокопьевой, О.В.Равдоникас, А.А.Розина, Б.П.Ставицкого, В.Б.Торговановой, Л.Г.Учителевой, О.Н.Яковлева и многих других авторов [6, 13].
Огромная роль воды в формировании осадочных пород и онтогенезе нефти и газа обусловливает стремление сформулировать критерии оценки перспектив на основе интеграции геологических, гидрогеологических, геохимических и других данных. Актуальность этого направления вытекает из осознания факта теснейшей многогранной связи нефти и газа с водой с очевидностью, вытекающей из основополагающих работ В.И.Вернадского, В.А.Сулина, Г.М.Сухарева, А.А.Карцева и других ученых.
В настоящее время основные месторождения газа (уникальные сеноманские залежи) — Медвежье, Уренгойское, Ямбургское — находятся на стадии падающей
добычи. В этой связи возникает острая необходимость поисков и разведки, скорейшего введения в разработку новых месторождений для сохранения добычи газа на прежних уровнях и его роста в соответствии с "Энергетической стратегией России" и стратегией развития ОАО "Газпром". Месторождения п-ова Ямал являются стратегической сырьевой базой, способной поддержать уровень добычи на длительный период. На Ямале открыто 25 месторождений, разведанные запасы которых составляют: газа — 10,4 трлн м3, конденсата — 228,3 млн т, нефти — 291,8 млн т (рис. 1). Компанией ОАО "Газпромом", согласно "Программе комплексного освоения месторождений п-ова Ямал и прилегающих акваторий", ведется целенаправленная работа по созданию Бованенковской, Тамбейской и Южной промышленных зон на п-ове Ямал. Первой в эксплуатацию вводится Бованенковская группа, включающая три базовых месторождения: Бованенковское, Харасавэй-ское и Крузенштернское. В настоящее время на Бова-ненковском месторождении ведется плановая работа по его обустройству. При этом возникает множество вопросов, связанных с освоением этих месторождений в условиях весьма хрупкого равновесия Ямальской тундры. С гидрогеологической точки зрения осваиваемая территория является слабоизученной, а без детальных знаний гидрогеологии нефтегазоносных отложений можно допустить серьезные ошибки при проектирова-
Рис. 1. ПОЛОЖЕНИЕ ИЗУЧЕННЫХ СТРУКТУР И МЕСТОРОЖДЕНИЙ на п-ове ЯМАЛ
75° 70°
70° 65°
М-
Границы: 1 - юрского осадочного бассейна, 2 - внутренней области и внешнего пояса, 3 - надпорядковых структур; месторождения: 4 - нефтегазокон-денсатные: 5 - Западно-Тамбейское, 10 - Бованенковское, 15 - Нейтин-ское, 17 -Арктическое, 19 -Средне-ямальское, 20 - Нурминское, 23 - Рос-товцевское, 25 - Новопортовское, 5 -газоконденсатные: 1 - Малыгинское, 3 -Тасийское, 4 - Северо-Тамбейское, 6 -Харасавэйское, 7 - Южно-Тамбейское, 8 - Крузенштернское, 13 - Запад-но-Сеяхинское, 16 - Байдарацкое, 21 - Хамбатейское, 22 - Малоямальское, 6 - газовые: 2 - Сядорское, 9 -Северо-Бованенковское, 11 - Восточ-но-Бованенковское, 12 - Верхнетиу-тейское, 14 - Нерстинское, 18 -Усть-Юрибейское, 24 - Каменномыс-ское; тектонические элементы: положительные - 7 - структуры нулевого порядка: А - Мессояхская наклонная гряда; 8-структурыI порядка: I-При-пайхойский мегавыступ, II - Бованен-ковско-Нурминский наклонный мега-вал, III - Ярудейский мегавыступ, IV -Медвежье-Нугинский наклонный мега-вал, V - Северо-Таймырский наклонный мегавал; 9 - структуры II порядка: 1 - Северо-Тамбейский мезовал, 2 -Южно-Тамбейское куполовидное ме-зоподнятие (кп), 3 - Нурминский мезо-вал, 4 - Геофизический мезовал, 5 -Южно-Ямальский мезовал, 6 -Щучьин-ский мезовал; 10 - структуры III порядка: 1 - Меридиональное кп, 2 - Южно-Седловинное кп, 3 - Крайнее кп, 4 -Восточно-Маточкинское кп, 5 - Раго-зинское кп, 6 - Шубертовский вал, 7 -Западно-Маточкинское кп, 8 - Подша-почное кп, 9 - Ниутеяхский наклонный вал, 10 - Малыгинский вал, 11 - Дровяное кп, 12 - Западно-Шокальский наклонный вал, 13 - Поелавойское кп, 14 - Западно-Зеленомысовское кп, 15 -Сядорское кп, 16 - Харасавэйское кп, 17 - Бованенковское кп, 18 - Восточ-но-Бованенковский вал, 19 - Пэксед-ское кп, 20 - Северо-Арктический вал, 21 - Южно-Арктический вал, 22 -Трехбугорное кп, 23 - Парусный вал, 24 - Малоямальское кп, 25 - Новопор-товский вал, 26 - Еркутаяхинское кп, 27 - Танловояхинский вал, 28 - Хады-таяхинское кп, 29 - Шугинский вал, 30 -Западно-Песцовое кп, 31 - Песцовый вал; отрицательные - 11 - надпоряд-ковые структуры нулевого порядка:
нии разработки крупнейших месторождений УВ и обосновании направлений дальнейших геолого-разведочных работ. Рассмотрим детальнее гидрогеологические особенности среднеюрских отложений п-ова Ямал в связи с оценкой перспектив их нефтегазоносности.
Геолого-гидрогеологические особенности региона
С 1959 г. в пределах п-ова Ямал были начаты региональные, ас 1961 г. — площадные геофизические работы методом отраженных волн (МОВ). В результате этих работ на территории полуострова и частично акватории Обской губы выявлено значительное число структур (Бованенковская, Нейтинская, Арктическая, Новопортовская, Сеяхинская, Преображенская и др.). Ввод их в глубокое бурение позволил открыть целый ряд крупных многопластовых месторождений, характеризующихся сложным геологическим строением [16].
Геологический разрез п-ова Ямал представлен пес-чано-глинистыми отложениями мезо-кайнозойского осадочного чехла, мощность которого варьирует от 2500-2800 м в южной части (по данным бурения) до 5000-7000 м (по данным сейсморазведки) в северной части п-ова [2, 8, 9, 16, 17, 19]. Чехол подстилается в разной степени метаморфизированными породами палеозойского фундамента, преимущественно карбонат-
Окончание подрис. подписи к рис. 1
А - Карская мегасинеклиза, В - Антипаютинско-Тадебеяхин-ская мегасинеклиза, С - Большехетская мегасинеклиза; 12 -структуры I порядка: I - Южно-Карская мегавпадина, II - Та-дебеяхский мегапрогиб, III - Яптиксалинская мегавпадина, IV - Нерутинская мегавпадина; 13 -структуры II порядка: 1 -Извилистая мезовпадина, 2 - Центрально-Карская мезовпа-дина, 3 - Северо-Гыданская мезовпадина, 4 - Верхнетамбей-ский мезопрогиб, 5 - Монгтеяхская мезовпадина, 6 - Пари-сентовская мезовпадина, 7 - Чугорная мезовпадина; 14 -структуры III порядка: 1 - Внешняя впадина, 2 - Белоостров-ская впадина, 3 - Белая впадина, 4 - Шапочная впадина, 5 -Скуратовская впадина, 6 - Глубокий прогиб, 7 - Дровяной прогиб, 8 - Шараповская впадина, 9 - Тивтейяхская впадина, 10 - Пыкахояхская впадина, 11 - Поруйская впадина, 12 -Первая Белая впадина, 13 - Верхнеесавэйяхская впадина,
14 - Нябыяхский прогиб, 15 - Муртыяхский прогиб, 16 -Верхнеяхская впадина, 17 - Южно-Геофизическая впадина, 18 - Каменномысская впадина, 19 - Еркутаяхская впадина, 20 - Западно-Новопортовская впадина, 21 - Ямбургская впадина, 22 - Верхненыдинский прогиб; промежуточные:
15 - мегамоноклизы Внешнего пояса: I- Пайхойско-Новозе-мельская мегамоноклиза, II - Зауральская мегамоноклиза; 16- мега-, мезо-, моноклинали Ямало-Карской депрессии: I - Северо-Карская моноклиза, II - Восточно-Пайхойская моноклиза; 17 - мегаседловины: I - Северная, II - ЮжноКарская
ного и терригенно-карбонатного составов. На севере и северо-востоке полуострова отложения чехла перекрыты вулканогенно-осадочным комплексом триаса (зоны Ямальского грабен-рифта и Северо-Ямальского меж-рифтового поднятия) [17-21].
В тектоническом отношении в пределах п-ова Ямал выявлены структуры трех порядков. Наиболее крупными из них являются Бованенковско-Нурминский наклонный мегавал, Северо-Гыданский и Ярудейский мегавы-ступы [1, 10].
Нефтегазоносность связана с отложениями мела, юры, а также верхней части палеозойского фундамента. Всего на территории п-ова выявлено 25 многопластовых месторождений нефти и газа [4, 9, 16]. Значительные по запасам месторождения открыты на прилегающем шельфе полуострова, а также в пределах Обской губы Карского моря (Ленинградское, Чугорьяхинское, Обское и др.) [5, 22]. В отложениях средней юры (ма-лышевский и вымский резервуары) открыто 14 газокон-денсатных залежей (Бованенковское, Харасавэйское, Малыгинское и др.) и 1 нефтегазоконденсатная (Ново-портовское) (рис. 2).
В соответствии с принятой гидрогеологической стратификацией [3, 11-13, 15], в разрезе нижнего гидрогеологического этажа этой части Западно-Сибирского мегабассейна выделяется четыре гидрогеологических комплекса: апт-альб-сеноманский, неокомский, нижне-среднеюрский и палеозойский (таблица). Согласно работам Г.Г.Шемина, О.М.Мкртчяна, А.И.Вару-щенко и С.В.Потемкиной, одной из основных особенностей п-ова Ямал является глинизация проницаемой части верхнеюрского гидрогеологического комплекса. Таким образом, оксфордский резервуар представлен песчаными линзами мощностью от 2-3 до 5-7 м, которые имеют "очаговое" развитие в пределах южных районов п-ова [14, 23]. В противовес этому существует мнение В.И.Кислухина, Е.А.Брехунцовой и А.А.Шрейнер о широком площадном развитии верхнеюрских песчано-алев-ритовых пород в пределах всего п-ова Ямал [7]. Автор статьи придерживается мнения первой группы исследователей и считает выделение верхнеюрского гидрогеологического комплекса в пределах п-ова Ямал нецелесообразным.
В настоящей статье основное внимание уделено гидрогеологической характеристике среднеюрских отложений, являющихся частью нижне-среднеюрского гидрогеологического комплекса.
В целом нижне-среднеюрский комплекс включает отложения малышевской, леонтьевской, вымской, лай-динской, надояхской, китербютской, шараповской, ле-винской и зимней свит, сложенных чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В нем установлены солоноватые, соленые воды и реже слабые рассолы с минерализацией до 51 г/дм3 хлоридного натриевого и
Рис. 2. МОДЕЛЬ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ Ю2 (А) И ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ СРЕДНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ПО ЛИНИИ I - I (Б) НОВОПОРТОВСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (по А.М.Брехунцову, Г.Г.Шемину и ар., с добавлениями автора)
А ^^
^^ 126
Насыщение коллектора: 1 - газ, 2 - нефть, 3 - вода; 4 - непроницаемые песчаники -ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 62013-
Гидрогеологическая характеристика водоносных комплексов
Водоносные комплексы
Показатели апт-альб-сеноманский
неокомский среднеюрский палеозойский*
Водовмещающие отложения
Свита марресалинская, танопчинская малышевская, фундамент и его
яронгская, танопчин-ская (верхняя часть) (нижняя часть), ахская леонтьевская, вымская, лайдин-ская, надояхская, китербютская, ша-раповская, левин-ская, зимняя кора выветривания
Пласт П^1-24 ТП17-26, БЯ10-25, АН1_ц, НП0_ц, Ач1-4 Ю2-23 М, М1
Мощность, м 1000-1300 1000-1500 200-2000 вскрыто до 250
Температура, оС 24-76 51-96 66-112 77-107
Пластовые давления, МПа 10,4-29,4 18,9-36,8 21,9-71,0 24,6-36,0
Состав подземных вод
рН 6,4-9,1 (8,1) 7,0-8,9 (7,9) 7,3-8,5 (8,1) 6,9-8,9 (8,4)
НСОз, мг/дм3 61-4830 (1646) 110-4575 (1807) 85-2879 (1680) 244-2501 (1408)
SO24~, мг/дм3 1-132 (31) 2-198 (24) 2-218 (26) 10-88 (24)
Cl-, г/дм3 0,5-11,5 (3,8) 0,3-14,3 (2,9) 1,8-29,1 (5,4) 1,7-6,3 (3,5)
Br-, мг/дм3 0,5-46,6 (16,5) 0,5-57,0 (14,4) 9,7-214,9 (43,2) 5,9-28,2 (11,2)
I-, мг/дм3 0,4-12,0 (4,5) 0,2-32,7 (5,7) 2,2-135,9 (13,3) 0,8-7,9 (3,5)
Na+, г/дм3 0,4-7,7 (3,0) 0,3-9,7 (2,7) 1,6-15,7 (3,9) 1,7-4,3 (2,9)
Ca2+, мг/дм3 4-1600 (159) 5-1106 (74) 8-3110 (167) 8-94 (37)
Mg2+, мг/дм3 2-176 (18) 1-232 (16) 2-141 (37) 2-41 (14)
K+, мг/дм3 9-116 (35) 4-249 (44) 22-170 (59) 25-388 (47)
NH;, мг/дм3 0,1-30,0 (6,5) 0,2-48,0 (10,2) 5,0-112,5 (18,2) 1,5-22,5 (11,4)
SiO2, мг/дм3 1,6-74,0 (22,8) 4,0-90,0 (35,8) 10,0-62,0 (29,2) 5,0-90,0 (34,9)
B+, мг/дм3 0,1-21,4 (5,1) 0,4-80,0 (6,6) 2,9-73,1 (14,4) 2,6-107,6 (16,4)
F-, мг/дм3 0,2-10,0 (2,7) 0,2-8,6 (3,6) 0,5-5,5 (1,6) 0,5-6,0 (2,5)
Нафтеновые кислоты, мг/дм3 — 0,1-5,7 (0,8) 0,1-1,2 (0,4) 0,2-2,6 (0,8)
Сумма, г/дм3 2,0-21,9 (8,6) 2,0-25,2 (7,4) 2,8-51,0 (11,6) 2,5-11,9 (8,1)
/Na//Cl 0,40-3,85 (1,48) 0,48-7,52 (1,83) 0,59-2,23 (1,23) 1,03-1,57 (1,48)
Cl/Br 90-1509 (287) 40-1060 (261) 135-411 (266) 225-448 (320)
HCO3/Cl 0,01-8,08 (0,85) 0,01-7,83 (1,20) 0,01-2,22 (0,49) 0,07-0,87 (0,46)
/Na/(/Ca +/Mg) Следы-145 (44) 1-476 (47) 1-194 (40) 17-200 (66)
Br/I 0,9-39,1 (4,8) 0,2-96,1 (3,5) 1,0-15,3 (3,1) 1,7-8,7 (3,7)
Солевой состав вод (по С.А.Щукареву) Хлоридный натриевый, хлоридно-гидрокарбонатный натриевый, гидрокарбонатно-хлоридный натриевый
Число анализов 303 459 87 24
* Данные по составу подземных вод приведены по Новопортовскому месторождению. Примечание. Предельные значения (среднее арифметическое).
Рис. 3. СХЕМАТИЧЕСКАЯ КАРТА ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА ПОДЗЕМНЫХ ВОД (А) И ВОДОРАСТВОРЕННЫХ ГАЗОВ (Б)
СРЕДНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ п-ова ЯМАЛ
Тип воды (по С.А.Щукареву): 1 -хлоридный натриевый (Са > 10 %-экв), 2-хлоридный натриевый, 3 - хлоридно-гидрокарбо-натный натриевый; 4 - месторождение и залежи (в скобках число и фазовый тип залежей): а - отсутствуют, б - газоконденсат-ные, в - нефтегазоконденсатные; УВ-тип водорастворенных газов (по Л.М.Зорькину): 5 - жирный (ТУ > 5 %), 6 - полужирный (ТУ порядка 3-5 %), 7 - тощий (ТУ порядка 1-3 %), 8 - сухой (ТУ < 1 %)
хлоридно-гидрокарбонатного натриевого типов (по С.А.Щукареву). В пределах Бованенковской и Новопор-товской структур развиты воды хлоридного натриевого типа с повышенной (> 10 %-экв) долей кальция (рис. 3, А). Анализ гидрогеохимических материалов показал, что наиболее соленые воды приурочены к северным (наиболее погруженным) районам полуострова. Все воды содержат растворенные газы с концентрацией СН4 > 80 %, его гомологов — от 0,5 до 12 % (см. рис. 3, Б) и азота — до 15 %. Газонасыщенность вод варьирует в широких пределах — от 0,9 до 5,7 л/л.
Основной гидродинамической особенностью северной и центральной частей п-ова Ямал является широкое развитие аномально высоких пластовых давлений как в юрских, так и вышележащих, вплоть до нео-комских, горизонтах. Случаи повышенных и аномально высоких давлений следует трактовать как признак высокой степени закрытости недр, характерной для гидрогеологических систем элизионного типа, напор в ко-
торых создается при выжимании вод из уплотняющихся осадков и пород в коллекторы и частично при уплотнении самих коллекторов с выжиманием вод из одних их частей в другие [6, 13]. Особенно широко аномально высокие пластовые давления развиты в юрских водоносных горизонтах. Характеристикой этого явления принято считать коэффициент аномальности (Ка) — отношение фактического пластового давления к гидростатическому (с учетом плотности подземных вод в данном разрезе). Так, на Бованенковском месторождении Ка = 2,0 (низы юры), а на Малыгинском — 1,9 (пласты Юб_7). В южных регионах полуострова гидродинамический режим носит более спокойный характер, что связано с близостью окраинных частей бассейна.
В целом же комплексы гидродинамически изолированы друг от друга мощными флюидоупорами. Их обособленность нарушается лишь на локальных участках, где развиты многочисленные разломы, тектонические нарушения и литологические окна.
Рис. 4. ЗАВИСИМОСТЬ СОЛЕНОСТИ ПОДЗЕМНЫХ ВОД ОТ ГЛУБИНЫ ЗАЛЕГАНИЯ ВОДОНОСНЫХ ГОРИЗОНТОВ В ПРЕДЕЛАХ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ п-ова ЯМАЛ (А), ЕГО СЕВЕРНЫХ (Б) И ЮЖНЫХ (В) РЕГИОНОВ И РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТИПОВ ВЕРТИКАЛЬНОЙ ГИДРОГЕОХИМИЧЕСКОЙ ЗОНАЛЬНОСТИ В ЕГО ПРЕДЕЛАХ (Г)
Водоносные комплексы: 1 - апт-альб-сеноманский, 2- неокомский, 3 - нижне-среднеюрский, 4 - палеозойский; 5 - граница северной (нормальной) и южной (инверсионной) гидрогеохимических областей; тип вертикального гидрогеохимического разреза: 6 - нормальный, 7 - инверсионный
Рис. 5. ГИДРОГЕОХИМИЧЕСКИЙ КОРРЕЛЯЦИОННЫЙ ГРАФИК ПОДЗЕМНЫХ ВОД НИЖНЕ-СРЕДНЕЮРСКОГО ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА п-ова ЯМАЛ
/Na/VCI
100 ю 1 10000,0-1-7-7-71
0,1 1,0 10,0 100,0 1000,0 10000,0 Содержание Na, мг-экв/л
Типы вод: A -с резким преобладанием конденсатогенных, B -смешанные (конденсатогенные, древние инфильтрогенные, литогенные), C- преимущественно седиментогенные, D - се-диментогенные рассолы
Гидрогеохимическая зональность и генезис подземных вод
Сложность геологических условий в пределах п-ова Ямал нашла закономерное отражение в гидрогеологических особенностях разреза, площадном распространении вод различной минерализации, геохимических и генетических типов. Во-первых, нижне-средне-юрские отложения характеризуются закономерным ростом солености подземных вод с юга от Новопортов-ской структуры (8-10 г/дм3) на север к Малыгинскому месторождению (45-51 г/дм3). Этот рост можно объяснить значительным погружением пород этого возраста с 1,5-2,0 км на юге до 4,5-5,5 км на севере полуострова. Во-вторых, в этом же направлении происходит смена фациальных условий — мелководной части шельфа и обрамляющих его дельтовых платформ, прибрежных низменных равнин, периодически заливавшихся морем, Нижнеобской фациальной зоны более глубоководными отложениями Ямальской фациальной зоны и, как следствие, захоронением на севере изначально седимента-ционных вод более высокой степени минерализации. В-третьих, южные районы п-ова Ямал расположены на незначительном удалении от прибортовых участков Западно-Сибирского мегабассейна, где на протяжении многих миллионов лет идут процессы промыва осадочного чехла инфильтрационными водами и постепенного разбавления и вытеснение седиментационных.
Детальные гидрогеохимические исследования позволили выявить два принципиально разных типа вертикальной гидрогеохимической зональности для южных и северных регионов полуострова Ямал (рис. 4, А). Для южных районов характерен инверсионный тип вертикального гидрогеохимического разреза (см. рис. 4, В), а для северных — прямой (см. рис. 4, Б). Граница областей с разными типами вертикальной гидрогеохимической зональности проведена между Бованенковским — Нерстинским и Нейтинским — Арктическим месторождениями (см. рис. 4, Г). Одной из причин инверсии состава подземных вод в южных районах полуострова следует считать близость границ Западно-Сибирского мегабассейна и, следовательно, значительную степень промы-тости отложений осадочного чехла.
Основные различия генетических типов вод выявляются при анализе коэффициента метаморфизации лЫа//С! (рис. 5). Помимо упомянутых седиментогенных и древних инфильтрогенных вод особое значение в пределах среднеюрских отложений нижнего гидрогеологического этажа приобретают конденсатогенные воды, формирующиеся одновременно с образованием УВ-залежей, литогенные — обязанные своему появлению процессам термодегидратации глинистых минералов, и седиментогенные рассолы, проникающие из палеозойского фундамента путем вертикальной миграции.
Перспективы нефтегазоносности среднеюрских отложений по гидрогеологическим данным
Как показали результаты комплексных гидрогеологических исследований, п-ов Ямал характеризуется наличием благоприятных условий для генерации, аккумуляции и сохранения УВ-залежей. Исследуемая территория с востока контролируется глубокой синекли-зой, осложненной структурами разного порядка. Главными особенностями геологического разреза являются большая мощность нижне-среднеюрских отложений (до 1,5 км) и присутствие в разрезе морских и континентальных фаций, подвергшихся высокой степени ка-тагенетической преобразованности. В отложениях средней юры к настоящему времени открыто 14 газо-конденсатных залежей и 1 нефтегазоконденсатная. Наряду с ловушками пластово-сводового типа широко распространены структурно-литологические, литологи-ческие и ограниченные.
Среди комплекса гидрогеологических показателей нефтегазоносности особое внимание было уделено изучению группы гидрогеохимических (ионно-солевых) показателей и микроэлементов, показателей водораст-воренных газов и водорастворенного ОВ. Из комплекса показателей, как наиболее информативные в наших
условиях, были выбраны: общая газонасыщенность, л/л; общая минерализация, г/дм3; состав подземных вод и водорастворенных газов; результаты расчета равновесий в системе вода — газ; степень насыщения подземных вод газами; ЕТУ, %; содержания NH4, Br, B, I, мг/дм3, нафтеновых кислот, бензола и толуола.
Установлено, что в изученных отложениях наибольшие перспективы следует связывать с площадями, в пределах которых выявлены пластовые воды с повышенной минерализацией хлоридного натриевого состава, пониженными значениями хлорбромного коэффициента, кальций-магниевым отношением, метановым составом водорастворенных газов с общей газонасыщенностью пластовых вод > 1,8 л/л и т.д. Выявлены аномалии содержаний в пластовых водах брома, йода и нафтеновых кислот.
Детальный анализ гидрогеологических материалов позволил выявить в пределах среднеюрских отложений земли с высокими, средними и низкими перспективами нефтегазоносности (рис. 6).
Высокоперспективные земли приурочены к структурам юго-восточных районов Карской мегасинеклизы, юго-западных — Южно-Карской мегаседловины и Бова-ненковско-Нурминского наклонного мегавала. Области распространения среднеперспективных земель расположены в центральных и южных районах п-ова Ямал и приурочены к южным регионам Пайхойско-Новоземе-льской мегамоноклизы, южным и центральным регионам Восточно-Пайхойской моноклизы. Низкоперспективные земли тяготеют к северным районам Ярудейско-го мегавыступа и контролируются границей осадочного бассейна.
Таким образом, проведенный анализ гидрогеологических данных позволяет высоко оценить перспективы нефтегазоносности среднеюрских отложений большей части п-ова Ямал.
Литература
1. Беляев С.Ю. Структура юрского комплекса севера Широтного Приобья (Западная Сибирь) / С.Ю.Беляев и др. // Геология и геофизика. — 1999. — Т. 40. — № 9.
2. Бочкарев В.С. Строение фундамента Западно-Сибирской плиты и некоторые общие вопросы тектоники платформенных областей / В.С.Бочкарев // Проблемы тектоники нефтегазоносных областей Сибири // Тр. ЗапСибНИГНИ. — Вып. 125. - 1977.
3. Гидрогеология СССР. Т. XVI. Западно-Сибирская равнина (Тюменская, Омская, Новосибирская и Томская области). - М.: Недра, 1970.
4. Ермилов О.М. Особенности геологического строения и разработки уникальных залежей газа Крайнего Севера Западной Сибири / О.М.Ермилов, О.Н.Карогодин, А.Э.Конторо-вич и др. — Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2004.
5. Захаров Е.В. Основные результаты и перспективы развития работ по выявлению и освоению углеводородных
Рис. 6. СХЕМАТИЧЕСКАЯ КАРТА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ СРЕДНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ п-ова ЯМАЛ ПО ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИМ ДАННЫМ
Категории перспективных земель: 1 - высокоперспективные, 2 - среднеперспективные, 3 - низкоперспективные; гидрогеохимические аномалии по содержанию: 4 - брома - > 80 мг/дм3, 5 - йода - > 25 мг/дм3, 6 - нафтеновых кислот - > 1 мг/дм3; контуры: 7 - земель по перспективности гидрогеохимических аномалий: 8-по брому, 9-по йоду, 10-по нафтеновым кислотам
месторождений на шельфе Карского моря / Е.В.Захаров, В.А.Холодилов, К.А.Мандель // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2004. — № 9.
6. Карцев A.A. Гидрогеология нефтегазоносных бассейнов / А.А.Карцев, С.Б.Вагин, В.М.Матусевич. — М.: Недра, 1986.
7. Кислухин В.И. Особенности геологического строения верхнеюрских осадочных образований на п-ове Ямал / В.И.Кислухин, Е.А.Брехунцова, А.А.Шрейнер // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2003. - № 4-5.
8. Конторович А.Э. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э.Конторович, И.И.Нестеров, Ф.К.Салманов и др. — М.: Недра, 1975.
9. Конторович А.Э. Геология и полезные ископаемые России. В 6 томах. Т. 2. Западная Сибирь / Ред. В.П.Орлов, А.Э.Конторович, В.С.Сурков. — СПб.: Изд-во ВСЕГЕИ, 2000.
10. Конторович В.А. Тектоническое строение и история развития Западно-Сибирской геосинеклизы в мезозое и кайнозое. Тектоническая карта юрского структурного яруса За-
падно-Сибирской нефтегазоносной провинции (вкладка) / В.А.Конторович, С.Ю.Беляев, А.Э.Конторович и др. // Геология и геофизика. - 2001. - Т. 42. - № 11-12:
11. Кругликов Н.М. Гидрогеология Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна и особенности формирования залежей углеводородов / Н.М.Кругликов, В.В.Нелюбин, О.Н.Яковлев. - Л.: Недра, 1985.
12. Матусевич В.М. Геохимия подземных вод ЗападноСибирского нефтегазоносного бассейна / В.М.Матусевич. -М.: Наука, 1976.
13. Матусевич В.М. Геофлюидальные системы и проблемы нефтегазоносности Западно-Сибирского мегабассейна / В.М.Матусевич, А.В.Рыльков, И.Н.Ушатинский. - Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2005.
14. Мкртчян О.М. Некоторые аспекты региональной геологической модели верхнеюрских отложений Западной Сибири / О.М.Мкртчян, А.И.Варущенко С.В.Потемкина // Геология нефти и газа. - 2005. - № 1.
15. Розин A.A. Подземные воды Западно-Сибирского артезианского бассейна и их формирование / А.А.Розин. -Новосибирск: Наука, 1977.
16. Салманов Ф.К. Ямальский нефтегазоносный район Тюменской области / Ф.К.Салманов и др. // Геология нефти и газа. - 1973. - № 7.
17. Сурков В.С. Фундамент и развитие платформенного чехла Западно-Сибирской плиты / В.С.Сурков, О.Г.Жеро. -М.: Недра, 1981.
18. Сурков В.С. Триасовая рифтовая система Западно-Сибирской плиты, ее влияние на структуру и нефтегазо-носность платформенного мезозойско-кайнозойского чехла / В.С.Сурков, А.А.Трофимук, О.Г.Жеро и др. // Геология и геофизика. - 1982. - № 8.
19. Сурков В.С. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры Западно-Сибирской плиты / Ред. В.С.Сурков. -М.: Недра, 1986.
20. Сурков В.С. Раннемезозойский рифтогенез и его влияние на структуру литосферы Западно-Сибирской плиты / В.С.Сурков, Л.В.Смирнов, О.Г.Жеро // Геология и геофизика. - 1987. - № 9.
21. Сурков В.С. Нижне-среднетриасовый рифтогенный комплекс Западно-Сибирского бассейна / В.С.Сурков, Л.М.Казаков, В.П.Девятов, Л.В.Смирнов // Отечественная геология. - 1997. - № 3.
22. Холодилов В.А. Научно-производственный опыт проведения геолого-разведочных работ в акваториях Обской
POSSIBILITIES OF OIL-AND-GAS CONTENT IN MIDDLE-JURASSIC DEPOSITS OF YAMAL PENINSULA BY HYDRO-GEOLOGICAL DATA
Novikov D.A. (Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS)
The article deals with the results of studying hydrogeological condition of Middle-Jurassic deposits of Yamal peninsula and estimates its possibilities of oil-and-gas content by hydrogeological data. It was established , that in cross-section of Lower and Middle-Jurassic hydrogeological system are developed saltish and salt water, rare weak brine with mineralization up to 51 g/dm3 sodium chloride, sodium bicarbonate chloride and sodium chloride bicarbonate types of water (according to S.A. Schukarev).
High, medium and low potential areas were determined by results of complex interpretation of hydrogeological data. High-potential areas are associated with south-east region of Kara megasyncline, south-west South-Kara megasaddle and Bovanenkovsko-Nurminskii inclined megabar. Zones with medium possibilities situated in central and south parts of Yamal peninsula, are confined to south region of Pai-hoisko-Novozemeleskaya megamonoclise, south and central region of East-Paihoiskaya monoclise.
Low-potential areas are related to north parts of Yarudeiskii megauplift and controlled by West Siberian megabasin border.
Key words: Yamal peninsula; hydrogeochemistry; vertical hydroge-ochemical zonality; water genesis; petroleum hydrogeology; hydro-geological criteria of oil-and-gas perspective.
и Тазовской губ / В.А.Холодилов, А.Д.Дзюбло, Н.А.Турен-ков и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2004. — № 9.
23. Шемин Г.Г. Модель строения, условия формирования и перспективы нефтегазоносности верхнеюрских отложений Севера Западно-Сибирской НГП и прилегающей акватории Карского моря / Г.Г.Шемин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2004. — № 10.
© Д.А.Новиков, 2013
Амитрий Анатольевич Новиков, заведующий лабораторией, кандидат геолого-минералогических наук, NovikovDA@ipgg.sbras.ru.
Уважаемые ав/Оо/гм!
2)ил ш/&иисации статей в Mct/fuuue "Теология яефпш и газа " нео&сое/имо вьмолнмпь слес/цкчцие Щгейования Шекай аЯа&ей н(шсммг&Ися на quace или но элеюн/гонной поч>Яе 6 /йекаЯовых /гее/аюно/гах Word 6.0, 7.0 или Word 7.0/97 t/лл Windows. Uaxtoctnfianuii желаМельно nftuarUaMb 6 uße/Oe в cpoftMcuiiax любой ßeftcuu Corel 2)raur или ЛЗУ- с/игз[1еишшем не менее 300 /Почек. Щюсьйа иллюстрации, выполненные 6 эМих nftoifuuuwx, не шхиеща&ь 6 Word. Список. JMt&efuufU/fm не ог/шничен, люжно ссыисиЯься на со<5ан£ешше /юйогйы.
