CC BY
40
ПРЕДПОСЫЛКИ ФОРМИРОВАНИЯ КРУПНЫХ и УНИКАЛЬНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГАЗА НА АРКТИЧЕСКОМ ШЕЛЬФЕ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Ф.К.Салманов (РАН), А.С.Немченко-Ровенская (ВНИИгеосистем), Н.Х.Кулахметов, А.В.Рыльков (ЗапСибНИГНИ)
Северная часть Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП) характеризуется преимущественным газонакоплением и является одним из крупнейших газодобывающих регионов, играющих существенную роль в топливно-энергетическом балансе мира. Она прочно удерживает мировое первенство по концентрации запасов и числу уникальных, крупнейших и крупных газовых месторождений. Прогнозные ресурсы газа оцениваются в 100 трлн м3, около половины из которых относятся к промышленным категориям.
Дальнейшее наращивание запасов УВ-сырья Западно-Сибирской НГП связано преимущественно с освоением арктического шельфа и акваторий Тазовской и Обской губ. Согласно прогнозной оценке акваториальная часть Западно-Сибирской НГП является крупнейшей по величине и плотности ресурсов УВ в сравнении с другими акваториями России и содержит по прогнозной оценке около 60 трлн м3 газа в юрско-меловой толще. На акватории Карского моря в настоящее время открыты крупнейшие газовые месторождения — Русанов-ское и Ленинградское с общими запасами 9 трлн м3, которые стоят в одном ряду с гигантскими газовыми месторождениями п-ова Ямал. Установлены крупные Кропоткинское, Скуратовское, Нярмейское поднятия, суммарные перспективные ресурсы
которых могут превысить 6 трлн м3. Суммарные запасы газа в этих и других еще не разбуренных структурах акватории оцениваются в 15-20 трлн м3. Эти структуры представляют важнейший объект для постановки поисково-разведочных работ в XXI в. (рис. 1) [2].
Северное продолжение Западно-Сибирской НГП охватывает южную часть акватории Карского моря, где выделяется Южно-Карская синеклиза, выполненная отложениями платформенного чехла палеозойского и мезозойско-кайно-зойского возраста общей мощностью 10-12 км.
Южно-Карская синеклиза, являющаяся северным акваториаль-ным продолжением Западно-Сибирской плиты, ограничена с запада Новоземельским орогеном, с севера так называемым Северо-Новоземельским порогом или Северным гемивалом. К поверхности гетерогенного фундамента (по данным КМПВ) предположительно отнесен преломляющийся горизонт с граничной скоростью 6,5-6,8 км/с, залегающий на глубине 7-10 км в прибортовых частях и 13-16 км в центральной части района. В направлении к Новозе-мельскому орогену поверхность фундамента поднимается, достигая практически дна моря. Вполне вероятно, что сопряжение мезозойского чехла Южно-Карской си-неклизы с Новоземельским ороге-
ном носит тектонический характер. Возраст фундамента предположительно допалеозойский. В центральных частях Южно-Карского шельфа осадочный комплекс можно разделить на рифей-палеозойский — авлакогенный, среднепалеозой-ский — параплатформенный, перм-ско-триасовый — тафрогенный, юрско-кайнозойский — плитный [1].
В настоящее время вся Южно-Карская синеклиза и прилегающие территории покрыты сетью сейсмических профилей, что позволило провести тектоническое районирование по наиболее перспективным в нефтегазоносном отношении неоком-сеноманским отложениям. В шельфовой части синеклизы выделяется ряд структур первого порядка: Новоземельская моноклиза, Южно-Карская синеклиза, Сверд-рупская моноклиза и Таймырский мегавыступ.
В пределах моноклиз, в результате выклинивания нижних горизонтов осадочного чехла, происходит резкое сокращение мощностей платформенных отложений. Отложения верхнего юрско-мелового структурного яруса моноклинально, без видимых структурных отложений, воздымаются в сторону обрамления. В южной части Новозе-мельская моноклиза смыкается с внешним моноклинальным обрамлением Западно-Сибирской плиты. Протяженность ее до 1400 км, ширина — 60 км (рис. 2).
Рис. 1. КАРТА ОСНОВНЫХ НАПРАВЛЕНИЙ ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ В КАРСКОМ МОРЕ
Месторождения: 1 - нефтяные, ¿'-нефтегазовые, 3- нефтега-зоконденсатные, 4 - газоконденсатные, 5 - газовые; 6 - структурные элементы: а - надпорядковые (6 - Пайхойско-Новозе-мельский ороген, 7 - Западно-Сибирская плита, 8 - Таймырская складчатая область), б-1 порядка (8- Новоземельская мо-ноклиза, 9 - Пайхойско-Таймырская мегаседловина, 10 -Пур-Гыданская впадина, 11 - Таймырский мегавыступ, 12 -Свердрупская моноклиза, 13- седловина Альбанова), в - II порядка {1 - свод Федынского, 5 - прогиб Седова, 6 - гемивал Панкратьева, 7- прогиб Панкратьева, 8- прогиб мыса Желания, 11 - Западно-Карская система прогибов, izP-мегапрогиб Северный, 14 - Восточно-Карская система прогибов), г-III порядка (18 - Гуляевский вал, 19- Медынский вал, 20 - Северный вал, 21 - Обручевский гемивал, 22 - Вайгачский прогиб, 23 - Ямальский прогиб, 24 - Ноябрьский прогиб, 25 - Пекинский прогиб, 26 - прогиб Благополучия, 27 - Русановско-Ле-нинградский вал, 28- Приновоземельский вал, 29- Скуратов-ский вал, 30 - прогиб Северный, 31 - Скуратовская ступень, 32- Белоостровский прогиб, 33 - Малыгинский вал, 34 - Нур-минский вал, 35 - Тамбейский вал, 36 - Юрибейский вал, 37-Гыданский вал, 38 - прогиб Св.Анны, 39 - выступ Вильчека, 40- вал Вернадского, 41 - Северо-Карский прогиб, 42- прогиб Седова, 43 - Кировский вал, 44 - поднятие Уединения, 45 -прогиб Ермаковский, 46 - прогиб Нансена)
Шз Ш\ 4 Ш\ъ 1И1А1Ф1©
Рис. 2. ГЕОЛОГИЧЕСКИИ РАЗРЕЗ ЮЖНОЙ ЧАСТИ КАРСКОГО МОРЯ
Мощность осадочного чехла в пределах Южно-Карской синекли-зы изменяется от 3-4 до 10-12 км. Наибольшие значения мощностей приходятся на довольно обширную Западно-Карскую систему прогибов. Основные особенности большинства структурных элементов более низкого порядка обусловлены блоковым строением фундамента. К ним относятся Обручевский геми-вал, Русановско-Ленинградский, Скуратовский и другие валы, Ямальский и Белоостровский прогибы (см. рис. 1).
Границы отдельных блоков фундамента и соответствующих им структурных форм контролируются сбросами. Максимальная толщина пермо-триасового этажа приурочена к Западно-Карской системе прогибов, где она достигает 4-5 км. Наименьшие толщины варьируют от 1,0 до 2,5 км на выступах фундамента.
Для триасовых отложений характерны выклинивание нижних частей разреза на выступах фундамента и существенное изменение их толщины, что свидетельствует о сопровождении процессов осадкона-копления блоковыми подвижками фундамента. Верхнетриасовые отложения характеризуются площадным распространением без явно выраженных проявлений дизъюнктивной тектоники.
Плитный комплекс включает отложения от юрского до четвертичного возраста. Максимальная их толщина установлена в Пекинском, Ямальском и Новоземельском прогибах и составляет 6,5-7,2 км. Одной из характерных особенностей юрско-меловых отложений является практически полное отсутствие во внутренних частях бассейна разрывных нарушений, что объясняется тектонической стабильностью Западно-Сибирской плиты в юр-
ское и последующее время. К югу от Западно-Карской системы прогибов расположен Обручевский ге-мивал. Он осложнен рядом локальных поднятий: Московским, Кручев-ским, Амдерминским и Крузен-штернским. Наиболее четко гемивал выражен по юрским отложениям. Амплитуда его по нижнемеловым отложениям составляет 200-250 м (см. рис. 2).
К востоку от Западно-Карской системы прогибов расположена довольно обширная приподнятая зона, состоящая из двух валов — Русановско-Ленинградского и Ску-ратовского. Они достаточно уверенно выделяются по трем различным стратиграфическим уровням — горизонтам М1 (К1а), Г (К2) и Б. К востоку от Скуратовского вала выделяется Белоостровский прогиб. Протяженность его — 350-370 км, ширина — 50-60 км, а амплитуда по юре превышает 200-250 м.
С юго-востока Южно-Карская впадина ограничена Пайхойско-Таймырской мегаседловиной. В осадочном чехле она разделяет Южно-Карскую синеклизу и Пур-Тазовскую впадину. Седловина осложнена многочисленными валами: Нурминским, Тамбейским, Ма-лыгинским (на п-ове Ямал) и Юри-бейским (на п-ове Гыдан).
Из всех арктических областей России Южно-Карская нефтегазоносная область (НГО) является самой северной. По аналогии с северными областями материковой части
Западной Сибири она рассматривается как газонефтеносная с примерно четырехкратным превышением ресурсов газа над ресурсами нефти.
Бурение только трех первых поисковых скважин в Карском море привело к открытию Русановского и Ленинградского газовых месторождений, которые относятся к категории крупнейших (табл. 1). В акваториях Тазовской и Обской губ открыто четыре газовых месторождения (Северо-Каменномысское, Обское, Чугорьяхинское, Каменно-мысское-море).
Продуктивность месторождений связана с альб-сеноманским и апт-альбским комплексами, коррелируемыми с разрезом месторождений п-овов Ямал и Гыдан (рис. 3). Месторождения в пределах Южно-Карской НГО многопластовые (8-10 пластов), глубина по вскрытому разрезу от 1100 до 2350 м. Коллектор представлен терригенными породами, тип залежей — пластовый, сводовый (рис. 4). В пределах Ямало-Ненецкого АО к Южно-Карской НГО непосредственно примыкают две НГО: Ямальская и Гыданская.
Ямальская НГО расположена на крайнем северо-западе материковой части провинции в пределах п-ова Ямал, занимает площадь 107 тыс. км2. Здесь открыто 28 газовых, газоконден-сатных, нефтегазоконденсатных месторождений, часть из которых являются прибрежно-акваториаль-ными (Харасавейское, Каменно-мысское-море и др.). В целом область преимущественно газоносная, концентрирующая 21 % ресурсов газа Западной Сибири. Основные запасы газа связаны с сеноман-скими и аптскими отложениями на крупных мегавалах. В неокомских и юрских отложениях наряду с газом открыты залежи нефти. На Ново-портовском месторождении установлена газоносность палеозойских отложений (рис. 5).
Гыданская НГО расположена на п-овах Гыдан и Тазовский (северная часть), занимает площадь 84 тыс. км2. Здесь открыто 20 газовых, газоконденсатных, нефтегазо-конденсатных месторождений (Ан-типаютинское, Утреннее, Семаков-ское и др.). Промышленная нефте-газоносность установлена в пределах всего юрско-мелового разреза. Основные ресурсы газа распределены в верхнеальб-сеноманском, апт-альбском, неокомском и ниж-не-среднеюрском комплексах, ресурсы нефти приурочены к неоком-скому (42 %) и нижне-среднеюр-скому (29 %) комплексам.
Таблица 1
Результаты исследования скважин
Возраст отложений Интервал скважины, м Дебит газа, тыс.м3/сут (штуцер 11,9 мм) Р„л, МПа Т ог 'пл, г
Скв. 1, Ленинградское месторс ждение
K2s+t 1097-1149 219,6 11,67 36
K2s+t 1154-1166 209,1 11,65 36
1602-1624
1635-1644 280,3 16,5 51
ac2 1673-1718
1725-1730 296,5 17,35 55
1745-1755 337,3 17,94 57
1761-1780 325,3 17,94 58
1895-1903 342,0 20,4 62
1932-1953 16,9 20,45 65
2047-2068 39,06 22,51 69
2047-2112 62,5 23,19 69
2198-2147 7,5 25,0 69
2268-2217 - - 71
Скв. 2, Русановское месторождение
K,a 1951 196,5 20,2 57
1962 242,3 20,5 59
2011 390,9 21,3 62
2056 522,5 22,8
2094 351,0 22,9 67
2140 554,0 24,1
2200 490,3 24,3 70
2232 54,1,0 24,3
2278 216,0 26,5 -
2350 226,9 27,4 -
Рис. 3. СХЕМА КОРРЕЛЯЦИИ МЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИИ ХАРАСАВЕИСКОИ (ЯМАЛ) И РУСАНОВСКОИ (КАРСКОЕ МОРЕ) ПЛОЩАДЕЙ
Русановская 1
Харасавейская 38
Система
о;
со
Отдел
I
к о. <а
ю +
I
*
X
I
*
X
Ярус
Туронский+ коньякс-кий+сан-тонский
¥
и
I
<а
0
1
<и
и +
¥
и \о
л <
¥ и
Свита
Кузнецовская
Подсвита
Нижне-березовская
Масштаб
700
800
900
1000
1100 -
1200
1300
1400
1500
1600
1700
1800
Геофизическая характеристика
Территория Среднего и Северного Ямала благодаря своей специфической тектонической позиции выгодно отличается от других областей главной газоносной зоны Западной Сибири более бла-
гоприятным формационным составом юрских отложений, в котором сравнительно четко проявляются трансгрессивные и регрессивные ритмы. После того как значительная часть запасов, содержащихся
в отложениях сеномана и апта, на этой территории была выявлена, юрские отложения наряду с ниж-ненеокомскими стали основным объектом нефтегазопоисковых работ.
Эффективность сейсморазведки при картировании газовых залежей в отложениях сеномана—апта является весьма высокой. Наряду с морфологическими особенностями ловушек на сейсмограммах довольно четко проявляются эффекты, непосредственно связанные с характером их насыщения, что открывает перспективы многообразного учета данных сейсморазведки при оценке запасов. В то же время более сложный характер юрско-неокомских залежей, наличие различного типа литологических и тектонических экранов обусловливают необходимость усложнения методики наблюдений и обработки, широкого использования трехмерных съемок.
Несколько менее четко, чем в других регионах Западной Сибири, на Ямале выражен, возможно, за счет более слабой изученности, клиноформный характер нижненео-комской толщи. Тем не менее сейсмические данные позволяют здесь картировать многие типы ловушек, характерные для толщ "бокового наращивания".
Зоной региональной глинизации неокомских продуктивных горизонтов шельфового типа является, в частности, восточный склон Нурминского мегавала, где положение литологического экрана устойчиво коррелируется с линией перегиба соответствующего отражающего горизонта. Своеобразный тип литологических ловушек картируется в осевой части нео-комского некомпенсированного седиментационного бассейна, где пересекаются таймырский и пай-хойский шельфы. Здесь на фоне типичной "сейсмофации заполнения" проявляются аномалии, соответствующие телам с повышенным уровнем песчанистости.
Анализ имеющихся геолого-геофизических материалов показывает, что на территории Южно-Карской НГО в качестве перспективных следует рассматривать следующие нефтегазоносные комплексы (НГК): палеозойский, триасовый, нижне-среднеюрский, васю-ганский (нурминский), баженов-ский, ачимовский, неокомский, апт-альбский, альб-сеноманский и ту-
рон-сенонский. Они значительно различаются между собой ареалами пространственного геологического распространения, литолого-фациальным составом, а также другими условиями, контролирующими формирование и размещение скоплений УВ.
Палеозойский НГК. Согласно прогнозной оценке на него приходится 7 % ресурсов УВ Западной Сибири, из которых доминирующую часть составляет газ. Высокодебит-ные притоки газа получены из верхней трещиновато-кавернозной части среднепалеозойского комплекса на Новопортовском месторождении (Южно-Ямальский нефтегазоносный район Ямальской НГО).
Триасовый НГК является, скорее всего, наиболее сложным из-за многообразия фациального состава отложений. В платформенных фациях комплекс выделен на севере и востоке провинции, где он представлен эффузивно-осадочными отложениями среднего и верхнего триаса.
Рис. 5. ГЕОЛОГИЧЕСКИМ ПРОФИЛЬНЫИ РАЗРЕЗ МЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИИ п-ова ЯМАЛ
Харасавейское Крузенштернское Бованенковское Нерстинское д433893635 42 7 11 53 434748 54 42 79 71103 74
Нейтинское Арктическое
Средне-Ямальское Нурминское 14ц12 1017
Мало-
Ямальское Новопортовское 5 8 541256672 51 „„,
Залежи: 1 - газовые, 2 - газоконденсатные, 3 - газоконденсатные с нефтяной оторочкой
Нижне-среднеюрский НГК в
северных районах имеет морской и прибрежно-морской генезис и циклическое строение. В его составе выделяется ряд выдержанных по площади резервуаров. Показатели коллекторских свойств пород, как правило, средние и низкие: пористость не более 15-17 %, проницаемость — единицы микромиллиметра в квадрате. Однако на участках залегания НГК на небольших глубинах зачастую имеют развитие зоны трещиноватости, и в этих случаях фильтрационно-емкостные характеристики становятся выше, а дебиты газа достигают 200-300 тыс. м3/сут. Встречаются пласты с АВПД.
Верхнеюрский (нурминский) НГК установлен на юго-западе Ямальской НГО (Нурминское, Рос-товцевское, Хамбатейское месторождения). Комплекс связан с алеврито-песчаными отложениями оксфорд-кимериджа (нурминская свита). Формирование осадков происходило за счет западного (Пай-хой-Новоземельского) сноса терри-генного материала. Предполагается, что комплекс с юго-запада Ямальской НГО протянется в пределы Южно-Карской НГО вдоль Пай-Хоя к Новой Земле.
Баженовский НГК в пределах арктических районов изучен весьма слабо, но по набору различных геолого-геохимических параметров он может быть отнесен к числу весьма перспективных.
Ачимовский (берриас-ниж-неваланжинский) НГК широко распространен в северных районах Западно-Сибирской провинции. Комплекс имеет первичное косослоис-тое строение, образуя протяженные субмеридионально ориентированные геологические тела, последовательно выклинивающиеся к западу. В пределах Южно-Карской НГО ориентировка песчаных геологических тел и азимуты их выклинивания могут существенно измениться.
Зональность распределения проницаемых и непроницаемых прослоев внутри комплекса характеризуется резкой литологической неоднородностью по вертикали и латерали, сложной геометрией песчано-алеври-товых коллекторов, их невысокими фильтрационно-емкостными свойствами. Глубина залегания — до 3800 м, имеют место проявления АВПД. Доля комплекса в ресурсах нефти — 9 %, газа — 5 %.
Неокомский НГК распространен на большей части провинции и представлен толщей переслаивания песчаников, алевролитов и глин. Общая мощность комплекса составляет 250-900 м, глубина залегания на севере — 1700-3000 м. Песчано-алеври-товые коллекторы достигают толщины 30-50 м, по латерали замещаются и осложняются глинами, пласты и пачки которых нередко играют роль зональных покрышек. По выявленным запасам нефти резервуары нео-комского нефтегазоносного комплекса являются основными в регионе. В них содержатся значительные ресурсы газа и конденсата. В НГК выделяется ряд толщ, содержащих нефтегазоносные пласты: в нижней части — новопортовская с пластами группы НП и ахская свита с пластами БЯ, в верхней — танопчинская с пластами группы ТП. Неокомская продуктивная толща в целом сложена чаще всего клиноформными и шельфовы-ми песчаными пластами, породы которых характеризуются средними по качеству коллекторскими свойствами.
Апт-альбский НГК имеет наименьшую по сравнению со всеми вышеописанными комплексами площадь распространения на материковой части Западно-Сибирской провинции. Комплекс представлен мелко-среднезернистыми песчаниками с прослоями алевролитов, глин, прослоями и линзами угля и перекрыт толщей альбских глин (яронгская свита). Глубина залегания комплекса 1000-2000 м, толщи-
на эффективной части разреза до 450 м. Комплекс является преимущественно газоносным, а основные ресурсы газа приходятся на территорию п-ова Ямал. В северном направлении комплекс прослежен на акваторию Карского моря, где с ним связаны крупнейшие многопластовые Русановское и Ленинградское газовые месторождения. Доля комплекса в ресурсах газа Западной Сибири составляет около 10 %.
Альб-сеноманский НГК содержит в материковой части севера Западной Сибири в отложениях се-номана на глубине от 400 до 1200 м, непосредственно под региональной турон-палеогеновой глинистой покрышкой, все крупнейшие и уникальные залежи газа. Они приурочены к сводовым частям значительных по размерам (от 500 до 4000 км2) высокоамплитудных (100-200 м и более) локальных поднятий, в ряде случаев — к структурам первого порядка (Нижнепуровский, Медвежий, Ямбургский мегавалы). На п-ове Ямал в альбской части комплекса, сформировавшегося в морских и прибреж-но-морских условиях, выявлены плас-тово-сводовые залежи газа.
Песчано-алевритовая верхне-альбско-сеноманская толща является гидродинамически единой, залежи имеют массивно-пластовый характер практически с горизонтальным газоводяным контактом. Газы по составу метановые (97-99 %). Содержание гомологов метана, представленных этаном, пропаном и бутаном, варьирует от следов до 0,3 %. В газах обнаружены следы конденсата (до 0,05 г/м3). На Русском, Тазовском, Северо-Комсомольском и Ван-Еганском месторождениях установлены нефтяные оторочки. Нефть тяжелая (плотность 0,921-0,965 г/см3), высоковязкая, преимущественно нафтенового состава, бензиновые фракции практически отсутствуют, содержание серы от 0,13 до 1,54 %.
Наличие повышенных концентраций угольного вещества (как в рассеянной, так и в концентрированной формах) явилось важнейшим генетическим признаком, по которому континентальная толща апт-альб-сеноманского и верхне-альб-сеноманского возраста (по-курская серия) отнесена к типичной угленосной формации.
Число угольных пластов в большинстве скважин достигает 10-30 м, а их суммарная мощность — десятков метров. В толще комплекса также содержится огромная масса рассеянного угольного вещества в виде прослоек, линз и мельчайшего угольного детрита в различных ли-тологических разностях пород.
Привязка данных керна и шлама к каротажной характеристике разреза показала, что интервалы, характеризующиеся высокоомными сопротивлениями и интерпретированные ранее как пласты плотных известковых разностей, фактически соответствуют пластам угля
мощностью от 1 до 5 м. Отмеченные в отложениях баррем-сено-манского возраста многочисленные пласты высокоомных сопротивлений, а также отрицательных аномалий на диаграммах гамма-каротажа, нейтронного гамма-каротажа, нейтронного каротажа по тепловым нейтронам позволили предположить наличие большого количества концентрированных скоплений угольного вещества в виде пластов угля в рассматриваемой толще (табл. 2).
Совокупность важнейших геолого-геохимических особенностей залегания природных газов в рассматриваемых отложениях позволила сделать целый ряд заключений научно-теоретического и прикладного характера, имеющих принципиальное значение. Приуроченность газовых скоплений к угленосным отложениям, особенности состава природных газов (практически лишены тяжелых УВ), близкие абсолютные значения по-
казателей изотопного состава углерода в метане газовых залежей и болотных газах, масштабы генерации и баланс их распределения убедительно свидетельствуют о том, что основным источником газа при формировании газовых залежей в отложениях покурской серии явилось ОВ гумусового типа как в рассеянной форме в песча-но-алевритовых и глинистых породах, так и в огромной массе угле-фицированных остатков, которые насыщают всю толщу пород.
Важно подчеркнуть, что установление основного источника образования природных газов и аргументация особенностей формирования их залежей уже на первых стадиях поисково-разведочных работ на севере Западной Сибири позволили правильно ориентировать их на выявление наиболее крупных и уникальных скоплений газа, что явилось основой эффективного освоения недр в регионе.
Выполненная на раннем этапе разведки газовых гигантов количественная оценка масштабов генерации газа и баланса его распределения показала, что в образовании свободных газовых скоплений в отложениях сеномана могло участвовать порядка 100-160 трлн м3 газа. Это совпадает с современной оценкой потенциальных ресурсов газа (100 трлн м3) и подтверждает существование тесной связи формирования крупнейшей зоны преимущественного газонакопления на севере Западной Сибири с развитием угленосной формации апт-альб-се-номанского возраста.
Условия, благоприятные для углеобразования (теплый влажный климат и бурное развитие растительности), существовали на протяжении всего раннемелового — сеноманского периода, что привело к формированию крупного угольного бассейна, занимавшего не только современную территорию
Таблица 2
Пласты угля Бованенковской площади (по данным Воркутинской тематической экспедиции, Тюменьпромгеофизика)*
Номер скважины Глубина отбора проб, м Чистый уголь, % Отражательная способность витринита
115 1266,0 96,3 7,4
115 1292,0 89,2 7,3
115 1322,0 97,7 7,3
115 1376,5 95,4 7,2
115 1383,0 97,3 7,2
115 1413,7 81,9 7,2
117 1486-1496 77,8 7,3
117 1455-1462 98,6 7,3
117 1486-1496 56,6 7,0
*Угли отвечают I стадии катагенеза (позднебуроугольная — начало длиннопламенной).
Надым-Тазовского междуречья, п-овов Ямал и Гыдан, но и простиравшегося далее к северу в пределы акватории Карского моря, где располагается еще один — самый северный — полюс газонакопления. Веским доказательством последнего служат данные по испытанию скважин в пределах первых двух на территории Южно-Карской НГО месторождений.
Турон-сенонский НГК. Продуктивность комплекса доказана в Пур-Тазовской НГО. Вполне вероятно, что НГК будет развит и в восточной части Южно-Карской НГО и содержать преимущественно газовые залежи.
По горизонтам, перекрытым регионально выдержанными глинистыми покрышками (ТП16, яронг-ская и марресалинская свиты и т.д.) основную роль играют структурные ловушки. В частях разреза, характеризующихся невыдержанными породами-коллекторами и глинистыми пропластками, большое значение приобретают ловушки неструктурного типа. Размеры ловушек уменьшаются сверху вниз — от крупных пологих структур по кровле сеномана и танопчинской свиты к структурно-литологическим и неструктурным ловушкам новопор-товской толщи, ахской свиты и нижней—средней юры.
Анализ распределения структур показывает, что в пределах Ямальского региона значительная часть крупных структурных ловушек уже выявлена — около 25 структур площадью по 200-500 км2. В этом классе предполагается еще
не более 3-4 структур. Соотношение ловушек размером менее 20 км2 обратное: выявлено 38, предполагается около 150.
В связи с тем что изученность земель п-ова Ямал не такая высокая, как других районов провинции (260 км2/скв.), и разрез характеризуется большим диапазоном нефте-газоносности, коэффициент успешности скважин достаточно высок и стабилен. В течение последних 25 лет этот показатель оставался на уровне 0,6. Тем не менее уменьшение среднего размера вводимых в поиск структур сказалось на динамике поискового бурения. Его доля от общего объема составила, %: 1966-1970 гг. - 0,15; 1971-1975 гг. -0,3; 1976-1980 гг. - 0,48; 1981-1985 гг. -0,42; 1986-1990 гг. - 0,39. Некоторое снижение доли поискового бурения в 1981-1990 гг. объясняется длительным сроком разведочных работ на открытых ранее крупных месторождениях - Бованенковском, Харасавейском, Тамбейской группе и др. На будущее следует планировать повышение доли поискового бурения до 40-45 %.
Глубокие горизонты в арктических районах, как и в других частях Западной Сибири, характеризуются низкой продуктивностью и невысокой успешностью бурения скважин. Это следует из анализа коэффициента успешности бурения скважин разной глубины: после 2500 м наблюдается неуклонное снижение коэффициента успешности - от 0,81 (средняя глубина скважин 2500 м) до 0,32 (4000 м).
Анализируя имеющиеся материалы по геологии и нефтегазонос-ности шельфовых и материковых зон Западной Сибири, можно уверенно полагать, что между ними наряду с элементами сходства будут иметь место и существенные различия. Несомненно, что в первую очередь необходимо иметь в виду различия в технике и технологии проведения геолого-разведочных работ. В шельфовых зонах они еще более сложные, а значит, и более дорогостоящие. Однако с учетом знаний, накопленных по проблемам генезиса УВ, закономерностям размещения крупных, крупнейших и уникальных скоплений природного газа, представляется возможным утверждать, что освоение газовых ресурсов шельфовых зон Западной Сибири может быть организовано с высокой эффективностью. Геологические предпосылки и объемы потенциальных, перспективных ресурсов и запасов газообразных УВ в них вполне обеспечивают такую вероятность.
Литература
1. Грамберг И.С., Сапруненко О.И.
Нефтегазовый потенциал осадочного чехла арктических морей России / Тр. 1-й Международной конференции "Освоение шельфа арктических морей". - М., 1994. - С. 96-98.
2. Салманов Ф.К., Золотое А.Н. Топливно-энергетический комплекс России в период реформ - итоги и прогнозы // Геология нефти и газа. - 1996. -№ 1. - С.4-13.
© Коллектив авторов, 2003
Further accretion of HC resources in the West Siberian petroleum province is connected with the development of its Arctic shelf, with potential resources estimated at 15-20 trillion cu m. The unique and largest gas fields of the Northern West Siberia as well as the first discoveries in the Kara Sea are restricted by the coal-bearing Aptian-Albi-an-Cenomanian complex. Using this complex as an example, a regular association has been established between a concentration of coal matter and gas pool formation: giant gas accumulations are hosted in sediments containing dissipated and concentrated coal matter. These regularities can be used in further search for the largest fields in the Arctic shelf — a new highly promising region of the XXIII century
