CC BY
555
УДК 553.98:622.279
Е.С. Давыдова, И.Б. Извеков, Г.Р. Пятницкая, Ю.Б. Силантьев, В.А. Скоробогатов,
Е.В. Семёнова
Проблемы изучения, оценки и освоения углеводородного потенциала ачимовской толщи (берриас-валанжин) Надым-Пур-Тазовского региона Западной Сибири
Поисково-разведочные работы (ПРР) на нефть и газ в пределах Западно-Сибирского осадочного мегабассейна проводятся с 1948 г. История изучения и освоения одноименной мегапровинции берет начало с открытия небольшого Березовского газового месторождения (1953 г.). За 60 лет ведения ПРР на ее территории, а также в Обской и Тазовской губах открыто около 900 месторождений углеводородов (УВ), в том числе 234 - в северных областях: Надым-Пурской и Пур-Тазовской (Надым-Пур-Тазовский регион - НПТР), Ямальской, Гыданской и Южно-Карской. Примечательно, что многие месторождения, открытые еще в 1960-е гг., до настоящего времени не доразведаны по нижним горизонтам (низы мела, верхняя и средняя юра), что связано со сложными структурно-литологическими и термобарическими условиями локализации глубокопогруженных залежей УВ.
В объеме осадочного чехла выделяются относительно автономные региональные литолого-стратиграфические продуктивные (нефтегазоносные) комплексы (НГК): альб-сеноманский, неоком-аптский и юрский, разделенные региональными и областными покрышками - турон-олигоценовой и нижнеальбской (на п-овах Ямал и Гыдан) и верхнеюрско-валанжинской. В низах региональных покрышек выделяются локальные проницаемые комплексы - турон-сенонский (газсалинская пачка восточных районов Пур-Тазовской нефтегазоносной области) и ачимовская толща (АТ) берриас-валанжинского возраста центральных районов НПТР. Именно АТ стала в последнее десятилетие важнейшим объектом поисков и разведки скоплений УВ на севере Западно-Сибирской мегапровинции.
В настоящее время изученность глубоким бурением АТ существенно уступает вы-шезалегающим комплексам в связи со сложностью геологического строения и жесткими термобароглубинными условиями залегания проницаемых пластов (3,0^4,3 км, аномально высокие пластовые давления (АВПД) и геотемпературы более 100 °С).
Первые поисковые скважины (95, 99), установившие нефтегазоносность АТ в сводовых частях северного и центрального куполов Уренгойского вала, пробурены в конце 1970-х гг. Подтверждением нефтегазоносности АТ восточнее Уренгойского ме-гавала были результаты параметрического бурения (скв. 700-Самбург, 336-Уренгой и др.), целевым назначением которых являлось изучение средне-нижнеюрских и триасовых отложений.
С 1980-х гг. в пределах Уренгойского вала и его восточного склона начинается планомерное, целенаправленное изучение структурно-литологических ловушек пластов Ач-БУ (АТ) комплексом сейсмических исследований методом общей глубинной точки (МОГТ) и поискового бурения. Однако локализация точек заложения скважин базировалась на структурных построениях по отражающему горизонту Б (кровля юры - баженовская свита). Для более детального изучения морфологии ачимов-ских резервуаров после 2001 г. на многих площадях в НПТР были проведены сейсморазведочные работы 3D.
Разбуренность ачимовских отложений в НПТР - неравномерная. Наиболее изучена глубоким бурением центральная часть региона. На территории района Большого
Ключевые слова:
углеводороды, ачимовская толща, Западная Сибирь, Надым-Пур-Тазовский регион.
Keywords:
hydrocarbons, Achimov thickness, Western Siberia, Nadym-Pur-Taz region.
№ 5 (16) / 2013
82
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Уренгоя, куда входят шесть площадей: собственно Уренгойская, Ново-Уренгойская, Восточно-Уренгойская, Ево-Яхинская, Есетинская и Северо-Есетинская, пробурено 340 поисковоразведочных скважин, из которых 238 вскрыли отложения АТ (102 скважины - отложения юры и триаса).
Тазовский п-ов по ачимовским отложениям менее изучен глубоким бурением, чем центральная часть НПТР. Продуктивность Ямбург-ской зоны развития перспективных отложений АТ установлена в пределах Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения и Харву-тинской площади. На Ямбургском месторождении толщу вскрыли шесть скважин, при испытаниях которых открыт ряд залежей УВ. Всего в пределах НПТР АТ вскрыта на 240 площадях, включая отдельные поисковые скважины вне локальных поднятий.
Результаты изучения геологического строения и нефтегазоносности АТ отражены во многих работах [1-14 и др.]. Большинство публикаций посвящено вопросам генезиса, прослеживания в пространстве и индексации ачимовских резервуаров, а также анализу фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов, т. е. литолого-фациальному аспекту проблемы взаимосвязи геологии и нефтегазоносности толщи [1, 4, 6-8].
Вместе с тем до настоящего времени отсутствуют крупные комплексные обобщения по проблеме нефтегазоносности АТ, которые включали бы результаты исследований закономерностей размещения, условий формирования углеводородных систем в объеме толщи, а также качественный и количественный прогнозы нефтегазоносности, в том числе на региональном (НПТР), областном и зональном уровнях.
Современные представления о литологофациальных условиях образования, геологическом строении и литологическом составе песчано-алевролитовых линз АТ приведены в работах В.Н. Бородкина, А.М. Брехунцова, О.М. Мктрчяна, А.Л. Наумова, А.А. Нежданова, И.И. Нестерова, В. А. Скоробогатова, Л.Я. Трушковой, В. А. Фомичёва [4, 7, 8, 14] и др.
Ачимовский клиноформный комплекс раннемелового возраста сформирован мегасистемой субмеридиональных зон развития кулисообразно расположенных линзовидных тел песчано-алевролитового состава. В пределах северной части Западно-Сибирской плиты область развития АТ охватывает значительную
часть НПТР и смежных территорий Гыданской, Ямальской и Усть-Енисейской нефтегазоносных областей (НГО). Для этой толщи характерен скользящий стратиграфический диапазон от берриасового возраста на востоке до готерива на западе, где вдоль западной границы области развития АТ полностью замещается глинами.
Существование возрастного скольжения клиноформ АТ обусловлено условиями их проградационной седиментации. Большинство исследователей указывают на глубоководный характер формирования АТ, в том числе за счет цикличного лавинного переноса кластогенного материала, сносимого с внешней зоны шельфа. Согласно принятой модели строения АТ, каждый пласт (или группа пластов) формирует в глубоководной части шельфового палеосклона одновозрастные линзовидные образования клиноформного комплекса неокома.
В пределах северной части Западной Сибири выделяется до 20 клиноформных субкомплексов АТ, включающих седиментопа-ры пластов ундаформной части клиноформы (горизонты групп БТ, БУ и др.) и фондаформ-ной зоны (Ач), отложения которой формируют собственно мегакомплекс АТ. Это обусловливает преимущественную приуроченность ловушек структурно-литологического типа в шельфовой части (возрастных аналогов АТ) и литолого-седиментационных в глубоководной (собственно АТ). Для последней характерна черепицеобразная текстура, впервые выделенная в Восточно-Уренгойской зоне.
Глубина залегания АТ изменяется в широких пределах 2,4^4,3 км, увеличиваясь в северном и северо-восточном направлениях. Общая мощность толщи составляет 20^270 м, резко изменяясь на небольшом расстоянии. В широтном направлении объекты АТ контролируются шельфовым уступом, локализуясь в его нижней части, где развиты зоны песчано-алевролитовых конусов выноса, сформированные в результате турбидитовой (лавинной) седиментации - мутьевых потоков. Каждый из конусов выноса имеет свой хроностратиграфический шельфовый аналог, отделяясь от него зоной плоскостного смыва.
В объеме АТ выделяются несколько типов природных резервуаров, характеризующихся зональной локализацией в пределах шельфового уступа. В ареале бровки шельфа, или флексурного уступа, вероятно развитие структурных ловушек, в пределах мелководного
№ 5 (16) / 2013
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
83
шельфа - руслово-дельтовых литологически ограниченных объектов. В пределах глубоководной части в зоне развития конусов выноса локализованы преимущественно седиментаци-онные объекты турбидитового комплекса, для которых характерно более сложное строение природных резервуаров.
По данным Государственного баланса запасов на 01.01.2012 г., залежи УВ в линзовидных природных резервуарах АТ в Надым-Тазовском междуречье были открыты на 51 месторождении, в том числе газосодержащие - на 13 (6 газоконденсатных, 4 газоконденсатно-нефтяных, 3 нефтегазоконденсатных), чисто нефтяные - на 38 (рисунок). Общее число единичных залежей УВ превышает 200. Начальные разведанные запасы свободного газа составляют 2,1 трлн м3, открытые запасы газа - 3,7 трлн м3 (с учетом категории С2). Уникальная зона газонефтенакопле-ния сформировалась в пределах Нижнепурского (Уренгойского) мегавала и его восточного склона с запасами 3,0 трлн м3 (более 80 % от суммарных выявленных запасов газа АТ).
Вторая по крупности зона газонефтена-копления - Ямбургская (геологические запасы газа - 0,3 трлн м3, жидких УВ - 1,4 млрд т, в сумме - 1,7 млрд т у.т., но запасы В + С1 составляют менее 10 % от суммарных).
Отмечается чрезвычайно высокая концентрация разведанных (категорий В + С1) и открытых (категория С2) запасов УВ в Уренгойском НГР: более 60 % суммарных запасов сосредоточено в пределах Большого Уренгоя, включая Северо-Самбургское, Самбургское, ВосточноУренгойское и другие месторождения, составляющих единый ареал газонефтенакопления.
Самые крупные по запасам единичные газосодержащие залежи открыты и разведаны в горизонтах Ач3-4 (в сумме 1,6 трлн м3) и Ач5 (0,9 трлн м3) Уренгойского и Самбургского месторождений. Таким образом, отмечается очень высокая концентрация запасов свободного газа в двух флюидодинамически связанных горизонтах Ач3-4 Уренгоя (более 40 % выявленных запасов газа АТ). Большинство газосодержащих залежей в Уренгойской зоне локализованы в ачимовских горизонтах Ач1 - Ач6, которые существенно недоразведаны, несмотря на бурение многих десятков поисково-разведочных скважин. Например, газоконденсатная залежь горизонта Ач6 Уренгоя (район скв. 180) имеет запасы категорий В + С1 - 10 млрд м3, С2 - 95 млрд м3.
На 01.01.2013 г. запасы газа ачимовских залежей, контролируемые ООО «Газпром добыча Уренгой», составляли по категориям В + С1
1,4 трлн м3, С2 - 0,6, в сумме 2 трлн м3, открытые запасы жидких УВ - 1,7/0,6 млрд т (гео-логические/извлекаемые), в том числе на запасы категории С2 приходилось менее 30 % газа и более 60 % жидких УВ.
Общие выявленные геологические запасы УВ в объеме АТ достигают 10,1 млрд т у.т., однако разведанные извлекаемые запасы не превышают 2,6 млрд т у.т. (газа значительно больше, чем нефти), что свидетельствует о преимущественной газоносности АТ и существенной недоразведанности залежей УВ, особенно нефтесодержащих. В целом текущая доля ачи-мовских залежей в начальных запасах УВ северных областей мегапровинции составляет менее 4 %, что не позволяет рассматривать АТ в качестве стратегического объекта для дальнейшего изучения и освоения углеводородного потенциала северных областей ЗападноСибирской мегапровинции.
Главной закономерностью АТ (см. рисунок) является общее снижение нефтеносности и увеличение газоносности с юга на север и от впадин и их склонов к осевым частям мегава-лов и куполовидных поднятий.
Накопленная добыча газа на 01.01.2012 г. составила 38 млрд м3, конденсата - 10,0 и нефти - 0,3 млн т.
Промышленная добыча УВ в значительных масштабах началась в пределах I пионерного участка Уренгойского месторождения (горизонт Ач3-4).
На многих разведочных площадях (Ен-Яхинской, Медвежьей, Заполярной, ЮжноРусской и др.), несмотря на бурение и испытание ряда поисковых скважин, промышленных скоплений УВ не обнаружено, однако зафиксированы многочисленные газо- и нефтепроявления и непромышленные притоки. В частности, на Ныдинском куполе Медвежьего вала в скв. 75 из АТ в 2010 г. получен приток газа
37,5 тыс. м3/сут и конденсата - 12,6 м3/сут, однако открытая залежь на государственный баланс не поставлена.
Несмотря на бурение и испытание большого числа поисково-разведочных скважин (более 1100 на 85 площадях), в пределах Ямальской и Гыданской областей (суша и шельф) залежей УВ в ачимовских природных резервуарах не обнаружено (только газо- и нефтепроявления
№ 5 (16) / 2013
84
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
контуры месторождений
Залежи в ачимовских отложениях: газоконденсатные нефтяные
Зоны перспектив нефтегазоносности: высокоперспективные среднеперспективные с пониженными перспективами
Южно-
Медокское Свввро.
/ I Хапьмерпаютинское
С---/ О (
Пякяхинское
Хальмерпаютинское
Воеточно-
Схема размещения месторождений и перспектив нефтегазоносности ачимовских отложений в Надым-Пур-Тазовском регионе
№ 5 (16) / 2013
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
85
на пяти площадях, дебит нефти - до 2 т/сут, газа - до 40 тыс. м3/сут). Распространение ачи-мовских линз на севере Ямала и в западной половине Гыдана не доказано. Таким образом, коэффициент промышленной значимости АТ в Надым-Пурской и Пур-Тазовской НГО по открытым месторождениям составляет на 01.01.2012 г. около 0,25. Это значит, что из четырех открытых и частично разведанных месторождений нефтегазопродуктивность толщи была доказана только на одном.
Исследования более чем 30-летнего периода показывают, что ачимовский нефтегазоносный комплекс является одним из наиболее сложнопостроенных объектов в объеме осадочного чехла НПТР. Песчано-алевролитовые тела в широтном направлении не выдержаны, но довольно хорошо прослеживаются в меридиональном, образуя узкие зоны повышенных мощностей песчаников (до 40^60 м при общей мощности толщи 90^100 м), ориентированных с юга на север. Песчано-глинистые отложения ачимовской толщи повсеместно перекрываются толщей морских глин разного возраста (средний - поздний валанжин, готерив) большой мощности (до 200У250 м и более).
Во многих нефтегазоносных горизонтах АТ часто отмечается сочетание удовлетворительной открытой пористости (до 15^16 %) с крайне низкой, почти нулевой поровой проницаемостью (сотые доли мД), а также трещинно-поровый тип коллектора. Кроме того, в ареале выявленных месторождений наблюдаются крайне редкие примеры получения притоков пластовой воды из АТ (или УВ, или сухо).
Условия формирования осадков и вторичные процессы, происходившие в позднемеловое и палеогеновое время, определили своеобразие величин и распределений ФЕС коллекторов ачимовских отложений. Следует отметить, что зоны наилучших коллекторских свойств не совпадают с ареалами лучшей гранулометрической зрелости и отсортированно-сти песчаников. Значительное влияние на коллекторские свойства пород оказывают вторичные процессы и трещиноватость, имеющие различный генезис. В целом ФЕС ачимовских коллекторов низкие, проницаемость составляет от долей до 10 мД (редко более), открытая пористость - 14^17 % (до 22 %), цемент коллекторов глинисто-карбонатный.
Залежи УВ являются экранированными как литологически, так и тектонически,
с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД). Коэффициент аномальности изменяется от 1,2 до 1,7. Дебиты газа сепарации составляют обычно от 80^100 до 250^300 тыс. м3/сут, стабильного конденсата - от 15У20 до 120 м3/сут, нефти - от 0,5 до 25,3 м3/сут. Наибольшие дебиты отмечаются на Уренгойском НГКМ. На Ямбургском месторождении продуктивность АТ существенно ниже: дебиты газа, как правило, не превышают 80 тыс. м3/сут, нефти - 8^17 м3/сут. Из большинства испытанных объектов притоки нефти составляли менее 5 м3/сут (по сути, непромышленные). Современные геотемпературы в кровле АТ изменяются от 80^85 до 110^115 °С и более.
Характерной особенностью ачимовских отложений является их резкая литологическая изменчивость. Стандартные методы геофизических исследований скважин (ГИС) недостаточно уверенно определяют эффективные толщины, что создает серьезные трудности при корреляции пластов и оценке коллекторского потенциала.
Физико-химические свойства и состав газов, конденсатов и нефтей из залежей АТ изучены подробно [2, 8, 12]. В свободном газе ачимовских скоплений содержание метана обычно составляет от 80^83 до 85^87 %, тяжелых УВ - до 12^15 %, неуглеводородных компонентов - менее 3 %. Конденсаты легкие и средние по плотности (0,75^0,77 г/см3), бессернистые, почти без смол, но часто с повышенным содержанием твердых УВ (парафина - от 3^4 до 5 %, редко более), что не очень характерно для газорастворенных жидких УВ, но весьма характерно для нефтей неморского генезиса [10, 12].
В табл. 1 приведена характеристика нефтей АТ. Все они легкие и средние по плотности (обычно менее 0,84 г/см3), практически бессернистые (менее 0,3 % серы) с малым содержанием смол и особенно асфальтенов, парафиновые (от 3 до 7 % и более). Характерная особенность ачимовских нефтей - их геохимическое отличие от нефтей верхних горизонтов тюменской свиты (Ю2, Ю3), залежи которых расположены ниже подошвы АТ всего на 100^120 м (и это в условиях развития многочисленных малоамплитудных разломов - до 15^30 м на большинстве площадей НПТР!).
Корректный качественный и тем более количественный прогноз нефтегазоносности
№ 5 (16) / 2013
86
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Таблица 1
Физико-химическая характеристика нефти залежей ачимовской толщи
месторождений ЯНАО
Месторождение Т пл’ °С Плотность, г/см3 Вязкость, МПах Содержание серы, % Содержание парафина, % Содержание смол и асфальтенов, %
Уренгойское 92-100 0,8-0,82 0,53 0,08-0,18 3,0-8,6 1,50-3,7
Комсомольское 73 0,808 0,34 0,31 4,8 12,83
Северо-Комсомольское, в том числе:
Ач3 96 0,8 0,34 0,31 4,8 12,83
Ач4 99 02,8 0,34 0,21 7,79 11,53
Самбургское, в том числе:
Ач, 108 0,825 0,53
Ач3.4 114 0,84 0,53
Ярайнерское 77 0,85 1,1 0,45 2,99 46
Западно-Таркосалинское 0,836 0,06 3,63 2,23
Харампурское 72 0,812 9,3 0,17 3,14 3,8
Вынгаяхинское 87 0,846 1,1 0,45 2,99 4,6
Южно-Таркосалинское 98 0,8 6,01 0,14 3,19 4,14
Романовское 83 0,6 1,33 0,55 3,11 6,6
Пякутинское, в том числе:
Ач2 83 0,842 0,56 0,65 3,33 6,6
Ач4-2 102 0,86 0,56 0,52 2,24 5,18
Северно-Пямалияхское 84 0,85 1,03 0,5 2,97 8,1
Умсейское 94 0,85 1,36 0,21 3,32
Северо-Уренгойское* 105 0,809 Нет данных 0,1 2,79 1,74
* Непромышленный приток (вероятно, смесь легкой нефти и конденсата).
любого геологического объекта невозможен без анализа условий формирования в нем залежей УВ, объясняющего современное размещение углеводородных систем [2, 8, 10-12].
Авторы настоящей статьи занимаются проблемами изучения условий формирования и эволюции углеводородных систем в песчано-алевролитовых горизонтах, осложняющих региональную верхнеюрско-валанжинскую покрышку, с середины 1980-х гг. по мере накопления геолого-геофизического и кернового материала, его геохимической обработки и осмысления результатов ПРР [2, 10, 12, 13]. В наибольшей степени изучены генерационные условия в породах АТ и масштабы газо- и битумогенерации.
Несмотря на видимую литологическую изолированность природных резервуаров АТ и юры от выше- и нижележащих структурнолитологических меловых и доюрских комплексов и их линзовидное строение, анализ условий формирования углеводородных систем должен проводиться для всего стратиграфического диапазона: нижняя + средняя юра - берриас + ва-ланжин. Это объясняется следующими причинами. По крайней мере, теоретически для ачи-
мовской продуктивной толщи возможны следующие онтогенетические ситуации:
1) формирование углеводородных систем в ачимовских коллекторах произошло исключительно за счет реализации генерационного потенциала самой толщи и прилегающих к ней глин надачимовской и подачимовской пачек;
2) существование углеводородных систем в АТ обязано поступлению газа и нефти из донорских залежей в верхних коллекторских горизонтах юры (Ю1), где они развиты, но главным образом, из Ю2 - Ю5;
3) образование углеводородных систем в АТ и верхних горизонтах юры произошло за счет субвертикальных прорывов УВ из средних и нижних горизонтов юры;
4) насыщение АТ и юрского комплекса произошло за счет генерационных возможностей доюрских комплексов пород прежде всего сероцветного триаса;
5) прорыв (межформационный переток) УВ из верхних горизонтов валанжина и готе-рива в АТ.
Кроме проявления пяти ситуаций в чистом виде возможны следующие сочетания: первой и второй с преобладанием одной из двух в кон-
№ 5 (16) / 2013
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
87
кретных зонах или на локальных структурах; второй и третьей; первых четырех; всех пяти. Безусловно, наиболее важным как с теоретической, так и с практической точек зрения, является выяснение именно масштабов реализации любого из вышеуказанных сценариев развития онтогенетических событий.
Решение проблемы онтогенеза газа и нефти в породах АТ северных районов зависит от анализа масштабов и условий генерации органических подвижных соединений, их миграции, аккумуляции в ловушках, внутри- и межкомплексной ремиграции (особенно важно для аргументации первой концепции) и эволюции углеводородных систем в юрских и ачимов-ских коллекторах в течение многих десятков миллионов лет, прежде всего в кайнозойскую эру. В табл. 2 приведены данные по содержанию и типу рассеянного органического вещества (РОВ).
В глинистых прослоях внутри АТ содержание Сорг в Уренгойской зоне изменяется от 0,8 до 2,1 % (иногда более), средние значения колеблются в диапазоне 1,0^1,5 %. Помимо РОВ в породах АТ встречаются также тонкие углистые прослои и фрагменты обугленной органики. С запада на восток смешанный сапропелево-гумусовый тип ОВ за счет привнесенной с суши аллохтонной органики меняется на преимущественно гумусовый (в Пур-Тазовской НГО) (табл. 3).
В результате исследований установлено, что в объеме средней юры - валанжина НПТР присутствуют высоко- и среднеэффективные газоматеринские и средние битумогенерирующие (нефтематеринские) толщи, в том числе и АТ, обладающая собственным газо- и нефтематеринским потенциалом. Катагенетическая преобразованность ОВ и пород в НПТР лучше
всего изучена для верхних горизонтов тюменской свиты (Ю2 - Ю4). Уровень катагенеза в АТ примерно на полградации ниже, чем в горизонте Ю2 [12].
На крупных валах и куполовидных поднятиях южных и восточных районов НПТР катагенез в кровле средней юры не выходит за пределы градации МК2 (газовые угли, Ro - до 0,75^0,80 %). Уренгойский и Ямбурский НГР выделяются повышенными величинами катагенетической преобразованности ОВ и пород. Здесь развиты переходные угли (от газовых к жирным) и жирные (МК3 - МК3, R° - от 0,96 до 1,15 %). На дальних склонах сводов и мега-валов и во впадинах и прогибах даже в кровле тюменской свиты развиты переходные от жирных к коксовым угли (МК3 - МК2, R° - от 1,25 до 1,45 %).
В объеме ачимовской толщи фоновая величина R° в НПТР обычно изменяется в интервале 0,60^0,95 % (нефтяное окно для всех типов ОВ). Максимальный уровень катагенеза в породах берриаса - нижнего валанжина установлен фактически в осевой части Нижнепуровского мегапрогиба - на Непонятной, Северо-Пуровской и других площадях (Ro - от 0,95 до 1,25 %, в разрезе развиты жирные и переходные к коксовым угли, МК3 - МК2).
Плотность генерации углеводородных газов (УВГ), рассчитанная авторами для АТ, изменяется в районе Большого Уренгоя от 450 до 1250 м3/м2, увеличиваясь на север до 1750 м3/м2 и более (в осевой части Нижнепурского мегапрогиба). Плотность битумогенерации -200^900 т/м2 (расчеты проводились по отдельным зонам для всей толщины АТ плюс по 20 м перекрывающих и подстилающих толщу глин). Согласно расчетам, в ареале Большого Уренгоя (16 тыс. км2) в объеме АТ было
Таблица 2
Диапазоны средних содержаний и преобладающие типы РОВ в глинах и глинистых
алевролитах неокома и юры северных областей Западной Сибири
Литолого-стратиграфические комплексы Нефтегазоносные области
Надым-Пурская, % на породу Ямальская, % на породу Гыданская, % на породу
Неоком (песчано-глинистая часть) 1,3-1,9 (сг/г) 2,0-2,1 (г/сг) 2,0-2,3 (г/сг)
Низы неокома (региональная покрышка) 0,8-1,3 (сг) 1,9-2,0 (сг/гс) 1,8-1,9 (сг)
Ачимовская толща 1,2А2,6 (сг/гс) 3,0-4,0 (сг) 2,0А2,8 (сг/гс)
Верхняя юра 3,7-7,0 (гс/с) 2,0-2,2 (сг) 2,2А2,4 (гс)
Средняя юра 2,6-3,8 (сг/гс) 2,0-2,6 (сг) 2,4-2,9 (сг)
с - сапропелевый; г - гумусовый; сг - сапропелево-гумусовый; гс - гумусово-сапропелевый.
№ 5 (16) / 2013
88
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
генерировано 15,0 трлн м3 УВГ и 5,0 млрд т би-тумоидов, в Ямбургско-Харвутинском районе (—10,0 тыс. км2) - соответственно 9,0 трлн м3 и 4,5 млрд т.
Масштабы эмиграции УВГ в объеме АТ с примыкающими глинами оцениваются в 55^60 % в Пур-Тазовской, 45^50 % в Надым-Пурской НГО, битумоэмиграции - не более 25^30 % от генерированной массы. Достаточно активное для юры участие раннеконседимента-ционных разломов в процессе эмиграции УВ становится для берриас-валанжинской толщи менее очевидным, так как большинство юрских разломов затухают в кровле юры и не выходят из региональной покрышки (юра - валан-жин). Тем не менее, вынос части УВГ и биту-моидов из берриас-нижневаланжинской низкопроницаемой толщи в горизонты АТ и нижние шельфовые пласты по конседиментационным и новейшим разломам в позднемеловое и кайнозойское время в отдельных зонах был достаточно масштабным.
Внутри ачимовских песчано-алевролито-вых линз вторичная миграция УВ, по-видимому, была еще более ограничена по расстояниям латеральных перемещений (от первых до 10^15 км). В случае АТ с линзовидным характером распространения природных резервуаров первичная миграция УВ непосредственно трансформировалась в миграцию-аккумуляцию внутри отдельных линз, и, вполне вероятно, по мере их углеводородного насыщения отсутствовал субвертикальный обмен геофлюидами даже между сближенными линзами. Внутри АТ окончательная аккумуляция УВ проходила в течение раннекайнозойского времени. Вместе с тем эпигенетические процессы внутри минерального скелета пород-коллекторов в палеогеновое время существенно ухудшили возможности и для миграции, и для аккумуляции УВ.
Таким образом, наиболее логичный вывод из проводимых материалов: формирование подавляющей части скоплений УВ в толще произошло за счет ее собственных генерационных возможностей. Лишь в отдельных зонах имело место поступление УВ, преимущественно газа, из юрских горизонтов Ю2 и Ю1 в ачимовские линзы (восточнее р. Пур), а также частичное разрушение УВГ в неогеновом периоде вследствие неотектонических подвижек по «ожившим» и новообразованным разноамплитудным разломам (Ямсовейское,
Тазовское, Русское и другие месторождения). Трудно объяснимо отсутствие залежей УВ в пределах мегапрогиба на таких площадях, как Геологическая, Восточно-Таркосалинская, Пырейная и других, где АТ присутствует в разрезе, но водоносна.
Веским аргументом против широкомасштабной субвертикальной миграции УВ из верхних горизонтов тюменской свиты в АТ служит разная величина превышения пластовых давлений над условными гидростатистическими на одних и тех же площадях (соответственно 1,60^2,05 и 1,40^1,70), а также разные физико-химические свойства и состав углеводородных флюидов в залежах, находящихся по вертикали на сравнительно малых расстояниях (50^120 м), в отличие, например, от газса-линской пачки турона в Пур-Тазовской области, газ которой связан с донорскими залежами в кровле сеномана, а давления практически равны (псевдоаномальное давление в газовых залежах турона).
Аномально высокое содержание конденсата в газе определяется замкнутостью системы и наличием сложных термобарических условий (АВПД), а также смешанным сапропелевогумусовым типом РОВ, которое при генерации дало сопоставимые объемы УВГ и массы биту-моидов в объеме толщи (с некоторым преобладанием газа).
Вопросам качественного прогноза нефтегазоносности АТ на севере мегапровинции уделено недостаточное внимание [3, 5, 7, 9, 12, 14]. В более ранних работах авторов приведены схемы перспектив нефтегазоносности для НПТР [2, 8, 13]. В качестве структур с высокими перспективами выделяются Уренгойский мегавал и его восточные склоны до осевой линии одноименного мегапрогиба, однако недооцененной осталась Ямбургская зона, в пределах которой были пробурены единичные скважины (до юры), не давшие положительных результатов (до 2002 г.). Необходимо учитывать, что вся восточная половина Надым-Пурской НГО разбурена на АТ и юру достаточно интенсивно: степень площадной изученности АТ глубоким бурением по большинству районов следует оценить как среднюю, а по отдельным зонам -как высокую (на уровне 60^70 %), при этом выявленные извлекаемые запасы УВ, с учетом категории С2 едва превысили 5 млрд т у.т. Таким образом (с учетом явного завышения запасов категории С2), крупных принципиальных
№ 5 (16) / 2013
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
89
открытий и значительных приростов разведанных запасов газа и особенно нефти в большинстве районов области ожидать не приходится. В лучшем случае их подтверждаемость в ходе доразведки составит 0,3^0,35.
При тотальной доразведке уже открытых ачимовских залежей известных месторождений их (каждого из месторождений) конечные суммарные извлекаемые запасы к завершению ПРР составят, по экспертной оценке авторов, 3,6^3,7 млрд т у.т., а площадная изученность АТ повсеместно превысит 80 %. При такой изученности неоткрытыми останутся еще многие десятки скоплений УВ, но средних и преимущественно мелких по единичным запасам. Таким образом, оценка углеводородного потенциала Надым-Пурской области составляет около 4,5 млрд т у.т. (извлекаемых). К востоку от р. Пур, в Пур-Тазовской области перспективы газо- и нефтеносности ачимовских горизонтов в силу геологических причин экспоненциально снижаются, что видно по уже открытым залежам. Их потенциальные ресурсы УВ оцениваются не более чем в 0,5 млрд т у.т. с учетом суммарных уже открытых запасов менее 70 млн т у.т. по 10 месторождениям при текущей площадной разведанности до 50 %. Таким образом, углеводородный потенциал ачимовских резервуаров в НПТР реально оценить в 5,0 млрд т у.т. (извлекаемых).
Ретроспективный анализ оценок начальных потенциальных ресурсов (НИР) УВ линзовидных резервуаров АТ в Надым-Тазовском междуречье показывает следующее. Несмотря на то, что официальная переоценка НПР УВ в России по отдельным осадочным нефтегазоносным бассейнам производится с 1958 г., по Западно-Сибирской мегапровинции эти оценки приобрели регулярный характер с 1974 г. Первая официальная оценка НПР УВ АТ северных областей была проведена на основе геологогеофизических и статистико-ресурсных мате-
риалов по состоянию на 01.01.1984 г. (после первых открытий залежей УВ).
По состоянию на 01.01.1993 г. ресурсы газа АТ в ЯНАО были оценены в 4,4 трлн м3 при открытых запасах 2,4 трлн м3, нефти -в 2,2/0,2 млрд т, конденсата - в 1,0/0,5 млрд т (извлекаемых). Г азовый потенциал АТ в Ямальской и Гыданской областях был экспертно оценен в 150 и 100 млрд м3, извлекаемые ресурсы в сумме - в 5,35 млрд т у.т.
Согласно последней официальной переоценке (на 01.01.2002 г.), ресурсы газа АТ северных областей составили 9,5 трлн м3. По расчетам авторов (корпоративная оценка, 2003 г.), геологические ресурсы УВ составили
16,7 млрд т у.т. (при номинальном отношении 1000 м3 = 1 т жидких УВ) (табл. 3).
Извлекаемые ресурсы были оценены в 11 млрд т у.т., в том числе НПТР - 9,6 млрд т у.т. (свободный газ - более 55 %).
В начале 2012 г. на заседаниях Центральной экспертной комиссии по ресурсам обсуждались оценки НПР УВ, полученные экспертами ОАО «СибНАЦ». Они составили 25,6 млрд т у.т., что, по мнению авторов, выше реальной величины ресурсов примерно в три раза.
Критический анализ официальных и корпоративных (частных) оценок углеводородного потенциала АТ НПТР убедил авторов в том, что в качестве реальных геологических оценок НПР могут быть приняты следующие: газ свободный - 6,2^7,5 трлн м3; нефть - 4,1^4,9 млрд т; конденсат - 2,0У2,3 млрд т; попутный газ -0,8^0,9 трлн м3; всего - 13,0^15,6 млрд т у.т.
При этом к собственно традиционным ресурсам газа относится примерно 5,0^5,5 трлн м3, нефти и конденсата - 4,4^5,0 млрд т, остальные ресурсы, по сути, являются полутрадиционными, с пониженными и низкими добывными возможностями (без применения методов интенсификации), по дебитам - 30^40 тыс. м3/сут газа и менее и 3^8 т/сут нефти. Суммарный
Таблица 3
Оценка ресурсов УВ ачимовской толщи ЯНАО
Геологические ресурсы Регионы Всего
НПТР п-ов Ямал п-ов Гыдан
Свободный газ, трлн м3 6 0,4 0,6 7
Нефть, млрд т 5 0,3 0,7 6
Конденсат, млрд т 2 0,1 0,2 2,3
Попутный газ, трлн м3 1,2 0,07 0,13 1,4
Всего УВ*, млрд тут 14,2 0,87 1,63 16,7
* По расчетам ОАО «СибНАЦ», 2002 г. - 24,5 млрд т у.т., в том числе газ свободный - 9,1 трлн м3.
№ 5 (16) / 2013
90
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
геологический углеводородный потенциал АТ Надым-Пурской и Пур-Тазовской НГО может быть оценен в 14,4 млрд т у.т. Таким образом, получен достаточно аргументированный вывод о сопоставимости ресурсов газообразных и жидких УВ в АТ НПТР, однако извлекаемые ресурсы газа существенно превышают ресурсы жидких УВ .
Список литературы
1. Ахмедсафин С.К. Результаты оценки фильтрационно-емкостных свойств
и особенности геологического строения коллекторов ачимовских отложений на Ямбургском лицензионном участке по геолого-геофизическим данным /
С.К. Ахмедсафин, В.Г. Драцов,
Л. Д. Колотущенко // XV Координационное геологическое совещание. - М.: Газпром экспо, 2010. - С. 206-215.
2. Качественный и количественный прогноз газонефтеносности ачимовской толщи Надым-Пур-Тазовского региона в связи
с поисками и разведкой промышленных залежей углеводородов / В.А. Скоробогатов и др. // Прогноз газоносности России и сопредельных стран: сб. науч. тр. - М.: ВНИИГАЗ, 2000. - С. 82-98.
3. Кузьминов В.А. Картирование зон разломно-трещинного разуплотнения с целью прогноза высокодебитных участков в отложениях ачимовской толщи Уренгойского НГКМ /
B. А. Кузьминов, Л.С. Салина, Р.Г. Семашев и др. // Проблемы геологии природного газа России и сопредельных стран: сб. науч. тр. -2-е изд., перераб. - М.: ВНИИГАЗ, 2007. -
C. 180-187.
4. Курчиков А. Р. Условия формирования и атлас текстур пород ачимовского клиноформного комплекса севера Западной Сибири / А.Р. Курчиков, В.Н. Бородкин,
А.В. Храмцова. - Новосибирск: Изд. СО РАН, 2010. - 130 с.
5. Медведев Н.Ф. Влияние тектонического фактора на формирование природных резервуаров ачимовской толщи района Большого Уренгоя / Н.Ф. Медведев,
А.В. Жаворонкова, Л.В. Ягупова // Прогноз газоносности России и сопредельных стран: сб. науч. тр. - М.: ВНИИГАЗ, 2000. - С. 99-106.
6. Моисеев В.Д. Фильтрационно-емкостная модель коллекторов ачимовских отложений Большого Уренгоя / В.Д. Моисеев и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 2001.- № 4. - С. 28-31.
7. Нежданов А.А. Ачимовский нефтегазоносный комплекс - главный объект поисков и разведки новых зон углеводородов на месторождениях ОАО «Газпром» в Западной Сибири /
А. А. Нежданов и др. // XV Координационное геологическое совещание. - М.: Газпром экспо, 2010. - С. 10-20.
8. Нежданов А.А. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири
(на примере Самбургско-Уренгойской зоны) /
A. А. Нежданов и др. - М.: АГН, 2000. - 247 с.
9. Семашев Р.Г. Флюидодинамические особенности формирования и размещения скоплений УВ в ачимовской толще района Большого Уренгоя / Р.Г. Семашев,
Г.М. Зайчиков // Сырьевая база газовой отрасли России и перспективы ее развития в XXI веке: сб. науч. тр. - М.: ВНИИГАЗ, 2001. - С. 41-49.
10. Скоробогатов В.А. Генетические причины уникальной газо- и нефтеносности меловых и юрских отложений Западно-Сибирской провинции / В.А. Скоробогатов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, 2003. -№ 8. - С. 8-14.
11. Скоробогатов В. А. Ресурсы газа
в низкопроницаемых коллекторах осадочных бассейнов России и перспективы их промышленного освоения / В.А. Скоробогатов,
B. А. Кузьминов, Л.С. Салина //
Газовая промышленность. Спецвыпуск: Нетрадиционные ресурсы нефти и газа. - М., 2012. - С. 43-47.
12. Скоробогатов В. А. Термобарогеохимические условия формирования, эволюции
и современного размещения залежей углеводородов в породах мела и юры Уренгойского района Западной Сибири /
В.А. Скоробогатов // Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса: сб. науч. тр. ООО «Газпром добыча Уренгой». -М.: Недра-Бизнесцентр, 2008. - С. 82-93.
13. Скоробогатов В. А. Роль разломов
в формировании, эволюции и разрушении скоплений газа и нефти в осадочном чехле северных и юго-восточных районов Западной Сибири / В. А. Скоробогатов, Н. Н. Соловьев, В.А. Фомичев // Прогноз газоносности России и сопредельных стран: сб. науч. тр. - М.: ВНИИГАЗ, 2000. - С. 112-131.
14. Фомичев В. А. Условия формирования и перспективы газонефтеносности берриас-ранневаланжинских отложений на севере Западной Сибири: обз. инф. /
В.В. Фомичев. - М.: ИРЦ Газпром, 2000. -64 с. - (Серия «Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений»).
№ 5 (16) / 2013
