Закономерности размещения месторождений углеводородов в зоне сочленения Ямальской, Гыданской и Надым-Пурской областей Западно-Сибирской мегапровинции Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

Ключевые слова:

нефтегазоносность,

месторождение,

тектоническое

строение,

зона сочленения,

особенности

размещения,

Западная Сибирь.

Keywords:

oil-and-gas

occurence,

field,

tectonic structure, junction zone, especially accommodation, Western Siberia.

УДК 553.98:551.7(571)

И.Б. Извеков

Закономерности размещения месторождений углеводородов в зоне сочленения Ямальской, Гыданской и Надым-Пурской областей Западно-Сибирской мегапровинции

Изучение северных и арктических районов Западно-Сибирской равнины началось с 1960-х гг. В настоящее время на территории ЯНАО, включая шельф Карского моря, открыто 234 месторождения, из которых: 24 - газовые, 47 - газоконденсатные, 11 - газонефтяные, 75 - нефтяные, 3 - нефтегазовые, 74 - нефтегазоконденсатные.

Арктические районы Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции характеризуются разной степенью геолого-геофизической изученности. Одни нефтегазоносные области (НГО) и районы (НГР) в значительной степени опоискованы, другие находятся на начальной стадии поисково-разведочного процесса. Относительно хорошо изучен Тазовский п-ов, в меньшей степени - п-ов Ямал, наименее изученной территорией является самая северная и труднодоступная Гыданская НГО.

Зона сочленения (ЗС) Надым-Пурской, Ямальской и Гыданской НГО (рисунок) характеризуется различной нефтегазоносностью по разрезу и площади. В результате поисково-разведочных работ (ПРР), проведенных в этой зоне, установлен достаточно широкий возрастной диапазон нефтегазоносности. В статье рассмотрены закономерности размещения 22 месторождений, открытых в ЗС, суммарные разведанные запасы газа по которым составляют 6,1 трлн м3 (жидкие УВ превышают 1 млрд т). Промышленные скопления углеводородов (УВ) обнаружены в отложениях от кровли сеномана до палеозойских включительно. В изучаемой зоне выделяются следующие нефтегазоносные комплексы (НГК): юрский (в составе нижне-среднеюрского подкомплекса), ачимовский, неоком-аптский, альб-сеноманский. Кроме того, на Новопортовском месторождении, которое характеризуется максимальным этажом нефтегазоносности, на глубинах 2,6^4 км в коре выветривания палеозойского фундамента выявлены газоконденсатные залежи, а также получены притоки газа из коренного палеозоя (на северо-востоке площади). Распределение залежей УВ по НГК ЗС представлено в таблице.

Сеноманские отложения регионально продуктивны на всей территории северных районов Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции. К ним приурочены крупные и уникальные залежи газа на Уренгойском, Ямбургском, Заполярном и многих других месторождениях. В изучаемой зоне расположены Ямбургское, Парусовое, Северо-Парусовое, Семаковское, Тота-Яхинское, Антипаютинское, Минховское, Геофизическое, Чугорьяхинское, Северо-Каменномысское, Каменномысское, Камен-номысское-море, Обское, Ростовцевское, Нурминское и Новопортовское месторождения с газовыми залежами в сеноманских отложениях. Следует отметить, что в изучаемой зоне на территории п-ова Гыдан вследствие выровненного рельефа структурной поверхности кровли сеномана скопления газа в сеноманском горизонте выявлены только в половине месторождений, что не характерно для северных районов Западной Сибири. Залежи в отложениях сеномана не были обнаружены на Восточно-Минховском, Восточно-Бугорном и Трехбугорном месторождениях. На Солетско-Ханавейском месторождении открыта залежь в пласте ХМ1 яронгской свиты (альба). Причина заключается в отсутствии замкнутых локальных структур по кровле сеномана.

№ 5 (16) / 2013

Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.

75

Обзорная схема зоны сочленения Ямальской, Гыданской и Надым-Пурской НГО

Все сеноманские залежи северных областей Западной Сибири связаны со структурными ловушками (локальными поднятиями), высота их зависит от амплитуды структуры по замыкающей изогипсе. По типу залежи массивно-пластовые, плоскость газоводяного контакта близка к горизонтальной или имеет небольшой наклон, преимущественно в северном направлении. В изучаемой ЗС в сеномане отмечается наличие элементов текто-

нического экранирования. На месторождениях Парусовое, Северо-Парусовое, Семаковское, Геофизическое залежи сводовые массивные, осложненные тектоническими нарушениями. Наличие тектонически-экранированных месторождений и залежей в ареале Обской и Тазов-ской губ связано с отрицательными структурами типа грабенов.

Аптский подкомплекс представлен породами континентального и прибрежно-морского

№ 5 (16) / 2013

№5(16)/2013

-J

О)

Распределение залежей УВ по нефтегазоносным комплексам зоны сочленения Ямальской, Гыданской и Надым-Пурской НГО

Западно-Сибирской мегапровинции

Продуктивные комплексы и подкомплексы п-ов Ямал Обская и Тазовская губы НПТР п-ов Гыдан

Новопортовское Ростовцевское Нурминское Хамбатейское Каменномысское Каменномысское-море Северо-Каменномысское Чугорьяхинское Обское Семаковское Тота-Яхинское Антипаютинское Северо-Парусовое Парусовое Южно-Парусовое Ямбургское Минховское Восточно-Минховское Солетско-Ханавейское Восточно-Бугорное Трехбугорное Геофизическое

Сеноман Г(1) Г(1) Г(1) Г(1) Г (1) Г(1) Г(1) Г (1) Г(1) Г (1) г (1) Г(1) Г(1) Г(1) Г (3) Г(1)

Альб Г(1) Г(1)

Апт ГН(1) ГК (4) Г(1), ГК (3) Г(3) Г(1) Г (8) Г(1) г (5), ГК(1) Г(1) г (5), ГК (4), Н(1)

Неоком баррем ГК (3) ГК (7) ГК(1) ГК (2) ГК(1) ГК (3) Н(1) Г(1), ГК(1) Г(1) Н(2), ГК(1)

готерив ГК(1) Н(1), ГК(1) г (4), ГК (8), Н(1)

валанжин- берриас ГК (2), ГКН (10) ГК(7), Н (9), ГКН (1) ГК (3), Н(1) ГК (2) ГК (2), НК(1) ГК(1) ГК (44), Н(2), ГКН (2) ГК (2)

АТ ГК(1) ГК (9), Н(5)

Юра верхне- юрский ГК(1)

нижне- средне- юрский ГК (3), ГКН (5), Н(2) Н (2) ГК(1) ГК (2) ГК(1)

Палеозой ГК (2)

открытые залежи

непромышленные притоки УВ (пленки нефти)

НПТР - Надым-Пур-Тазовский регион; залежи: Г - газовые, ГК - газоконденсатные, ГКН - газоконденсатно-нефтяные, Н - нефтяные; (1) - количество залежей; АТ - ачимовская толща.

Научно-технический сборник - ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.

77

генезиса. Залежи УВ в отложениях апта открыты на Нурминском, Ростовцевском, Ново-портовском, Геофизическом, Солетско-Хано-вэйском, Восточно-Бугорном, Минховском, Восточно-Минховском, Северо-Парусовом и Парусовом месторождениях. Ловушки преимущественно структурного и литологического типов. Покрышкой служат глинистые отложения нижнеальбского возраста.

Наибольшее количество продуктивных пластов в комплексе установлено в северных районах Ямальской и Гыданской НГО. Так, в Малыгинском и Тамбейском НГР число продуктивных пластов в подкомплексе колеблется от 10 до 22, достигая максимума в Тамбейском НГР. Залежи по фазовому составу УВ газовые и газонефтяные, в нижней части комплекса - газоконденсатные. Наиболее крупные по запасам газа залежи приурочены к верхам та-нопчинской свиты. На Бованенковском и Хара-савэйском месторождениях с пластами ТП1-6 связаны уникальные по запасам залежи газа.

В юго-восточном направлении от Тамбей-ского НГР (район Обской и Тазовской губ) в сторону Мессояхского порога происходит опесчанивание разреза танопчинской и яронг-ской свит, сокращается количество зональных глинистых покрышек и, как следствие, уменьшается число газонасыщенных резервуаров.

На границе фациальных зон Гыданской, Ямальской и Надым-Пурской НГО (Мессовс-кий НГР) отмечается отсутствие выдержанных зональных глинистых покрышек, которые могли бы являться флюидоупорами для газовых залежей в апте. Выявленная закономерность не позволяет высоко оценивать перспективность разреза аптских отложений в ареале ЗС.

Из результатов проведенного анализа нефтегазоносности аптских отложений на территории изучаемой зоны следует, что основные запасы газа танопчинской свиты сосредоточены на п-ове Гыдан. Количество залежей в аптских отложениях снижается по мере приближения к Тазовской губе. В ареале Тазовской губы отложения верхней части танопчинской свиты оцениваются как водоносные.

Неокомский подкомплекс в Ямальской, Гыданской и Надым-Пурской НГО включает валанжинские, готеривские и барремские отложения и является основным для жидких УВ в Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции. Отложения комплекса накапливались в морских, прибрежно-морских и континенталь-

ных условиях и представлены ритмичным переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пород. Специфика формирования отложений неокома предопределяет наличие достаточно емких пластовых резервуаров в сочетании с перекрывающими их непроницаемыми глинистыми покрышками, что создает условия для формирования скоплений с промышленными запасами УВ. Характерной особенностью верхней части неокома и апта является наличие большого числа пластов угля мощностью от 0,Н0,5 до 2^3 м.

На севере Надым-Пурской НГО нефтегазоносность неокома наиболее широко представлена на Ямбургском месторождении. Комплекс объединяет преимущественно морские песчаные и алеврито-глинистые отложения со-ртымской и тангаловской свит. В нижней части комплекс сложен преимущественно глинистыми породами с редкими пластами песчаников и алевролитов. В неокомских отложениях Ямбургского месторождения залежи УВ выявлены в готеривской части разреза (пласты БУ13, БУ4, БУ4-3, БУ6, БУ2, БУ6) и валанжине (пласты БУ7, БУ8, БУ01, БУ02, БУ8, БУ2, БУ3, БУ9, БУ1, БУ1-2, БУ2-3, БУ2, БУ9). Залежи газоконденсатные, пластовые сводовые в основном с литологическими экранами по латерали.

В пределах Ямальской и Гыданской НГО комплекс представлен песчано-глинистыми образованиями ахской свиты, отложениями нижнетанопчинской подсвиты. Коллекторами являются плохо выдержанные по площади и разрезу пласты песчаников и алевролитов нижнетанопчинской (ТП17-ТП20), новопортов-ской (пласты НП0 и НП10) и ямальской (пласты БЯ10-БЯ16) толщ. Преобладающий тип ловушек - литологически экранированные в пределах локальных поднятий.

Наибольшее количество залежей УВ в отложениях новопортовской толщи неокомско-го НГК выявлено на Новопортовском месторождении. Почти все залежи пластовые, литологически экранированные, смешанные по фазовому состоянию (НГК и ГКН). Покрышкой для скоплений УВ в отложениях новопортов-ской толщи служит глинистая сеяхинская пачка зонального развития (50^70 м). В отложениях ямальской толщи (БЯ10-БЯ18) и нижней части танопчинской свиты (пласты ТП17-ТП20, ТП21-ТП26) залежи УВ выявлены на Ростовцевском, Нурминском и Хамбатейском месторождениях.

№ 5 (16) / 2013

78

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Продуктивность неокома в пределах изучаемой зоны Гыданской НГО доказана на Гео -физическом, Солетско-Ханавейском, Трехбу-горном и Чугорьяхинском месторождениях. На Геофизическом месторождении в отложениях неокома открыто две нефтяные (ТП08, ТП19) и одна газоконденсатная (ТП22) залежи; на Солетско-Ханавейском - одна газовая (ТП17) и одна газоконденсатная (ТП20) залежи; на Трехбугорном - одна газовая залежь в бар-ремских отложениях (пласт ТП21); на Чугорь-яхинском - три газоконденсатных залежи в отложениях танопчинской свиты (пласты ТП20, ТП22, ТП23). Небольшое количество открытых залежей в низах неокома (выше региональной покрышки) связано с низкой изученностью района глубоким бурением.

На границе фациальных зон Гыданской, Ямальской и Надым-Пурской НГО (Мессовский НГР) разрез неокомских отложений представлен группами пластов ТП17-20, ТП21-22, БУ1-2, БУ3, БУ4-7. Покрышкой для пластов ТП17-18 служат глинистые отложения нейтинской толщи, для пласта БУ3 - отложения ен-яхинской, пласта БУ5 - пимской глинистых пачек, пласта БУ8 - пачка «шоколадных» глин. Для остальных пластов покрышками служат локальные глинистые пропластки.

На Северо-Парусовом месторождении при испытании скв. 153 в интервале глубин 2625^2633 и 2638^2641 м (пласт ТП20) была открыта нефтяная залежь. На Парусовом месторождении в отложениях комплекса при испытании скв. 1001 в интервале 2680^2685 м - нефтяная залежь пласта БУ1 (по Госбалансу - БУ3). На Южно-Парусовой площади в скв. 12 при испытании пласта БУ81 в интервале 3407^3419 м (а.о. 3365^3377 м) получен фонтан газа дебитом 46,1 тыс. м3/сут, конденсата - 6,5 м3/сут на штуцере 6,1 мм. Открыто одноименное газоконденсатное месторождение. На Семаковском лицензионном участке, по данным интерпретации ГИС, в скв. 54 с неясным характером насыщения выделены пласты БУ6 и БУ8. По данным ГИС, на Тота-Яхинском участке пласты БУ3, БУ2 и БУ3 (неиспытанные) оцениваются как неясные по характеру насыщения.

Из результатов проведенного анализа нефтегазоносности неокомских отложений на территории изучаемой зоны следует, что размещение залежей УВ в основном связано с литологофациальными условиями образования толщ. Неокомские отложения по особенностям стро-

ения существенно отличаются от выше- и ни-жезалегающих толщ наиболее резко выраженной фациальной и литологической изменчивостью как по разрезу, так и по площади. В северной части Надым-Пурской НГО, представленной уренгойским типом разреза (сортым-ская и тангаловская свиты), наиболее перспективной является готерив-валанжинская часть разреза. В изучаемой части п-ова Ямал, представленного Восточно-Ямальским типом разреза с выделяемой в его составе новопортов-ской толщей, залежи УВ распространены в отложениях баремского, готеривского и берриас-валанжинского возраста. На Новопортовском и Ростовцевском месторождениях наибольшее количество залежей открыто в отложениях но-вопортовской толщи (берриас - низы валан-жина). В южной части Гыданской области перспективы нефтегазоносности неокомских отложений связаны с отложениями баррема.

Региональная верхнеюрско-валанжинская покрышка осложнена песчано-глинистой АТ. Ачимовский НГК на севере НПТР регионально продуктивен, однако на Гыдане и Ямале его распространение проблематично, нефтегазоносность недостаточно изучена.

На сейсмических разрезах горизонты АТ имеют клиноформный рисунок, где пласты АТ и шельфовые пласты соединяются синхронными границами.

Условия формирования осадков и вторичные процессы, происходившие в меловое время, определили своеобразие фильтрационноемкостных свойств (ФЕС) коллекторов ачимов-ских отложений. Следует отметить, что зоны наилучших коллекторских свойств не совпадают с ареалами лучшей гранулометрической от-сортированности песчаников. Это свидетельствует о том, что значительное влияние на коллекторские свойства пород оказывают вторичные процессы и трещиноватость.

ФЕС ачимовских коллекторов часто низкие, их проницаемость составляет 0,001^0,01 Д, открытая пористость - 14^18 %, цемент коллекторов глинисто-карбонатный. Следует отметить наличие в отложениях ачимовской толщи аномально высоких пластовых давлений и повышенных температур.

На Ямбургском месторождении в АТ открыто четыре нефтяные (в пластах Ач5, Ач4, Ач3, Ач3) и девять газоконденсатных (в пластах Ач25, Ач6, Ач2, Ач^1, Ач2, Ач3, Ач0, Ач00, АчБУ12) литологически экранирован-

ий 5 (16) / 2013

Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.

79

ные залежи. Дебиты газа сепарации изменяются от 25,1 до 92,7 тыс. м3/сут, стабильного конденсата - от 2,16 до 37,14 м3/сут на шайбе 6 мм, штуцере 4,3 мм, нефти - от 0,5 до 25,3 на штуцере 3 мм. Плотность конденсата - 0,733^0,786 г/см3, удельный вес нефти -0,82^0,84 г/см3. Пластовое давление изменяется в диапазоне от 49,85 до 75,85 МПа, пластовая температура - от 88 до 110,5 °С.

Песчано-глинистые отложения АТ повсеместно перекрываются толщей морских ниж-неваланжинских глин большой мощности. Песчано-алевролитовые тела не выдержаны в широтном направлении, но довольно хорошо прослеживаются в меридиональном, образуя узкие зоны повышенных мощностей песчаников, ориентированных с севера на юг. Ачи-мовский НГК является одним из наиболее сложнопостроенных объектов разреза.

Характерной особенностью ачимовских отложений является их резкая литологическая изменчивость. Стандартные методы ГИС недостаточно уверенно выделяют эффективные толщины, что создает серьезные трудности в их прогнозировании.

Песчано-глинистые части неокома и юры отделяет региональная покрышка позднеюрско-ранневаланжинского возраста мощностью от 100 до 300 м и более.

Отложения нижне-среднеюрского подкомплекса (развиты на севере повсеместно, но залегают обычно на больших глубинах) вскрыты в пределах структур единичными скважинами и изучены относительно слабо, за исключением Новопортовского месторождения. Практически на всех площадях, где глубокими скважинами вскрыты породы комплекса, получены прямые признаки продуктивности юрских отложений. Важным критерием для поисков скоплений УВ является наличие в нижне-среднеюрском разрезе пространственно выдержанных, ритмично чередующихся глинистых и песчано-алевролитовых толщ. В изучаемом районе залежи в нижнесреднеюрских отложениях открыты на п-овах Ямал (Новопортовское месторождении, пласты Ю1, Ю2, Ю3, Ю4, Ю5), Гыдан (Геофизическое месторождение, пласт Ю2) и Тазовском (Ямбургское месторождение, пласты Ю21, Ю2). Непромышленные притоки УВ получены на Парусовом (пласт Ю6), Северо-Парусовом (пласт Ю21) и Семаковском (пласты Ю0, Ю2) месторождениях.

Доюрские отложения развиты на севере повсеместно, но залегают обычно на больших глубинах, с чем связана их слабая изученность глубоким бурением. Породы фундамента представлены глинистыми и кремнистыми сланцами, базальтами, а также известняками разной степени метаморфизма.

Перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений связывают с корами выветривания фундамента, зонами распространения сильнотрещиноватых и кавернозных известняков. Зоны развития дизъюнктивной тектоники, создающие благоприятные условия для развития коллекторов трещинного типа, также можно отнести к перспективным объектам поисков УВ в палеозойских отложениях.

Газовые залежи с низким содержанием конденсата в отложениях палеозоя открыты на Новопортовском месторождении. Особый интерес представляют результаты исследования скв. 216 и 217, вскрывших карбонатные отложения. Так, в скв. 216 в интервале разреза 2940^3308 м из десяти опробованных интервалов получен газ (иногда с пластовой водой и нефтью) дебитом до 582,1 тыс. м3/сут на диафрагме 20,2 мм. В скв. 217 в кровельной части карбонатов также получен приток газа дебитом 496,6 тыс. м3/сут на диафрагме 16,2 мм. Открытые залежи не локализованы, их промышленный потенциал не определен.

В связи со слабой изученностью палеозойских отложений возникают серьезные трудности в прогнозировании перспективных объектов для поиска УВ.

Исходя из результатов анализа закономерностей размещения залежей УВ в ЗС Надым-Пурской, Ямальской и Гыданской НГО можно сделать следующие выводы.

1. Сеноманские отложения регионально продуктивны на всей территории Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции, однако в южной части п-ова Гыдан (вследствие выровненного рельефа структурной поверхности кровли сеномана) скопления газа отмечены только на двух (Минховское, Геофизическое) из шести рассматриваемых месторождений.

2. Аптский подкомплекс наиболее перспективен для поисков скоплений УВ в северных районах Ямальской и Гыданской НГО. Перспективы нефтегазоносности аптского подкомплекса снижаются в юго-восточном направлении в сторону Мессояхского порога вследствие сокращения количества зональных

№ 5 (16) / 2013

80

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

глинистых покрышек в разрезе танопчинской и яронгской свит.

3. Неокомские отложения регионально продуктивны на территории Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции. Они отличаются ярко выраженной фациальной и литологической изменчивостью по разрезу и по площади. Размещение УВ в основном связано с литолого-фациальными условиями образования ловушек.

4. Ачимовская толща - один из наиболее сложных объектов разреза, особенностью которого является резкая литологическая изменчивость. Наиболее перспективным районом для поисков скоплений УВ в ачимовской толще изучаемого района представляется Надым-Пурская НГО.

5. Юрские отложения в северных районах Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции развиты повсеместно, но залегают на больших глубинах и относительно слабо изучены глубоким бурением. Важным критерием

Список литературы

1. Геология и полезные ископаемые России. -СПб.: ВСЕГЕИ, 2000. - Т 2. - С. 43-158.

2. Сурков В. С. Нижне-среднеюрский комплекс Западно-Сибирской плиты - особенности его строения и нефтегазоносность / В.С. Сурков, Л.В. Смирнов, Ф.Г. Гурари и др. // Геология и геофизика. - 2004. - Т 45. - С. 55-58.

3. Скоробогатов В.А. Геологическое строение и газонефтеносность Ямала /

В.А. Скоробогатов, Л.В. Строганов,

В.Д. Копеев. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. -352 с.

4. Астафьев Д. А. Грабен-рифтовая система и размещение зон нефтегазонакопления

на севере Западной Сибири / Д.А. Астафьев,

В. А. Скоробогатов, А. М. Радчикова // Геология нефти и газа. - 2004. - № 4.

для поисков скоплений УВ является наличие в нижне-среднеюрском разрезе пространственно выдержанных, ритмично чередующихся глинистых и песчано-алевролитовых толщ.

6. Перспективы нефтегазоносности палеозойского комплекса связывают с корами выветривания фундамента, зонами распространения сильно трещиноватых и кавернозных известняков. В палеозойском комплексе вследствие его слабой изученности возникают трудности при прогнозировании перспективных объектов для поисков УВ.

Таким образом, рассматриваемая зона характеризуется развитием как многозалежных (типа Ямбургского и Новопортовского), так и одно-двухзалежных (типа Каменномысского, Обского, Тота-Яхинского и др.) месторождений. Не вполне понятна низкая продуктивность нижнемеловой толщи в ареале Обской и Тазовской губ, что связано, по-видимому, с тектоническими условиями газонакопления.

5. Огнев А.Ф. Особенности формирования месторождений газа и нефти в динамически активной зоне Мессояхского порога Обско-Тазовского мелководья Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна / А.Ф. Огнев,

Н.А. Туренков // 8-я Международная конференция по освоению ресурсов нефти

и газа Российской Арктики и континентального шельфа СНГ: сб. докладов. - СПб., 2007.

6. Огнев А.Ф. Разломно-сдвиговые деформации при коллизии Тазовского и Гыданского геоблоков и их влияние на распределение газа в массивных ловушках сеноманских отложений по результатам 2D и 3D сейсмогеологического моделирования в акватории Тазовской губы

и прилегающих участков суши / А.Ф. Огнев, В.А. Холодилов, М. Л. Цемкало и др. //

III Международная конференция по освоению ресурсов нефти и газа Российского шельфа: Арктика и Дальний Восток (ROOGD-2010). -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2010.

№ 5 (16) / 2013