|
УДК 553.98.041:551.763.12(571.1) |
Оценка перспектив нефтегазоносности неокомских отложений севера Западной Сибири по геохимическим показателям
С.Н. БЕСПАЛОВА (Главтюменьгеология)
Наиболее перспективные направления геологоразведочных работ на большей части территории Западной Сибири достаточно обоснованы данными, полученными с помощью различных методов. Однако северные районы (север Ямальского, Гыданский полуострова и прилегающие к ним земли) пока слабо изучены глубоким разведочным бурением и перспективы нефтегазоносности там оценены условно.
В этом отношении интересны газогидрохимические методы исследования, которые позволяют наметить не только региональное направление работ, но и оценить перспективы разреза, особенно в залежах неантиклинального типа. С этой целью нами изучались закономерности поведения водорастворенных газов (ВРГ) из глубинных проб 494 интервалов разреза неокомских отложений на 39 площадях в северных районах Западно-Сибирского мегабассейна.
Состав газа в неокомских породах, отличающихся высокими температурами и давлениями (примерно 70-100 °С, 25-30 МПа) и содержащих воды низкой минерализации (5-12 г/л), - преимущественно метановый (табл. 1). Концентрация метана на территории, перспективной в нефтегазоносном отношении, колеблется (%) от 78 до 98, этана от 0,42 до 10,2, пропана от 0,051 до 6,49. В большинстве проб газа обнаружены высшие гомологи метана (бутан, пентан, гексан) от десятых до сотых долей процента, наличие которых возрастает по мере приближения исследуемого объекта к залежи УВ.
Содержание углекислоты в газе незначительно и варьирует от 0,2 до 1,4 %, азота - от 0,56 до 3,46 %. Повышенная концентрация азота (до 20 %) в отдельных пробах центральных областей при низком содержании в них СO2 объясняется отбором проб в процессе обратной промывки, что снижает их качество. Такие пробы нами при региональных построениях не учитывались.
Пластовые воды готерив-барремских и берриас-валанжинских отложений (см. табл. 1) имеют газонасыщенность от 1,2 (Надымская площадь) до 3 л/л (Уренгойская). Низкое содержание газа в глубинных пробах отдельных интервалов испытания, в частности 0,67 л/л на Семаковской площади (скв. 51, глубина 2778-2794 м) и 0,3 л/л на Антипаютинской площади (скв. 2, 2554-2557 м), возможно, объясняется погрешностями способа замера (объемный метод без газоотделителя). Высокая концентрация ВРГ в пробах (3,5 л/л и более) отмечается там, где из пласта был получен приток воды, в котором нефть или конденсат составляют от 3 до 20 %. Ни аномально низкие, ни аномально высокие значения газонасыщенности для региональных построений не использовались.
Зона развития метановых газов на современном этапе изученности для берриас-валанжинских отложений в региональном плане ограничена изолинией газонасыщенности 1 л/л (рис. 1). По мере приближения к центральной части рассматриваемой территории она увеличивается до 2 л/л. Повышенная газонасыщенность (до 2,5 л/л и более) пород этого возраста отмечается в районе Новопортовского вала, а в центральной части Гыданского полуострова содержание ТУВ в газах снижается, газонасыщенность составляет 1,5 л/л и менее. К северу от Новопортовского вала разрез берриас-валанжинских отложений заметно глинизируется и данные газонасыщенности вод северной и центральной частей Ямала отсутствуют.
ВРГ берриас-валанжинских и готерив-барремских пород менее жирные (табл. 2, рис. 1), чем нижне-среднеюрских [1]. ТУВ в ВРГ неокомских отложений на большей части территории составляют 4-6 %.
В районе Надым-Пурского междуречья в берриас-валанжинских образованиях выделяется зона с повышенным содержанием ТУВ (до 8-10% на Ямсовейской, Ямбургской и Песцовой площадях, до 15 % на Пангодинской, Надымской и Заполярной, см. рис. 1). В ВРГ Русской и Верхнетазовской площадей отмечается уменьшение количества ТУВ (до 1 % и менее) по всему разрезу неокомских отложений.
ВРГ готерив-барремских пород (см. табл. 2) на отдельных площадях (Пангодинская и Надымская) характеризуются высокой концентрацией гомологов метана (до 20 %). На Ямальском полуострове увеличение ТУВ в ВРГ зафиксировано в северо-западной части (Харасавэйская, Нейтинская и Южно-Тамбейская площади).
Пластовые воды неокомских образований на большей части территории недонасыщены газами. Для берриас-валанжинских отложений линия, соответствующая значению коэффициента газонасыщенности 0,6, оконтуривает почти всю ее северную часть. В Надым-Тазовском междуречье и на Гыданском полуострове степень насыщения вод газами увеличивается (Рг/Рв = 0,8 и более), а на Заполярной и Тазовской площадях оно близко к предельному (рис. 2).
Пластовые воды готерив-барремских отложений менее насыщены газами. Изогинса коэффициента газонасыщенности 0,6 оконтуривает большую часть территории Ямальского и Гыданского полуостровов, замыкаясь на юге Надым-Тазовского междуречья. Значительное насыщение вод отмечается на Тазовской площади. Воды на западе Ямала (Харасавэйская площадь) характеризуются ростом величины Рг/Рв до 0,7.
Известно [2, 6], что при региональных построениях высокоинформативные поисковые критерии перспективности территории в нефтегазоносном отношении - метан и ТУВ: отношение метана к его гомологам (коэффициент метанизации), этана к высшим УВ (коэффициент этанизации) и др.
А.А. Карцев [3] отмечал, что один из диагностических геохимических признаков при определении типа залежи по фазовому состоянию - отношение изомерных форм высших УВ к нормальным. В газах нефтяных залежей [5] величина коэффициента изобутан/н-бутан колеблется от 0,1 до 0,8, газоконденсатных - от 0,6 до 1 и газовых- от 0,8 до 2,1. Отношение изопентан/н-пептан изменяется в зависимости от типа залежи в пределах соответственно 0,1-1,5, 0,8-1,9 и 1-2,4. В ДДВ [6] в приконтурных водах отношение изобутан/н-бутан варьирует от 0,3 до 0,6 и при удалении от залежи увеличивается до 0,9-1,2.
Эти коэффициенты были апробированы нами для разных районов севера Западной Сибири, различающихся геологическими и термобарическими условиями формирования и существования залежей.
Кроме того, ВРГ газовых, а часто и газоконденсатных залежей в Западной Сибири характеризуются отсутствием в их составе бутана и пентана. Нами для дифференцированного прогноза типа залежи по фазовому состоянию предложен комплексный параметр (i-C5/n-C5)/(i-C4/n-C4), который был проверен на ряде залежей с доказанной нефтегазоносностью (табл. 3). В таблице показана достаточно четкая дифференциация содержания в газах ТУВ, коэффициентов метанизации, этанизации, отношения изомерных форм УВ к нормальным формам пентана и бутана в зависимости от типа залежи (табл. 4). Полученные результаты были использованы для региональной и локальной оценки перспектив изученных отложений рассматриваемой территории.
Берриас-валанжинские породы перспективны на поиски нефти на Пангодинской (пласты БУ12 и БУ14) и Надымской (пласты БМ12) площадях. В отложениях берриасского возраста в центральной части Гыданского полуострова прогнозируются залежи газоконденсата с нефтяной оторочкой (пласты БГ12 и БГ14), в валанжинских - газоконденсатные залежи. На остальной части территории (см. рис. 2) в берриас-валанжинских отложениях Надым-Тазовского междуречья и Ямала предполагается открытие преимущественно газоконденсатных залежей и реже газоконденсатных залежей с нефтяными оторочками, главным образом вдоль западного (Медвежья площадь) и восточного (Заполярная) бортов Надым-Тазовской синеклизы, а также юго-западного борта Южно-Ямальской синеклизы. В готерив-барремских породах наличие нефтяных залежей возможно на Пангодинской площади (пласты БУ5, БУ7, БУ8-9), газоконденсатных с нефтяными оторочками - на Семаковской (пласты БУ1 , БУ5, БУ8) и Харасавэйской (пласт ТП21) площадях. На Гыданском и Утреннем куполовидном поднятиях в отложениях танопчинской свиты предполагаются преимущественно газовые залежи. Районы Верхнетазовской и Русской площадей по всему разрезу неокомских отложений прогнозируются как преимущественно газоносные территории.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Беспалова С.Н. Водорастворенные газы юрских отложений севера Западной Сибири>. - Геология нефти и газа, 1981, № 9, с. 21-26.
2. Зорькин Л.М. Геохимия газов пластовых вод нефтегазоносных бассейнов. М., Недра, 1973.
3. Карцев А.А. Основы геохимии нефти и газа. М., Недра, 1978.
4. Методы обработки и интерпретации результатов гидрогеологических исследований в нефтегазопоисковых целях / М.И. Суббота, В.Ф. Клейменов, Е.В. Стадник и др. М., Недра, 1980.
5. Методика гидрогеологических исследований локальных структур при поисках нефти и газов / Я.А. Ходжакулиев, М.И. Суббота, А.А. Аванесов и др. Ашхабад, Союзучетиздат, 1978.
6. Стадник Е.В. Методические особенности прогноза нефтегазоносности по газовым показателям.- Труды ВНИГНИ. М., 1977, вып. 200, с. 162-175.
Поступила 25/1 1983 г.
Таблица 1 Изменение состава ВРГ в неокомских отложениях севера Западной Сибири
|
Площадь |
Число определений |
Состав газа (в среднем), % |
Газонасыщение, л/л |
||||
|
СН4 |
С2Н6 |
С3Н8 |
CO2 |
N2 |
|||
|
Берриас-валанжинские отложения |
|||||||
|
Русская |
6 |
97,58 |
0,64 |
0,31 |
0,24 |
0,65 |
2,61 |
|
Южно-Русская |
4 |
86,51 |
2,87 |
1,93 |
0,37 |
2,45 |
1,52 |
|
Тазовская |
3 |
92,68 |
2,75 |
0,94 |
0,91 |
1,32 |
3,08 |
|
Заполярная |
9 |
85,78 |
5,31 |
3,05 |
0,82 |
2,74 |
2,62 |
|
Юрхаровская |
7 |
91,66 |
3,58 |
2,25 |
0,42 |
1,54 |
2,73 |
|
Ямсовейская |
5 |
83,29 |
2,92 |
0,98 |
0,93 |
2,43 |
3,00 |
|
Уренгойская |
21 |
91,12 |
3,57 |
1,36 |
0,74 |
1,23 |
3,01 |
|
Находкинская |
2 |
93,76 |
2,64 |
0,85 |
0,57 |
2,31 |
2,16 |
|
Семаковская |
3 |
91,85 |
2,98 |
1,44 |
0,62 |
1,93 |
- |
|
Антипаютинская |
3 |
96,04 |
1,81 |
0,12 |
0,58 |
0,93 |
- |
|
Самбургская |
7 |
90,34 |
90,34 |
2,89 |
1,53 |
1,85 |
2,49 |
|
Среднемессояхская |
3 |
90,7 |
3,44 |
1,23 |
1,11 |
2,71 |
1,38 |
|
Пангодинская |
12 |
77,96 |
10,25 |
6,49 |
0,33 |
0,88 |
2,23 |
|
Медвежья |
11 |
92,32 |
3,57 |
1,25 |
0,17 |
1,84 |
2,8 |
|
Надымская |
6 |
85,80 |
4,74 |
4,20 |
0,44 |
2,24 |
1,2 |
|
Песцовая |
16 |
90,32 |
3,41 |
1,86 |
0,59 |
1,93 |
2,1 |
|
Харасавэйская |
5 |
80,92 |
3,64 |
2,05 |
0,71 |
1,44 |
- |
|
Среднеямальская |
3 |
90,66 |
2,71 |
0,34 |
1,85 |
2,93 |
2,03 |
|
Новопортовская |
6 |
90,31 |
3,06 |
1,08 |
0,53 |
1,69 |
3,00 |
|
Геофизическая |
3 |
92,15 |
2,74 |
1,06 |
0,64 |
2,02 |
3,1 |
|
Малоямальская |
2 |
96,15 |
1,36 |
0,67 |
0,78 |
1,01 |
2,53 |
|
Гыданская |
4 |
90,85 |
2,34 |
0,76 |
1,28 |
2,36 |
1,4 |
|
Ярудейская |
3 |
87,84 |
2,99 |
2,67 |
0,37 |
3,76 |
2,42 |
|
Етыпуровская |
7 |
90,38 |
2,74 |
1,08 |
0,07 |
3,42 |
2,03 |
|
Южно-Часельская |
2 |
95,68 |
1,08 |
Следы |
0,59 |
2,54 |
1,74 |
|
Усть-Часельская |
4 |
95,98 |
1,35 |
0,06 |
0,19 |
3,43 |
1,85 |
|
Готерив-барремские отложения |
|||||||
|
Русская |
2 |
98,43 |
0,41 |
|
0,28 |
0,62 |
2,39 |
|
Южно-Русская |
2 |
87,96 |
2,45 |
1,48 |
0,29 |
3,14 |
1,44 |
|
Тазовская |
9 |
94,75 |
2,83 |
0,71 |
0,19 |
1,28 |
2,33 |
|
Заполярная |
24 |
91,78 |
4,26 |
2,83 |
0,38 |
2,06 |
2,41 |
|
Юрхаровская |
10 |
02,98 |
3,25 |
1,74 |
0,31 |
1,38 |
2,43 |
|
Ямсовейская |
1 |
84,02 |
2,87 |
0,84 |
0,99 |
2,57 |
1.6 |
|
Уренгойская |
10 |
92,72 |
3,21 |
0,84 |
0,53 |
1,3 |
2,0 |
|
Находкинская |
3 |
94,17 |
2,43 |
0,56 |
0,47 |
2,01 |
2,55 |
|
Семаковская |
3 |
94,67 |
2,84 |
1,22 |
0,54 |
1,85 |
|
|
Антипаютинская |
3 |
97,02 |
1,72 |
0,12 |
0,66 |
0,87 |
- |
|
Самбургская |
5 |
91,35 |
2,78 |
1,03 |
0,35 |
1,76 |
2,5 |
|
Песцовая |
2 |
91,72 |
2,95 |
1,67 |
0,55 |
2,01 |
1,9 |
|
Харасавэйская |
15 |
87,69 |
3,84 |
1,95 |
0,76 |
1,23 |
1,99 |
|
Южно-Тамбейская |
2 |
85,72 |
5,67 |
2,00 |
0,98 |
0,87 |
2,58 |
|
Нейтинская |
7 |
90,18 |
3,47 |
1,25 |
0,87 |
2,05 |
2,18 |
|
Среднеямальская |
5 |
92,78 |
3,37 |
0,23 |
1,65 |
3,4 |
2,1 |
|
Крузенштернская |
3 |
91,34 |
3,87 |
1,92 |
0,98 |
1,49 |
1,15 |
|
Бованенковская |
15 |
92,93 |
3,15 |
0,91 |
0,76 |
1,05 |
2,03 |
|
Новопортовская |
11 |
91,34 |
3,87 |
1,76 |
0,62 |
1,59 |
2,41 |
|
Геофизическая |
13 |
94,3 |
2,5 |
1,08 |
0,65 |
1,94 |
1,92 |
|
Малыгинская |
2 |
93,81 |
2,01 |
0,63 |
1,56 |
2,04 |
2,5 |
|
Арктическая |
3 |
91,76 |
2,84 |
1,77 |
1,02 |
1,53 |
1,89 |
|
Малоямальская |
1 |
96,31 |
1,18 |
0,43 |
0,62 |
0,82 |
2,17 |
|
Гыданская |
4 |
95,34 |
1,01 |
0,37 |
1,02 |
2,07 |
1,08 |
Таблица 2 Распределение соотношений компонентов ВРГ в готерив-барремских отложениях севера Западной Сибири
|
Площадь |
С2Н6 +высш. |
CH4/С2Н6+ высш. |
i-С4/n-С4 |
i-C5/n-C5 |
|
Надым-Тазовское междуречье |
||||
|
Юрхаровская |
5,99 |
15,3 |
0,721 |
1,322 |
|
Ямсовейское |
4,73 |
17,6 |
0,667 |
1,967 |
|
Уренгойская |
0,81 |
15,7 |
0,898 |
1,858 |
|
Находкинская |
4,13 |
22,7 |
0,980 |
1,583 |
|
Семаковская |
5,26 |
17,5 |
0,907 |
1,255 |
|
Пангодинская |
21,20 |
3,7 |
0,703 |
1,318 |
|
Надымская |
10,65 |
8,1 |
0,996 |
1,512 |
|
Тазовская |
4,01 |
23,1 |
0,963 |
1.154 |
|
Медвежья |
5,42 |
17,0 |
0,643 |
1,134 |
|
Заполярная |
8,68 |
9,9 |
0,981 |
1.122 |
|
Песцовая |
6.71 |
13,5 |
0,857 |
1,098 |
|
Ямбургская |
7,27 |
12,4 |
1,170 |
1,181 |
|
Русская |
0,42 |
21,93 |
- |
- |
|
Верхнетазовская |
0,87 |
164 |
- |
- |
|
Ямальский полуостров |
||||
|
Среднеямальская |
3,33 |
27,2 |
2,49 |
0,169 |
|
Новопортовская |
4,84 |
18,7 |
- |
- |
|
Бованенковская |
4,45 |
20,6 |
0,800 |
1,939 |
|
Арктическая |
4,91 |
18,5 |
1,026 |
1,397 |
|
Нейтинская |
7,33 |
12,1 |
0,675 |
1,191 |
|
Харасавэйская |
6,59 |
12,3 |
1,010 |
0,607 |
|
Южно-Тамбейская |
8,52 |
9,9 |
0,879 |
1,427 |
|
Малыгинская |
2,98 |
30,8 |
2,492 |
- |
|
Геофизическая |
4,12 |
22,4 |
0,859 |
1,153 |
Таблица 3 Изменение газогидрохимических показателей прогноза нефтегазоносности по ВРГ в зависимости от типа залежи на месторождениях севера Западной Сибири с доказанной нефтегазоносностью
|
Месторождение |
Пласт, в котором открыта самостоятельная залежь |
ТУВ* |
CH4 |
C2H6+высш. |
i-C5/n-C5 |
|
С2Н6+высш. |
С3Н8+высш. |
i-C4/n-C4 |
|||
|
Газоконденсатные залежи |
|||||
|
Уренгойское |
БУ5, БУ122 |
1,1- 4,1 |
24,0-90,3 |
2,5-7,2 |
0 |
|
2,7 |
52,7 |
4,2 |
|
||
|
Заполярное |
АТ11, БТ4 |
2,5-3,1 |
33,0-37,1 |
5,1-7,2 |
0-0,4 |
|
2,8 |
35,0 |
6,0 |
0.2 |
||
|
Харасавэйское |
ТП10 ТП18 ТП13-14 ТП24 |
1,6-4,8 |
19,1-58,1 |
1,9-2,6 |
0-1,1 |
|
3,4 |
33,0 |
2,2 |
0,6 |
||
|
Газоконденсатные залежи с нефтяной оторочкой |
|||||
|
Уренгойское |
БУ80, БУ8 БУ9, БУ10-11 БУ12, БУ120 |
3,1-13,0 |
5,2-42,3 |
1,2-3,7 |
0,6-4,5 |
|
7,1 |
20,1 |
2,3 |
1,7 |
||
|
Заполярное |
БТ6, БУ8 |
7,5-25,0 |
10,2-55,1 |
1,5-5,6 |
0,6-1,6 |
|
12,0 |
25,0 |
2,9 |
1,0 |
||
|
Юрхаровское |
БУ8 |
7,2 |
15,5 |
2,5 |
2,0 |
|
Новопортовское |
НП1, НП4 |
1,5-8,6 |
13,9-37,4 |
1,7-4,1 |
Не определялось |
|
5,2 |
23,1 |
3,0 |
|||
* В числителе- предельные, в знаменателе -средние значения концентрации.
Таблица 4 Изменение газогидрохимических показателей раздельного прогноза в зависимости от типа залежи
|
Залежь |
ТУВ |
СН4 |
С2Н6 |
i-C6/n-C6 |
|
С2Н6+высш. |
C3H8+высш. |
i-C4/n-C4 |
||
|
Газовая |
0,48 |
1000 |
|
|
|
Газоконденсатная* |
2,95 |
34 |
4,13 |
0,12 |
|
Газоконденсатная с нефтяной оторочкой* |
9,18 |
20,9 |
2,68 |
1,56 |
|
Нефтяная* |
19,71 |
7,38 |
0,44 |
1,8 |
|
Нефтяная (фоновые значения)** |
2,26 |
45,45 |
1,92 |
0,14 |
* Пробы ВРГ отобраны из интервалов, расположенных на 1-5 м ниже ВНК (ГВК);
** То же, на 15 - 20 м ниже ВНК, в законтурной зоне.
Рис. 1. Схематическая карта распределения газонасыщенности и содержания ТУВ в берриас-валанжинских отложениях севера Западной Сибири.
1 - площади, на которых замерялась газонасыщенность и отбирались пробы ВРГ; 2 - изолинии газонасыщенности, л/л; 3 - изолинии содержания ТУВ в ВРГ; 4 - зона глинизации разреза: тектонические элементы: I- Харасавэйский вал, II - Бованенковское куполовидное поднятие (к. п.), III - Арктический вал, IV - Новопортовский вал, V - Ямбургское к. п., VI - Среднемессояхское к. п., VII - Песцовый вал, VIII - Медвежий мегавал, IX - Уренгойский мегавал, X - Заполярное к. п., XI - Русско-Часельский мегавал, XII - Гыданское к. п.
Рис. 2. Схематическая карта прогнозирования зон нефте- и газонакопления в берриас-валанжинских отложениях.
Изолинии коэффициента: 1 - метанизации, 2 - газонасыщенности; территории, перспективные на поиски залежей: 3 - нефтяных, 4 - газоконденсатных с нефтяной оторочкой, 5 - газоконденсатных, 6 - газовых. Остальные уcл. обозн. см. на рис. 1