|
УДК 553.98:551.762(571.121) |
Л.В. СТРОГАНОВ (Главтюменьгеология)
Северные районы Западно-Сибирского НГБ играют значительную роль в деле подготовки запасов нефти и газа. Здесь открыты многие месторождения газа, газоконденсата и нефти в отложениях в основном мелового возраста. Однако они составляют (в районах локальных поднятий) только половину объема пород мезозойской части осадочного чехла бассейна. Значительную долю объема занимают пока малоизученные юрские отложения, в настоящее время оцениваемые как высокоперспективные в нефтегазоносном отношении. Детальное изучение геологического строения и нефтегазоносности этих отложений в северных районах бассейна, в частности на п-ове Ямал, позволит, по мнению автора, точнее прогнозировать нефтегазоносность пород юры и фазовое состояние УВ в них.
Отложения юры на п-ове Ямал вскрывались и опробовались только в южной его части, на Новопортовской, Среднеямальской и Арктической площадях, где они сложены песчано-алеврито-глинистыми породами, в которых выделено три свиты: тюменская, абалакская, баженовская.
Тюменская свита объединяет нижне- и среднеюрские отложения континентального генезиса, которые представлены крайне неравномерным переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. В нижней части свиты залегают конгломераты - брекчии, гравелиты. Верхняя часть содержит несколько мощных (до 20 м) пластов песчаников и алевролитов. Максимальная мощность отложений свиты 570 м (Новопортовская площадь). Абалакскую и баженовскую свиты (верхняя юра) составляют аргиллиты преимущественно морского генезиса мощностью 60-70 м.
В результате опробования потенциально продуктивных горизонтов юрских отложений промышленная нефтегазоносность установлена лишь на Новопортовской площади. При испытании скв. 53 в интервале 2005-2013 м (тюменская свита, пласт Ю2-3) получен фонтан газа с нефтью и конденсатом. Дебит газа на диафрагме 23,2 мм 162,3 тыс. м3/сут. Нефтеконденсатный фактор 242 см3/м3. Пластовое давление 19,5 МПа (на глубине 1715 м). При испытании скв. 78 и 64 этой же площади в интервалах соответственно 2040-2054 и 2052-2058 м (пласт Ю3) получены притоки нефти дебитами 3,55 м3/сут на динамическом уровне 641,5 м и 3,7 м3/сут на динамическом уровне 1663,5 м. Многие скважины дали притоки пластовой воды с нефтью, нефтяной эмульсией или пленкой нефти.
На Арктической площади при испытании скв. 11 в интервале 3096-3120 м (на 224 м ниже кровли тюменской свиты) получен приток газа дебитом 6 тыс. м3/сут на диафрагме 6 мм. Пластовое давление 33,7 МПа, температура 108 °С (на глубине 2975 м). На Среднеямальской площади при бурении скв. 14 отмечены интенсивные газопроявления из отложений тюменской свиты.
В северной части Ямала на Бованенковской, Харасавэйской и Сядорской площадях получены новые данные о геологическом строении и нефтегазоносности юрских отложений. Они сложены песчано-алеврито-глинистыми породами, в которых выделено восемь свит: левинская, джангодская, лайдинская, вымская, леонтьевская, малышевская, абалакская и баженовская. Джангодские, вымские, малышевские отложения - песчано-алеврито-глинистые, преимущественно прибрежно-морского генезиса, левинские, лайдинские, леонтьевские, абалакские и баженовские - глинистые, преимущественно морского генезиса.
Таким образом, в геологическом строении юрских отложений северной части Ямала принимают участие более мористые, более плотные глинистые отложения, чем в южной, что способствует ухудшению коллекторских свойств песчано-алевритовых пластов к северу области.
Песчано-глинистые отложения малышевской свиты к северу от Бованенковской площади замещаются глинистыми отложениями леонтьевской свиты. В результате замещения мощность отложений малышевской свиты уменьшается от 64-71 (Бованенковская площадь) до 52-60 м (Харасавэйская), а леонтьевской увеличивается от 100-107 (Бованенковская) до 144 м (Харасавэйская). Песчано-глинистые отложения вымской свиты на севере замещаются глинистыми отложениями лайдинской свиты, что приводит к уменьшению мощности вымской свиты от 92-102 (Бованенковская площадь) до 18 м (Харасавэйская).
Отсюда видно, что интенсивность глинизации этой части разреза на севере области значительна, так что в районе Малыгинской площади сохранились, вероятно, только песчано-алевритовые отложения джангодской свиты.
В разрезе юрских отложений Ямала выделяются 12 песчано-алевритовых пластов, с которыми связаны перспективы нефтегазоносности этих отложений. Распределяются пласты по свитам следующим образом: баженовская свита - пласт Ю0, малышевская - пласты Ю2-3, вымская - пласты Ю6-7, джангодская - пласты Ю10-16.
Все они сложены мелкозернистыми песчано-алевролитовыми разностями с прослоями крепких темно-серых аргиллитов и подвержены литолого-фациальным изменениям; коллекторские свойства изменчивы и в целом невысоки. Мощность их непостоянна, 20- 60 м. В результате опробования этих пластов на Бованенковской и Харасавэйской площадях промышленная нефтегазоносность установлена лишь на Бованенковской площади, где выявлено четыре газоконденсатных залежи. Залежи пласта Ю6 вымской свиты открыты скв. 98, в которой при испытании интервалов 2970-2986 и 2958- 2964 м (совместно) получен фонтан природного газа с конденсатом дебитом 188,8 тыс. м3/сут. Пластовое давление 458 МПа, температура 110 °С (на глубине 2957 м). Газоводяной контакт на глубине 2810 м. Тип верхней залежи - пластово-сводовый, нижней - литологически экранированный. Залежь пласта Ю3 малышевской свиты открыта скв. 98, в которой из интервала 2818-2824 м получен фонтан газа с конденсатом дебитом 210 тыс. м3/сут на диафрагме 10 мм. Дебит конденсата 29,1 м3/сут. Пластовое давление 45 МПа, температура 105 °С (на глубине 2816 м). Газоводяной контакт на глубине 2850 м. Тип залежи - пластово-сводовый.
Залежь пласта Ю2 малышевской свиты открыта скв. 97 при испытании интервала 2518-2524 м получен фонтан газа с конденсатом дебитом 42,17 тыс. м3/сут на диафрагме 10 мм. Пластовое давление 4,13 МПа, температура 98 °С (на глубине 2520 м). Тип залежи - пластово-сводовый.
Непромышленные притоки газа и конденсата получены на Бованенковской площади из пластов Ю2, Ю3, Ю6, Ю10, Ю16. Непромышленные притоки нефти из пластов Ю2, Ю3, Ю6.
На Харасавэйской площади получен непромышленный приток природного газа с конденсатом из отложений верхней юры. На Сядорской площади во время бурения одной из скважин наблюдались разгазирования промывочной жидкости и пленка нефти при глубине 3477-3600 м (верхне-среднеюрские отложения).
Выводы
1. В региональном плане наблюдается погружение кровли юрских отложений с юга на север от 2000 м на Новопортовской площади до 2399 м на Бованенковской, 3041 м на Харасавэйской и 3346 м на Сядорской площадях. Отсюда можно предположить, используя известную вертикальную зональность распределения УВ в толще пород Ямала (сеноман - газ; альб, апт - газ с конденсатом; неоком - конденсат, нефть), что в районе площадей Пяседайской, Малыгинской, на Преображенском локальном поднятии в отложениях юрского возраста должны быть скопления нефти.
2. К северу области юрские отложения приобретают более мористый характер, мощность песчано-алевритовых пластов уменьшается, ухудшаются их коллекторские свойства, усиливается литолого-фациальная изменчивость. Поэтому наличие скоплений УВ здесь маловероятно.
3. Вследствие глинизации пород в северной части области основные перспективы поисков нефти связаны с отложениями джангодской свиты (Малыгинская площадь, Преображенское поднятие), а газоконденсата - с отложениями вымской и малышевской свит (Харасавэйская, Сядорская площади).
4. Основное внимание при проведении поисково-разведочных работ в юрских отложениях Ямала необходимо уделять южной части области, а именно району Байдарацкой губы, где имеется ряд неразбуренных локальных поднятий, так как здесь отложения юры более песчанистые, имеют лучшие коллекторские свойства, менее подвержены литолого-фациальной изменчивости.