К оглавлению

УДК 553.98.041:557.762/.763 (571.1-17)

Перспективы нефтегазоносности юрских и меловых отложений Ямала и Гыдана

В.А. СКОРОБОГАТОВ, В.А. ФОМИЧЕВ (ВНИИгаз)

Одна из наиболее актуальных проблем нефтегазовой геологии Западной Сибири - оценка перспектив нефтегазоносности и соотношения потенциальных ресурсов свободного газа и нефти в меловых и юрских отложениях Ямальской и Гыданской газонефтеносных областей (ГНО). По этой проблеме существуют две точки зрения. Одни исследователи оценивают перспективы нефтегазоносности нижнемеловых и особенно юрских отложений в северных районах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (ЗСНГП) весьма высоко [1, 2, 5, 6]. Другие считают, что Ямал и Гыдан являются областями преимущественно, а по отдельным районам и стратиграфическим комплексам исключительно газонакопления [3,4].

В настоящее время на рассматриваемой территории разбурено 45 площадей (главным образом локальных поднятий) и открыто 24 месторождения (рисунок), в том числе пять газовых, 12 газоконденсатных, шесть газоконденсатнонефтяных (Нейтинское, Арктическое, Бованенковское, Геофизическое, Западно-Тамбейское, Ростовцевское) и одно нефтегазоконденсатное (Новопортовское). Всего выявлено 169 залежей УВ, приуроченных к доюрскому, юрскому, неоком-аптскому и альб-сеноманскому продуктивным комплексам, из них одна, вероятно, нефтяная, одна нефтегазовая, семь нефтегазоконденсатных, десять газоконденсатнонефтяных, 84 газоконденсатных, 66 газовых. Непромышленные же притоки и признаки нефти отмечались на Сядорской (нижний мел, юра), Нейтинской (средняя юра, апт), Бованенковской (средняя юра) и других площадях.

Из семи месторождений с промышленными скоплениями нефти в подгазовых частях залежей типа нефтегазоконденсатных, газоконденсатнонефтяных и нефтегазовых три (Новопортовское, Нейтинское, Арктическое) приурочены к локальным структурам, нарушенным в сводовой части разломами, затрагивающими весь осадочный чехол (Новопортовское) или значительную его часть [7]. На Новопортовском месторождении отмечается наибольший на севере провинции стратиграфический диапазон нефтеносности - от кровли фундамента до альба включительно, хотя промышленные скопления выявлены лишь в средней части разреза - в горизонтах Ю2-6 средней юры, НП1 - НП9-10 валанжина-готерива и ТП1 апта. Весьма вероятно также, что считающиеся пока едиными залежи в юрских и неокомских горизонтах расчленяются разломами на ряд тектонически экранированных залежей, о чем свидетельствуют данные испытания большого числа скважин [7]. Особенность Новопортовского и Нейтинского месторождений - крайне малая газоносность разреза юры и нижнего мела - сеномана: во всех смешанных залежах геологические запасы нефти существенно превышают запасы свободного газа, за исключением залежи горизонта НП1 Новопортовского месторождения, огромные структурные ловушки по кровле сеномана, сопоставимые по объему с ловушками Бованенковского и Харасавэйского месторождений, вмещают мельчайшее на Новопортовском месторождении и среднее на Нейтинском газовые скопления. Кроме того, на последнем запасы газа сеноманской залежи при соизмеримых объемах структурных ловушек с соседним Арктическим поднятием, относительно слабее затронутым дизъюнктивными нарушениями, в 4 раза меньше.

В верхних горизонтах осадочного чехла при современных температурах до 50-55 °С встречаются залежи сухого метанового газа и нафтеновые нефти высокой плотности с малым содержанием серы, парафина, асфальтенов и средним силикагелевых смол. В средних и нижних горизонтах разреза развиты метанонафтеноароматические и существенно метановые нефти средней и пониженной плотности, практически бессернистые и безасфальтеновые, малосмолистые, высокопарафинистые. Обращает на себя внимание тождественность физико-химических свойств нефтей среднеюрских и валанжин-готеривских горизонтов на Новопортовском, Нейтинском и Арктическом месторождениях. По-видимому, приведенные выше факты предопределены генетическими причинами.

По нашим данным, тип скоплений по фазовому состоянию УВ и их промышленная значимость (добычные возможности) в ЗСНГП контролируются прежде всего генерационными и консервационными условиями, а именно такими важнейшими параметрами, как количество, морфологические особенности и тип (состав) РОВ и концентрированного ОВ (КОВ) и степень его катагенеза, с одной стороны, современная глубина погружения коллекторских толщ и степень нарушенности локальных структур проводящими разломами - с другой [4].

Для решения поставленной проблемы нами проведен комплексный анализ генерационных и консервационных свойств юрских и меловых отложений Ямальской и Гыданской ГНО. Здесь юрский продуктивный комплекс, имеющий мощность от 500 до 1000 м, представлен континентальными, прибрежно-морскими и морскими отложениями и подразделяется на ряд свит. В верхнеюрских глинистых породах выделены две свиты - баженовская и абалакская; в Ямальской ГНО еще и васюганская, сложенная прибрежно-морскими песчано-глинистыми породами. Верхнеюрские песчаники и алевролиты развиты на Южно-Ямальской моноклинали и в западной части Нурминского мегавала. Подкомплекс практически не испытывался. Нижне-среднеюрские отложения изучены в двух основных литолого-фациальных зонах. Первая расположена на юго-востоке Ямала, где их разрез близок к разрезам тюменской свиты, характерным для более южных районов провинции. Вторая зона охватывает остальную территорию севера ЗСНГП, в ней развиты ритмично чередующиеся мощные песчано-алевролитовые и глинистые пачки и выделяется от пяти до семи самостоятельных свит. Во избежание путаницы предлагается весь нижне-среднеюрский подкомплекс в Ямальской ГНО выделять как тюменскую свиту. При корреляции разрезов скважин, вскрывших полный разрез юры, нами выделены четыре основных трансгрессивно-регрессивных цикла осадконакопления [7]. В трансгрессивную фазу отлагались преимущественно глины, мощность которых изменяется от 50 до 110 м; в регрессивную - песчаники, алевролиты и глины, мощность которых 80-160 м. Зона развития прибрежно-морских отложений охватывает центральную и северо-западную части Ямала. Северо-восточнее и юго-западнее располагаются зоны распространения преимущественно континентальных отложений, для которых характерно обилие пластов углей разной мощности и растительного детрита. Песчаники юры преимущественно мелкозернистые, слабоокатанные, сцементированные карбонатно-глинистым цементом (карбонатность достигает 18-24 %). Пористость открытая изменяется от 9 до 16 %, в редких случаях до 18-20 % (на глубинах менее 2500 м). Фильтрационные свойства пород юрского комплекса весьма низкие. Дебиты газа составляют 5-50 тыс. м3/сут, нефти 1 -15 м3/сут на динамических уровнях и лишь в единичных случаях они превышают соответственно 100 тыс. м3/сут и 20 м3/сут.

Неоком-аптский продуктивный комплекс, имеющий мощность 1000-1300 м, представлен песчано-глинистыми континентальными, дельтовыми, прибрежно-морскими и морскими отложениями с преобладанием первых. Он подразделяется на ахскую и танопчинскую свиты. Ахская свита (неоком) морского и прибрежно-морского генезиса сложена глинами с редкими прослоями песчаников. Залежи нефти и газа приурочены к дельтовым отложениям новопортовской толщи, осложняющей свиту на Новопортовском и Арктическом месторождениях. Танопчинская свита (баррем-апт) состоит преимущественно из континентальных песчано-глинистых угленосных пород мощностью 500- 700 м. Суммарная мощность пластов углей закономерно увеличивается с юга на север от 1,6 (скв. 104 Новопортовская) до 69,1 м (скв. 44 Харасавэйская). Песчаники мелко- и среднезернистые, слабоокатанные, сцементированные глинистым цементом. Открытая пористость изменяется от 13 до 23 %, дебиты газа - от 150 до 1000 тыс. м3/сут, нефти - от 10 до 70 м3/сут.

Альб-сеноманский комплекс представлен песчано-глинистой слабоугленосной толщей прибрежно-морского и лагунно-континентального генезиса мощностью 400-700 м. Юрский, неоком-аптский и альб-сеноманский продуктивные комплексы отделены друг от друга региональными и локальными покрышками верхней юры-валанжина и нижнего альба мощностью 40-350 м.

Генерационные свойства пород юры и мела Ямальской и Гыданской ГНО изучены детально на основании данных о содержании Сорг, угленасыщенности разреза (КОВ), типе и степени катагенеза ОВ. Наименьшим содержанием Сорг характеризуются морские глины абалакской (0,93 %) и ахской (1,55 %) свит и глины дельтовые и аллювиальные новопортовской (0,94 %) толщи и низов тюменской свиты (0,81 %), максимальным - глины и глинистые алевролиты континентальные верхней части тюменской (2,82 %) и танопчинской (1,91 %) свит (116 определений Сорг). Наибольшая угленасыщенность разреза (пласты, пропластки, линзы, макро- и микродетрит) отмечается в танопчинской, несколько меньшая в тюменской свитах и новопортовской толще, минимальная - в ахской свите и альб-сеноманском комплексе, нулевая - в верхнеюрской толще. Анализ степени катагенеза был выполнен по 150 определениям показателя отражения витринита (ПОВ) угольных включений по 20 площадям (см. рисунок). Установлено, что в альб-сеноманской толще ОВ незрелое по отношению к процессу нефтеобразования (градации катагенеза ). Величина ПОВ, равная 0,5 % (), или , с которой большинство исследователей связывает начало нефтеобразования и сингенетичного нефтенакопления в породах со смешанным ОВ, зафиксирована в зависимости от геотермических условий на конкретных площадях в верхних (Нейтинская, Крузенштерновская, Харасавэйская площади), средних и нижних (на остальных площадях) горизонтах танопчинской свиты. Нижняя граница «зоны нефтяного окна» (=1,2...1,35% или - переход к МК4) установлена фактически или по расчету в верхних (Харасавэйская, Крузенштерновская площади) и средних горизонтах тюменской свиты.

По методикам, предложенным С.Г. Неручевым, Е.А. Рогозиной с соавторами и А.Э. Конторовичем, рассчитаны суммарные количества битумоидов и УВ-газов, генерированных в породах юры и мела Ямала и Гыдана. При этом учитывалось, что ОВ в танопчинской и тюменской свитах и новопортовской толще относится к существенно гумусовому типу (при массовом отношении КОВ/РОВ от 0,5-0,7 в новопортовской толще до 0,9-1,5 в тюменской и 2,25-2,75 в танопчинской свитах), в ахской свите и альб-сеноманском комплексе - к сапропелево-гумусовому, в верхнеюрском подкомплексе - к гумусово-сапропелевому типу. В результате расчетов установлено, что основной нефтематеринской толщей является тюменская свита, газоматеринской - танопчинская свита, генерационное соотношение между битумоидами и УВ-газами по конкретным площадям и свитам (в катагенетическом диапазоне «нефтяного окна») изменяется от 1:2 до 1:4 и более (за исключением маломощной верхнеюрской толщи, где оно составляет 5:1), эмиграционные же отношения с учетом значительно большей подвижности газа еще более смещены в сторону УВ-газов. Вышеуказанные генетические условия привели к тому, что на фоне мощного газообразования и газонакопления сформировалось небольшое число скоплений нефти типично «гумусового континентального» облика (средней и пониженной плотности, высокопарафинистой, бессернистой) в виде оторочек залежей типа газоконденсатнонефтяных (Бованенковское и Геофизическое). В новопортовской толще Новопортовского месторождения, характеризующейся оптимальными соотношениями мощностей и выдержанности пар пластов коллектор - покрышка, существовали более благоприятные условия для нефтеобразования и нефтенакопления. Вследствие этого изначально образовались скопления с повышенной долей нефти смешанного геохимического облика за счет генерации ее как гумусовой, так и сапропелевой компонентами суммарного ОВ. Однако объяснить резкое преобладание нефти над свободным газом в горизонтах Ю2-6 на Новопортовском месторождении и ряд других факторов только генерационными и миграционно-аккумуляционными условиями не представляется возможным [7].

На Ямале особенностью распространения нефтегазоконденсатных залежей с высокой долей нефти является приуроченность их к локальным поднятиям, осложненным дизъюнктивными нарушениями. Причем с увеличением степени нарушенности и амплитуд перемещений блоков по разломам резко возрастает содержание нефти как в отдельных залежах, так и на месторождении в целом. Эта закономерность прослеживается на Нейтинском (секущий присводовую часть разлом амплитудой до 70 м и 2-3 оперяющих разлома) и Новопортовском (серия разломов с амплитудой от 15-25 до 136 м по кровле юрских пород, придающих структуре блоковое строение) месторождениях. Роль дизъюнктивных нарушений, на наш взгляд, существенна в формировании нефтегазоконденсатных залежей. В случае возникновения или «оживления» проникающих разломов просходили перераспределение флюидов по разрезу и в конечном счете уход их в атмосферу (чаще всего таким флюидом является газ как наиболее подвижный). Таким образом, осуществлялся процесс дегазации месторождений и концентрации в ловушках жидких УВ. По ориентировочным расчетам вследствие дегазации в атмосферу Новопортовское месторождение потеряло не менее 1, а Нейтинское 0,5 трлн. м3 газа. При этом резко активизировались миграционные процессы, увеличивался генерационно-аккумуляционный объем пород для ловушек в кровле юры и неокома, происходили межкомплексные перетоки не только газа, но и нефти и смешение в ловушках неокома УВ юрского генезиса и сингенетичных. Поэтому при относительно равных генерационных параметрах различия в миграционно-аккумуляционных и консервационных условиях в одних и тех же продуктивных комплексах на разных площадях (локальных структурах) привели к формированию, с одной стороны, газовых и газоконденсатных месторождений и залежей, с другой - газоконденсатнонефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений и залежей (Новопортовское, Нейтинское, Арктическое) с пониженной и низкой долей газа в смешанных скоплениях.

Выводы

1. Наиболее перспективны для поисков промышленных скоплений нефти в залежах типа газоконденсатнонефтяных и нефтегазоконденсатных горизонты Ю2-3 тюменской и Ю1 васюганской свит там, где глубины их погружения и температуры не превышают соответственно 3000-3200 м и 100-105 °С, а степень катагенеза ОВ отвечает градациям МК1-МК2 и переходной к МК3(=0,55...1 %). Это юго-западная часть Ямала, центральная и юго-восточная зоны Нурминского мегавала, Тамбейский, Геофизический и Северо-Гыданский районы (группа Байдарацких структур, Восточно-Ямбутинская, Восходная, Ямальская, Нурминская, Среднеямальская, Нулмуяхинская структуры на Ямале, Штормовая, Явайская, Северо-Гыданская на Гыдане). Вторым по значимости нефтепродуктивным комплексом являются новопортовская толща (горизонты НП1-НП12) и нижняя часть танопчинской свиты (ТП17-ТП26). При оценке нефтеносности перспективных структур и подсчете ресурсов нефти по категории С3 наряду со структурно-морфологическими и емкостными параметрами обязательно следует учитывать термоглубинные и катагенетические условия (для юрских коллекторов) и дизъюнктивно-тектонические (для юрских и неокомских).

2. Генерационные, миграционно-аккумуляционные и консервационные условия в юрских и меловых толщах Ямала и Гыдана предопределили формирование и сохранность преимущественно газовых, газоконденсатных и газоконденсатнонефтяных скоплений по всему разрезу осадочного чехла.

3. Вторичные (по генезису) залежи УВ с высокой долей нефти образовались в неблагоприятной для сохранности газа консервационной обстановке при нарушенности недр проводящими разломами.

Таким образом, перспективы нефтеносности юрских и меловых отложений Ямальской и Гыданской ГНО весьма ограниченны, поскольку локальных структур, осложненных достоверно выявленными или предполагаемыми средне- и высокоамплитудными дизъюнктивными нарушениями, немного (по разбуренным структурам - четыре из 30 на Ямале и одна из 10 на Гыдане). Общая доля нефти в совокупных потенциальных геологических ресурсах УВ юрского и неоком-аптского комплексов рассматриваемых областей оценивается не выше 0,3-0,4, в извлекаемых - намного ниже.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.      Алексин Г.А., Дурдиев 3.Ж., Ростовцев В.Н. Перспективы поисков нефти и газа в юрских отложениях полуостровов Ямал и Гыдан.- Геология нефти и газа, 1983, № 2, с. 1-6.

2.      Дифференцированная оценка перспектив нефтегазоносности Западной Сибири по комплексу геолого-геохимической информации / С.П. Максимов, Т.А. Ботнева, М.К. Калинко, А.М. Бриндзинский.- Геология нефти и газа, 1977, № 11, с. 30-37.

3.      Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. О соотношении газа и нефти в юрских и меловых отложениях на севере Западной Сибири.- В кн.: Геология и нефтегазоносность Западной Сибири. М., 1982, с. 18-29.

4.      Ермаков В.И., Скоробогатов В.А. Тепловое поле и нефтегазоносность молодых плит СССР. М., Недра, 1986.

5.      Нестеров И.И. Оценка перспектив нефтегазоносности Западно-Сибирской провинции и рекомендации по направлениям поисковых работ.- В кн.: Пути повышения эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ в Западной Сибири.- Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1975, вып. 90, с. 3-69.

6.      Основные условия формирования скоплений углеводородов различного фазового состояния / И.И. Нестеров, Н.X. Кулахметов, А.В. Рыльков и др.- В кн.: Основные принципы формирования залежей нефти и газа. М„ 1983, с. 27-33.

7.      Скоробогатов В.А., Фомичев В.А. Геологическая модель и условия формирования Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения.- В кн.: Геологические модели газовых месторождений. М., 1986, с. 25-30.

 

Рисунок Схема расположения месторождений и локальных структур в Ямальской (I) и Гыданской (II) газонефтеносных областях

а - сухой бесконденсатный и низкоконденсатный газ (в апте-сеномане); 6 - конденсатсодержащий газ; в - нефть; г - локальные структуры; д - линии равных средних величин показателя отражения витринита в масле (, %) в кровле средней юры; месторождения: 1 - Харасавэйское, 2 - Крузенштерновское, 3 - Бованенковское, 4 - Нейтинское, 5 - Арктическое, 6 - Ростовцевское, 7 - Новопортовское, 8 - Западно-Тамбейское, 9 - Геофизическое; локальные структуры: 10 - Западно-Байдарацкая, 11 - Бай-дарацкая, 12 - Восходная, 13 - Штормовая, 14 - Северо-Гыданская