Введение

Исследование посвящено анализу и оценке геолого-геофизических и геохимических аспектов перспектив газонефтеносности глубоких горизонтов севера Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции на основе детального изучения новых материалов сейсморазведки МОГТ 2Д и 3Д, данных бурения и изучения геохимических особенностей органического вещества (ОВ) осадочного чехла. Открытые крупные газовые, газоконденсатные и нефтяные месторождения в меловых и юрских отложениях севера Западной Сибири, на Ямальском полуострове и Приямальском шельфе Карского моря резко повышают перспективы газонефтеносности юрского и доюрского разреза в этом регионе.

В самые последние годы этой проблеме посвящены публикации ряда исследователей ВНИГРИ, ВНИГНИ, ВНИИГАЗа, СНИИГГИМС, ЗапСибНИГНИ, СИБНАЦ, ИГИРГИ, МГУ, РГУ нефти и газа, ИПНГ РАН, ООО «СЕВМОРНЕФТЕГЕОФИЗИКА» и др.

Объекты исследования

В 1968-1972 г.г. открыты Арктическое, Нурминское, Бованенковское, Средне-Ямальское газовые месторождения. В 1972 г. выявлены и оконтурены в пределах суши Харасавэйское и Крузенштернское поднятия. В 1974 г. были открыты Харасавэйское и Южно-Тамбейское газоконденсатные месторождения, в 1975 г. Мало-Ямальское газовое, а в 1976 г. – Нейтинское, Крузенштернское, в 1985 г. – Малыгинское газоконденсатные месторождения.

В 90-х годах прошлого века на Бованенковской, Северо- и Южно-Бованенковской площадях проведены сейсморазведочные работы МОВ ОГТ масштаба 1:50 000, по  результатам которых уточнены структурные планы по продуктивным пластам мела и, впервые, в юрской и палеозойской частях разреза выделено более 200 дизъюнктивных нарушений различной протяженности и амплитуды (от 10 до 300м) [1].

В последние годы на полуострове Ямал и прилегающем шельфе Карского моря, включая Обскую губу, проведены сейсморазведочные работы (региональные профили МАГЭ, ОАО СМНГ, ФГУНПП «Севморгео», ООО «Газфлот»), что позволило уточнить границы распространения домеловых отложений в регионе (рис . 1).

В строении рассматриваемого региона принимают участие три структурно-тектонических этажа: фундамент, промежуточный комплекс и мезокайнозойский чехол.

Нижний этаж (фундамент) имеет верхнепротерозойско-палеозойский (до карбона) возраст и характеризуется следующими особенностями:

- породы испытали воздействие процессов регионального метаморфизма;

- в разрезе отмечено значительное количество вулканогенных пород, дайек габбро-диабазов, тел перидотитов;

- по формационной принадлежности – это преимущественно миогеосинклинальные толщи значительной мощности (до10-16 км);

- отмечается значительное количество разрывных нарушений большой амплитуды. Промежуточный (переходный) структурный этаж пермо-триасового возраста развит ограниченно, заполняя впадины фундамента и выклиниваясь на склонах его поднятий. Отложения вскрыты лишь в скв. 11 Восточно-Бованенковского месторождения и в скв. 67 Бованенковского месторождения. Это глинистые мергели, карбонатно-глинистые образования флишоидного типа и долерито-базальты. Породы триасового возраста (средние туфолавы) вскрыты также на Сюнай-Салинской площади. Вскрытые породы триаса залегают в интервале глубин 3,3-4,1км.

Рис. 1. Схема распространения домеловых отложений на акватории Карского моря

Отложения нижней и средней юры со стратиграфическим и угловым несогласием залегают на породах триаса и палеозоя, развиты повсеместно. На Ямале эти отложения являются аналогом разреза большехетской серии, выделяемой на севере Западной Сибири. Они подразделяются на семь свит. Разрез представлен преимущественно песчано-алевритовыми породами (возможными коллекторами) с глинистыми и аргиллитовыми прослоями (леонтьевская свита повсеместно сложена аргиллитами), достигающими мощности 100 м (возможные флюидоупоры).

Данные по нефтегазоносности доюрских отложений по Ямалу и прилегающему шельфу крайне ограничены. Так, по Бованенковскому месторождению в скв. 201, вскрывшей песчаники, эффузивы, мраморизированные песчаники (РZ2-3) в интервале 3425-3445 м получен приток пластовой воды с газом и нефтью (QВ=128,45м3/сут, QГ=16тыс.м3/сут, QН=1,25м3/сут). В скв. 203, вскрывшей те же породы в интервале 3460-3468 м (абс. отм. 3455,1-3463,1 м), получен приток воды с газом (QВ=645,13м3/сут, QГ=9,63 тыс. м3/сут, на 8 мм штуцере). При опробовании интервала 3396-3405 м (кровля палеозоя-РZ той же скважины) получен приток нефти с конденсатом 0,4 м3/сут (Колотушко и др., 2004). Из юрских отложений скв. 97 и 67 получены притоки газа 0,5 и 3,0 тыс. м3/сут.

На Новопортовском месторождении доюрские отложения вскрыты 50 скважинами. Промышленно газоносными оказались карбонатные отложения палеозойского возраста. Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) палеозойских пород по имеющимся ограниченным данным невысокие, но вполне достаточные для накапливания скоплений УВ. Выделены коллекторы трещинные, порово-трещинные, каверново-поровые, каверново-порово-трещинные. Их пустотность колеблется от 1 до 13 %, составляя в среднем 5-6 %, проницаемость по керну измеряется первыми  милидарси.

Результаты и обсуждение

Нижне-среднеюрский продуктивный комплекс изучен на 36 месторождениях и площадях Ямала. Наибольшее число скважин пробурено на Новопортовском и Бованенковском месторождениях, в которых установлена продуктивность юрского комплекса.

В результате комплексного анализа геолого-геофизических и геохимических материалов удалось уточнить строение, литологический состав, ФЕС пород, глубины залегания, геохимическую характеристику разновозрастных отложений разреза и, на основании этого анализа, произвести предварительную оценку перспектив нефтегазоносности глубоких горизонтов полуострова Ямал и Приямальского шельфа Карского моря [2, 3].

Проведены исследования по выявлению взаимосвязи между величинами запасов УВ скоплений нижнесреднеюрских и верхнеюрских нефтегазоносных комплексов (НГК) северных регионов Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна с геолого-геохимической ситуацией региона – литолого-фациальной обстановкой осадконакопления, стадийностью катагенетических преобразований ОВ отложений, а также со структурными особенностями региона исследований [4]. Распределение запасов с учетом фазового состояния залежей показано на рис. 2.

 

Рис. 2. Частотный график распределения запасов УВ в нижне-среднеюрских отложениях

Анализ пространственного распределения месторождений по величине геологических запасов в юрских НГК показал достаточно четкую связь со структурными особенностями региона. Выявилась также зависимость величин запасов от  палеофациальной обстановки осадконакопления и толщин отложений, а также от катагенетической преобразованности исходного ОВ. С увеличением градаций катагенеза тип залежи меняется от нефтяной к газоконденсатнонефтяной и газоконденсатной; в этом же направлении увеличивается и масштабность месторождений: уникальные и крупные по запасам месторождения по фазовому состоянию – газоконденсатнонефтяные и газоконденсатные.

Оценка генерационных способностей осадочного чехла по данным сверхглубокой Тюменской скважины СГ-6 проведена нами на основе зависимости нефтяного потенциала мезозойских отложений от  стадий катагенеза ОВ пород  по витриниту. Максимальным нефтяным (РР) и водородным потенциалами (IH) обладают отложения баженовской и васюганской свит, находящиеся в ГЗН (рис. 3). Это  объясняется  как  преимущественно

 

Рис. 3. Зависимость нефтяного потенциала ОВ (РР) от отражательной способности витринита (R0) в разрезе скважины СГ-6 (аналитические данные  Н.В. Лопатина и Т.П. Емец)

гумусово-сапропелевым аквагенным типом исходного ОВ, так и невысокими стадиями его катагенеза – МК1-МК3. При наличии коллекторов и других благоприятных геологических условий отложения баженовской и васюганской свит оцениваются как перспективные для поисков нефтяных скоплений. Фациальная замещенность чисто морских отложений континентально-морскими, наблюдаемая в северном и северо-восточном направлениях, объясняет наличие в этих отложениях переходных по фазовому состоянию флюидов. Меньшие значения РР и  IH характерны для отложений тюменской свиты, находящихся на завершающей стадии нефтеобразования. Исходно низкий генерационный нефтяной потенциал растительно-гумусового ОВ пород не позволяет предполагать открытие в данной свите промышленно значимых нефтяных скоплений. Здесь обнаружены крупные НГК и ГК скопления.  Наконец, почти полным истощением нефтяного потенциала характеризуется кероген аргиллитов котухтинской свиты нижней юры. По уровню термической зрелости  ОВ эти отложения способны к генерации газоконденсатов и газов. Самые низы котухтинской свиты и нижележащие отложения, включая ягельную и береговую свиты нижней юры, а также все ярусы триаса, оцениваются практически как бесперспективные для поисков нефти и газа. Нефтегазогенерационные свойства пород в этом интервале (5000-7500 м) полностью утрачены. Здесь возможно обнаружение газовых залежей [5].

Характеристика ОВ нижнесреднеюрских отложений по степени генерационных возможностей непосредственно на месторождениях  Тарминское, Харасавейское и В. Бованенковское (рис. 4) дает возможность прогнозировать на глубинах до 3750 м обнаружение нефтяных скоплений (пл. Тарминская, отложения верхов тюменской свиты), ниже (около 4000 м) – газоконденсатнонефтяных (низы тюменской свиты В. Бованенковское). ОВ отложений пл. Харасавейская по данным пиролиза преобразовано гораздо существеннее, при увеличениях глубины значения Тмах резко нарастают. Поэтому на этой площади уже с глубин 3700 м и ниже можно ожидать чисто газовые скопления.

 

Рис. 4. Зависимость T max от глубины залегания отложений на различных площадях: 1 Малыгинская (ач.); 2 Сядорская (ач.); 3 Тарминская (J1-2); 4-6 Харасавейская (J1-2); 7, 8  В. Бованенковское (J1-2)

Заключение

По результатам анализа сейсмических атрибутов установлено, что в разрезе глубокозалегающих горизонтов изучаемого региона наибольшие перспективы нефтегазоносности связаны с песчано-алевритовыми телами в отложениях верхней и средней юры и в коре выветривания фундамента. До глубины 4000-4250 м коллекторы юрского возраста порового типа, ниже, вероятно, трещинно-порового и трещинного типа. Лучшими ФЕС пород обладают коллекторы оксфордского и батского ярусов. Установленные в малышевском комплексе (пласт Ю2-3) карбонатные отложения на глубинах до 3950 м, по-видимому, регионально нефтегазоносны. Триасовые отложения, залегающие в глубоких прогибах и не повсеместно, на исследуемой территории вскрыты на Восточно-Бованенковской и Бованенковской площадях. По аналогии с хорошо изученными триасовыми отложениями Уренгойской сверхглубокой скважины на территории Ямала их можно отнести к газопроизводящим. Глубины залегания триаса 3-4 км. На полуострове Ямал нижнесреднеюрские отложения тюменской свиты относятся к нефтегазопроизводящим толщам. Они содержат ОВ смешанного сапропелево-гумусового типа (II-III тип керогена). На территории Ямала и прилегающего шельфа большая часть нижнесреднеюрских отложений находится в зоне газообразования, что наряду с преимущественно гумусовым типом ОВ обеспечивает широкое развитие процессов генерации газа.

Список литературы

  1. Скоробогатов В. А, Строганов Л. В., Копеев В. Д. Геологическое строение и нефтегазоносность Ямала // М. Недра. 2003. - 343 с.
  2. Шустер В. Л., Дзюбло А. Д. Геологические предпосылки нефтегазоносности глубокозалегающих юрских и доюрских отложений на севере Западной Сибири // Экспозиция нефть газ, 2012. № 2. - С. 26-29.
  3. Кирюхина Т. А., Ульянов Г. В., Дзюбло А. Д. Геохимические аспекты газонефтеносности юрских и доюрских отложений севера Западной Сибири и прилегающего шельфа // Газовая промышленность. 2011. № 7. - С. 66-70.
  4. Виноградова Т. Л., Пунанова С. А. Углеводородные скопления юрских отложений севера Западной Сибири и их геологические ресурсы // ДАН. 2006. № 2. - С. 220-224.
  5. Чахмахчев В. А., Пунанова С. А. Виноградова Т. Л. Геолого-геохимический прогноз нефтегазоносности глубокопогруженных отложений севера западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2003. № 6. - С. 4-10. 

Spisok literatury

  1. Skorobogatov V. A., Stroganov L. V., Kopeev V. D. Geological structure and oil-and-gas content of Yamal//M. Subsoil. 2003. - 343 s.
  2. Schuster V. L., Dzyublo A. D. Geological prerequisites of oil-and-gas content of deep-laying Jurassic and pre-Jurassic deposits in the north of Western Siberia//the Exposition oil gas, 2012.№ 2. – S. 26-29.
  3. Kiryukhina T. A., Ulyanov G. V., Dzyublo A. D. Geochemical aspects of gas and oil presence of the Jurassic and pre-Jurassic deposits of the North of Western Siberia and adjacent shelf//Gas industry. 2011. №. 7. – S. 66-70.
  4. Vinogradova T. L., Punanova S. A. Hydrocarbonic congestions of the Jurassic deposits of the North of Western Siberia and their geological resources//It is GIVEN. 2006. № 2. – S. 220-224.
  5. Chakhmakhchev V. A., Punanova S. A., Vinogradova T. L. The geological and geochemical forecast of oil-and-gas content of the deep-shipped deposits of the North of the West Siberian oil and gas bearing basin//Geology, geophysics and development of oil and gas fields. 2003. № 6. – S. 4-10.

Библиографическая ссылка

Шустер В. Л., Дзюбло А. Д., Пунанова С. А., Самойлова А. В., Агрогенная трансформация и гумусное состояние почв сельскохозяйственных угодий Оренбургского Зауралья  // «Живые и биокосные системы». – 2015. – № 14; URL: http://www.jbks.ru/archive/issue-14/article-2