Прогноз нефтегазоносности юрско-нижнемеловых отложений района Обской и Тазовской губ Карского моря
После успешной разведки газовых залежей в сеноманских отложениях на месторождениях Обской и Тазовской губ актуальной задачей является доразведка открытых нижерасположенных залежей и выявление новых залежей углеводородов (УВ) в нижнемеловых и юрских отложениях. Анализ геолого-геофизической информации, полученной в результате бурения скважин на всех открытых морских месторождениях данного района и многих месторождениях прилегающей суши, подтверждает такую возможность. Имеющиеся по основным отражающим горизонтам осадочного чехла (Г, М1 и Б) достоверные структурные построения по данным детальной сейсморазведки раз-ных лет и бурения позволили уточнить структурно-тектоническую картину в целом района Обской и Тазовской губ. Оказалось, что все выявленные здесь структуры и связанные с ними месторождения УВ приурочены к хорошо выраженной седловине. Анализ условий нефтегазоносности юрско-нижнемеловых отложений на открытых газовых месторождениях Каменномысском, Семаковском и Обском, а также газоконденсатных месторождениях Северо-Каменномысском и Чугорьяхинском с учетом тектонического строения и нефтегазоносности Карско-Ямало-Гыданской и Надым-Пур-Тазовской синеклиз позволяет сделать вывод о высоких перспективах открытия здесь новых залежей УВ. Предпосылки такого прогноза: благоприятные структурно-тектонические условия (зона сочленения крупных Нурминского и Нижне-Мессояхского мегавалов, окруженных частями грабен-рифтовых прогибов — на севере Сояхинского, на юге Парусового); наличие в разрезе осадочного чехла природных резервуаров регионального, зонального и локального распространения, совмещенных с мощными очагами генерации УВ, а также вероятной водородной дегазации недр, способствующей гидрированию органического вещества и синтезу УВ. Высокая перспективность нефтегазоносности юрско-нижнемеловых отложений определена также с учетом установленных особенностей строения открытых месторождений и выявленных структур, а именно увеличения с глубиной их размеров и амплитуд, а также возможного смещения сводов относительно разведанных залежей УВ в сеноманских и апт-альбских отложениях. Новые крупные залежи УВ в юрско-нижнемеловых отложениях ожидаются на месторождениях Каменномысское-море, Северо-Каменномысское, Чугорьяхинское и Семаковское. Более крупные по сравнению с сеноманской залежи УВ прогнозируются в отложениях юрского возраста на Обском месторождении.
После успешной разведки газовых залежей в сеноманских отложениях Обской и Тазовской губ на месторождениях Каменномысское-море, Северо-Каменномысское, Чугорьяхинское, Обское, Семаковское, Тота-Яхинское и Антипаютинское актуальна задача доразведки открытых ниже газоконденсатных залежей и выявления новых залежей углеводородов (УВ) — газоконденсатных, нефтегазоконденсатных и, возможно, нефтяных — в нижнемеловых и юрских отложениях. Анализ геолого-геофизической информации, полученной в результате бурения скважин на всех открытых морских месторождениях данного района и многих месторождениях прилегающей суши, подтверждает такую возможность. Месторождения с залежами указанного фазового состава, однозначно подтверждающими промышленную продуктивность юрско-нижнемеловых отложений района Обской и Тазовской губ Карского моря, перечислены в табл. 1.
На 15 из 37 месторождений с залежами УВ не только в сеноманском комплексе верхнемеловых отложений, но и в нижележащих пластах-коллекторах отложений нижнемелового и юрского возраста залежи УВ открыты в отложениях юрского возраста. На Ямале залежи УВ в юрско-нижнемеловых отложениях открыты на структурах Новопортовской, Бованенковской, Харасавэйской, Малышевской,
Северо-Тамбейской; в Карском море -на Университетской; на Гыданском п-ове -на Геофизической, Утренней, Минховской, Гыданской; к югу от Тазовской губы -на Ямбургской, Уренгойской, Северо-Уренгойс-кой, Медвежьей и др. При этом следует учесть, что отложения юрского комплекса бурением вскрыты менее чем на половине месторождений и введенных в бурение структур.
Наличие по основным отражающим гори-зонтам осадочного чехла достоверных структурных построений по данным детальной сейсморазведки разных лет и бурения позволило уточнить структурно-тектоническую картину в целом района Обской и Тазовской губ. Область сочленения названных заливов представляет собой седловинную зону на участке сочленения Нурминского и Нижне-мессояхского мегавалов. Оказалось, что все выявленные здесь структуры и связанные с ними месторождения УВ приурочены к хорошо выраженной седловине (ее можно назвать Каменномысско-Чугорьяхинской по названиям расположенных на ней одноименных структур) между юго-восточной пери-клиналью Нурминского мегавала, пересекающего южную часть Ямальского п-ова, и западной периклиналью такого же крупного Нижнемессояхского мегавала (Мессояхского порога) в северном обрамлении Надым-Пур-Тазовской синеклизы [1-3]. В свою очередь, Нижнемессояхский мегавал северными склонами граничит с Сояхинским и Антипаютинским грабен-рифтовыми прогибами, отделяющими Гыданский свод и Западно-Танамский ме-гавал (рис. 1). Южное крыло седловины, судя по всем отражающим горизонтам осадочного чехла, сочленяется с обширным Парусовым прогибом, а к востоку — с Северо-Ямбурским прогибом.
Сояхинский и Парусовый прогибы имеют грабен-рифтогенную природу и являются элементами единой грабен-рифтовой системы Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. В таких прогибах накопились мощные нефтегазоматеринские толщи, содержащие ор-ганическое вещество сапропелевого, гумусового или смешанного типа, а также многочисленные угольные пласты [4, 5]. Такая смесь органики генерировала как газообразные, так и жидкие УВ [2, 6]. При погружении на оптимальные глубины с определенными температурами и давлениями в таких толщах образуются мощные очаги генерации УВ — главные зоны генерации газа, нефти и газа, а также глубинного газа. Положительную роль в этом процессе играют увеличенный тепловой поток и по-ступление глубинного водорода через разломы грабен-рифтовых систем. Глубинный водород, гидрируя кероген, ускорял синтез УВ и способствовал охрупчиванию горных пород, создавая дополнительное емкостное пространство для латеральной и вертикальной миграции УВ и формирования залежей разного фазового состава. Наиболее благоприятные условия для формирования залежей создавались в пределах межграбеновых, меж- и приразломных гипсометрически приподнятых блоков консе-диментационной природы, а также в инверсионных блоках, в осадочном чехле которых, так же как и в породах переходных комплексов и фундамента, формировались наиболее крупные ловушки и залежи УВ [1, 2]. Так происходило формирование залежей УВ на крупном Новопортовском валу и других структурах Нурминского мегавала, а также подобных структурах всего севера Западной Сибири.
Дополнительно выполненные структурные построения по совокупным данным сейс-моразведки и бурения позволили уточнить структурные планы по отражающим горизонтам Г в кровле пород сеноманского яруса, М1 в кровле пород аптского яруса и Б в кровле пород верхнеюрского возраста (баженовская свита). По данным уточненных построений, разведанные газовые залежи в терригенных пластах-коллекторах отложений сеноманского возраста приурочены к структурам, группирующимся в два обособленных вала: 1) Каменномысско-Чугорьяхинский с кулисообразным расположением структур Каменномысской, Северо-Каменномысской и Чугорьяхинской в западной части седловины; 2) Обско-Семаковский, объединяющий структуры Обскую, Парусовую, Северо-Парусовую и Семаковскую (рис. 2). Таким образом, благоприятные структурно-тектонические условия формирования достаточно крупной зоны нефтегазонакопления, окруженной с севера и юга гипоцентрами очагов генерации УВ при наличии сквозных гипсометрически замкнутых локальных структур, обеспечивающих локальную аккумуляцию УВ, здесь имеются.
Главный аргумент, заставляющий продолжить анализ и обобщение геолого-геофизических данных по неоком-аптскому и юрскому комплексам отложений осадочного чехла, — неоптимальность расположения и/или недостаточная глубина пробуренных единичных скважин на подсеноманские отложения, не позволяющие однозначно судить о про-мышленной нефтегазоносности этих отложений. Так, на месторождении Каменномысское-море глубокая скв. 6, пробуренная на северной периклинали структуры, хоть и вскрыла газоконденсатную залежь в ахской свите в пластах БЯ14-16, но следующая скв. 8, пробуренная практически в своде главной части структуры, остановлена в той же ахской свите и не вскрыла оптимальной части клино-форм, а также нижерасположенной сводовой части юрского комплекса, где прогнозируются газоконденсатные, а возможно, и нефтегазо-конденсатные залежи (рис. 3, см. рис. 2), как на Новопортовском и других соседних месторождениях. Глубина скв. 8 должна была бы достичь как минимум 4200 м до вскрытия на всю толщину отложений средней (в этой толще прогнозируются пласты-коллекторы ЮТ2…ЮТ5 малышевской и ЮТ7…ЮТ9 вым-ской свит, ограниченные глинистыми флюидо-упорами) и нижней юры (пласты-коллекторы ЮТ10…ЮТ17 надояхинской (джангодской) свиты, а также ЮТ18.. .ЮТ23, зимней свиты). Кроме того, ахская свита с клиноформным строением в пределах структуры требует доизучения крыльевых частей, где могут быть газоконденсат-ные залежи по аналогии с разрезом скв. 6 на северной периклинали структуры (рис.5-6).
На Северо-Каменномысском месторождении скважинами 5-7, пробуренными практически в сводовой части структуры в отложениях готеривского яруса (в нижней части таноп-чинской свиты — пласт ТП26), открыта газоконденсатная залежь. Однако нижезалегающие толщи неокома и юры бурением не изучены (см. рис. 3). По результатам исследований, структурные и литолого-фациальные условия формирования залежей УВ в не вскрытых бурением неокомских и юрских отложениях здесь аналогичны или даже лучше, чем на месторождении Каменномысское-море, поэтому и приуроченность прогнозируемых залежей УВ в интервале неокомского и юрского комплексов может быть аналогичной месторождению Каменномысское-море.
Не вскрытые бурением залежи УВ в юрско-неокомских отложениях возможны в морской части площади Семаковского месторождения. На этом месторождении пробуренные скважины, вскрывшие отложения неокомского и среднеюрского возраста, размещены в сухопутной (южной) части структуры и, возможно, для структурных условий нижней части разреза оказались в неоптимальном месте (рис. 7). Кроме того, они вскрыли лишь верхнюю, меньшую, часть среднеюрской толщи. Здесь пласты группы БУ имеют толщины от 8 до 52 м, эффективные — от 2 до 12 м. По данным интерпретации геофизических исследований, в скв. 54 выделены пласты БУ6 и БУ8 с неясным характером насыщения на глубинах от 2843 до 2920 м. В скв. 5i при испытании интервала от минус 2071 до минус 3088 м получен непромышленный приток газа дебитом 3,6 тыс. м3/сут и конденсата дебитом 0,01 м3/сут. Неоткрытые залежи УВ на Семаковском месторождении прогнозируются как в неокомском, так и в юрском, включая нижнеюрскую часть, комплексах отложений (см. рис. 5-7).
Такой прогноз подкрепляется фактами от-крытия залежей УВ в пластах неокома и юры на значительно меньших по размерам ме-сторождениях, чем Семаковское — Северо-Парусовом, Парусовом и Южно-Парусовом, приуроченных к Адерпаютинскому валу и об-разующих с Семаковским месторождением единую зону газонефтенакопления. Отметим, что на Южно-Парусовом и Парусовом месторождениях отложения юрского комплекса бурением в оптимальных структурных условиях не изучены.
На Чугорьяхинском месторождении также остаются неизученными отложения берриасс-готеривского (ахская свита) и юрского возраста. В северной части газоконденсатной залежи в пласте ТП23 запасы оценены по категории С2. Ниже разрез осадочного чехла месторождения бурением не изучен. По данным сейсморазведки 2D, в контуре замкнутой изогипсы минус 2940 м кровли неокомского комплекса (отражающий горизонт В0) площадь структуры составляет 92,7 км2, что заметно больше площадей ловушек по вышезалегающим пластам барремских, апт-альбских и сеноманских отложений. Кроме того, амплитуда структуры для неокомского комплекса возрастает до ii0 м при почти идеальном совпадении сводовых частей ловушек УВ в направлении к поверхности. Однако по отражающему горизонту Б в кровле баженовской свиты верхней юры Чугорьяхинская единая структура распадается на две структуры, расположенные в южной и северной приконтурных частях вышележащих ловушек в перекрывающих отложениях мелового возраста (см. рис. 6), что существенно осложняет структурное строение нижней части осадочного чехла Чугорьяхинского месторождения. Замкнутые контуры южной ловушки имеют отметку минус 3840 м, а северной — минус 3910 м, их амплитуды равны 25 и 35 м соответственно. Площади этих структур в контурах нижних замкнутых изогипс составляют 13,60 и 28,65 км2 соответственно. Просматривается также сложное соотношение структурных планов отложений юрского возраста с подстилающими породами, вероятно, триаса и палеозоя. Вместе с тем ловушки УВ в пластах-коллекторах неокомско-го и юрского комплексов могут быть промыш-ленно нефтегазоносными и содержать значительные запасы газа, конденсата и нефти промышленных категорий.
Поскольку Чугорьяхинская, Северо-Камен-номысская, Каменномысская-море, Обская и другие структуры рассматриваемого района располагались в берриас-готеривское время вблизи юго-запад-западных источников сноса терригенного материала, то возможно наличие хороших коллекторов во всем стратиграфическом диапазоне развития песчано-глинистой пачки ахской свиты. По итогам региональных сейсморазведочных работ на акватории Обской губы на сейсмотомографиче-ском скоростном разрезе по профилю ii хорошо выявляются аномальные зоны пониженной на 10…20 % скорости на пикетах 50…75 км между горизонтами M1 и Б в интервале глубин 2000.2800 м (Н.М. Иванова, Ю.В. Рослов и др., ФГУ НПП «Севморгео», 2008 г.), что, вероятно, связано с присутствием в разрезе пород, характеризующихся хорошими коллектор-скими свойствами, и возможным наличием залежей УВ. По этим же материалам зоны развития клиноформенных отложений неокома хорошо выделяются на разрезах сейсмического атрибута «мгновенная фаза».
Анализ данных о нефтегазоносности уже открытых залежей месторождений Обской и Тазовской губ позволяет прогнозировать на Чугорьяхинском газоконденсатном месторождении открытие залежей газа и газоконденсата, помимо сеноманских, барремских (пласты ТП20, ТП22) и готерив-валанжинских (пласт ТП23) отложений, также возможную нефтегазо-носность пластов ТП24-25, ТП26, БЯ10, БЯ11-12, продуктивных на соседних месторождениях и расположенных в сходных литолого-фациальных условиях, соответствующих Ямальскому типу разреза неокома. По результатам корреляционного анализа площадей с продуктивностью барремских и готерив-валанжинских отложений, все указанные пласты уверенно прослеживаются до Чугорьяхинского месторождения. Они, как правило, перекрыты слабопроницаемыми пачками глинистых отложений, являющимися надежными флюидоупорами.
Количественная оценка прогнозируемых извлекаемых запасов газа, конденсата и нефти в неокомском и юрском комплексах осадочного чехла Чугорьяхинского месторождения выполнена с учетом усредненной удельной плотности извлекаемых запасов УВ в указанных комплексах на ближайших более изученных бурением месторождениях. Расчеты показывают, что при 100%-ном заполнении ловушек УВ неокомский комплекс отложений может содержать 76,93 млн т условного топлива (у.т.), в том числе газа 35,20 млрд м3, конденсата 3,07 млн т и нефти 38,66 млн т (табл. 2). В отложениях юрского комплекса в двух закартированных куполах прогнозируются 65,43 млн т у.т. извлекаемых, в том числе газа 46,55 млрд м3, конденсата и нефти 4,21 и 14,67 млн т соответственно.
В южном куполе запасы газа могут составить 14,98 млрд м3, конденсата 1,37 млн т, нефти 4,72 млн т, всего 21,06 млн т у.т. Для северного купола величины извлекаемых запасов газа, конденсата и нефти могут составить соответственно 31,57 млрд м3, 2,86 и 9,95 млн т -в сумме 44,37 млн т у.т. Всего в неокомском и юрском нефтегазоносных комплексах прогнозируются запасы УВ в размере приблизительно 142,36 млн т у.т., что в районе с действующими и вновь создаваемыми газонефтепромыслами может представлять коммерческий интерес для газонефтедобычи. По отложениям готерива-валанжина коэффициент заполнения ловушек в перспективных пластах можно принять равным 0,81 по аналогии с залежью пласта ТП26 Северо-Каменномысского месторождения. Дальнейшая доразведка месторож-дения может быть связана с проверкой прогноза нефтегазоносности юрского комплекса отложений на южном куполе, а в случае подтверждения промышленной нефтегазоносности юрского комплекса отложений на южном куполе возможно бурение поисково-оценочной скважины на северном куполе. Глубина поисково-оценочной скважины на южном куполе структуры должна составлять 4400 м, а на северном — 4500 м. При этом скважина на южном куполе позволит попутно получить информацию о строении, петрофизических свойствах и нефтегазоносности южных частей залежей в отложениях неокомского возраста, что даст возможность уточнить их запасы и оптимизировать положение эксплуатационных скважин на неоком.
На Обском месторождении с небольшой га-зовой залежью в пласте ПК1 сеноманских отло-жений, которая была открыта скв. 1, вскрывшей отложения барремского яруса, также не исклю-чаются газоконденсатные и, возможно, нефтяные залежи в нижней части танопчинской свиты барремского яруса, в ахской свите неокома, а также в отложениях юрского комплекса (рис. 8, см. рис. 6, 7). В отложениях юрского комплекса Обская структура имеет более крупные размеры и амплитуду, в отличие от сено-манской, что с учетом наличия промышлен-но значимых залежей УВ в отложениях нижнего мела и юры на ближайших Парусовом, Северо-Парусовом и других месторождениях Тазовского, Ямальского и Гыданского п-овов делает ее привлекательной с точки зрения продолжения поисковых работ на прогнозируемые залежи УВ в отложениях нижнемелового и юрского возраста.
Наличие взаимоувязанных профильных разрезов через месторождения Обской и Тазовской губ и сравнение их с месторождениями прилегающих районов суши, на которых открыты многочисленные залежи УВ не только в нижнемеловых, но также в средне-и нижнеюрских отложениях, позволяет убедиться, что новые залежи УВ в нижнемеловом и юрском нефтегазоносных комплексах возможны практически на всех выявленных здесь место-рождениях. Уточнение структурного плана от-ложений юрского комплекса с использованием материалов 2D- и 3D-сейсморазведки в совокуп-ности с данными бурения позволяет наметить увеличение размеров и продолжение восточной части Хамбатейской структуры в акваторию Обской губы. В связи с этим на Хамбатейском месторождении прогнозируются неоткрытые еще залежи УВ как в нижней части неокома, так и в известных пластах-коллекторах средней и нижней юры (см. рис. 6, 7). Здесь целесообразно выполнить детальные сейсморазведоч-ные работы с целью уточнения размеров и морфологии неокомских и юрских ловушек, ожидаемого фазового состава и ресурсов прогнозируемых залежей УВ с последующим определением целесообразности буровых работ.
Таким образом, анализ структурно-текто-нических условий нефтегазоносности юрско-нижнемеловых отложений и распределения в осадочном чехле известных промышлен-но газонефтенасыщенных и прогнозируемых пластов на открытых газовых месторождениях Каменномысском, Семаковском и Обском и газоконденсатных Северо-Каменномысском и Чугорьяхинском с учетом тектонического строения и нефтегазоносности Карско-Ямало-Гыданской и Надым-Пур-Тазовской синеклиз позволяет сделать вывод о высоких перспективах открытия здесь новых залежей УВ. Предпосылками такого прогно-за являются: благоприятные структурно-тектонические условия (установленная сед-ловинообразная и названная Каменномысско-Чугорьяхинской зона сочленения крупных Нурминского и Нижне-Мессояхского мегавалов, окруженных частями грабен-рифтовых прогибов — Сояхинского на севере, Парусового на юге); наличие в разрезе осадочного чехла природных резервуаров регионального, зонального и локального распространения, совмещенных с мощными очагами генерации УВ, а также вероятная водородная дегазация недр, способствующая гидрированию органического вещества и синтезу УВ.
Высокая перспективность нефтегазонос-ности юрско-нижнемеловых отложений определена также с учетом установленных особенностей строения открытых месторождений и выявленных структур на севере Западной Сибири, а именно увеличения с глубиной их размеров и амплитуд, а также возможного смещения сводов относительно разведанных залежей УВ в сеноманских и апт-альбских отложениях. Учет этих особенностей строения позволяет оптимально распределить объемы 3D-сейсморазведочных работ и разместить поисковые и разведочные скважины при разбу-ривании нижнемеловых и юрских ловушек как на открытых месторождениях, так и на новых участках, например на морском продолжении структуры Хамбатейской.
Новые крупные залежи УВ в юрско-нижнемеловых отложениях могут быть открыты на месторождениях Каменномысское-море, Северо-Каменномысском, Чугорьяхинском и Семаковском. Более крупные залежи по сравнению с открытой сеноманской газовой прогнозируются в отложениях юрского возраста на Обском месторождении. При этом необходимо учитывать весьма сложное строение залежей в юрском комплексе [7], которые могут характеризоваться наличием литологических, стратиграфических, тектонических экранов и быть приуроченными к отдельным элементам структур — крыльям, периклиналям, а также межструктурным ложбинам, структурным носам и террасам.
Список литературы
1. Астафьев Д.А. Структурно-геодинамические особенности строения и размещения зон нефтегазонакопления на cевере Западной Сибири / Д.А. Астафьев, В.А. Скоробогатов, А. М. Радчикова // Тез. докл. VII Международн. конференции «Новые идеи в науках о Земле». -М.: МГРИ-МГГРУ,
2005. — С. 168.
2. 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. — 2008. — № 4. — С. 2-9.
3. Харахинов В. В. Мессояхский порог -уникальный нефтегазогеологический объект на севере Сибири / В.В. Харахинов, Н.М. Кулишкин, С.И. Шленкин // Геология нефти и газа. — 2013. — № 5. — С. 34-48.
4. Ермаков В.И. О соотношении газа
и нефти в юрских и меловых отложениях на севере Западной Сибири / В.И. Ермаков, В. А. Скоробогатов // Сб. науч. трудов
ИГИРГИ. — М., 1982. — С. 18-29.
5. Скоробогатов В.А. Геологическое строение и нефтегазоносность Ямала / В. А. Скоробогатов, Л.В. Строганов, В.Д. Копеев. — М.: Недра, 2003. — 352 с.
6. Плотников А.А. Юрский комплекс — новое перспективное направление поиска нефтяных подгазовых залежей в арктических районах Западной Сибири / А. А. Плотников, В. Е. Киченко // Матер. Международн. науч.-практ. конференции «Нефть и газ Арктики» / под ред. В.П. Гаврилова. — М.: Интерконтакт Наука, 2007. — С. 117-125.
7. Астафьев Д.А. Юрский продуктивный комплекс — важнейший объект поисков и разведки скоплений углеводородов в Надым-Пур-Тазовском регионе до 2030 года / Д.А. Астафьев, Г.Р. Пятницкая, А.М. Радчикова и др. // Матер. I Международн. науч.-практ. конференции «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения» (WGRR-2007). — М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2007. — С. 79-80.
Д.А. Астафьев, А.В. Толстиков, М.А. Калита, Л.А. Наумова, М.Ю. Кабалин
ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1
Статья впервые опубликована в научно-техническом сборнике «Вести газовой науки», 2018 г., № 3.
Материал любезно предоставлен компанией ООО «Газпром ВНИИГАЗ».
