Формирование базы геолого-геофизических и геохимических данных для оценки перспектив нефтегазоносности глубокозалегающих отложений Ямальского полуострова
Л.И. Зинатуллина
Институт проблем нефти и газа РАН
Институт проблем нефти и газа РАН
На сегодняшний день актуальной является проблема геолого-геофизического изучения и оценки ресурсов углеводородов (УВ) горизонтов, залегающих на глубинах свыше 4000 м. В статье показан, комплексный подход к изучению нижнеюрских и доюрских отложений на Ямальском полуострове. Данные отложения обладают ресурсным потенциалом и перспективны для открытия месторождений УВ.
Полуостров Ямал является одним из важнейших стратегических центров газоносности Российской Федерации. На сегодняшний день по опубликованным данным ПАО «Газпром», суммарные запасы и ресурсы всех месторождений полуострова Ямал составляют более 26 трлн куб. м газа, 1,6 млрд тонн газового конденсата и порядка 300 млн тонн нефти. Представление о геологическом строении глубоких горизонтов претерпевает кардинальные изменения, в связи с чем традиционные методики прогнозной оценки ресурсов и проведения поисково-разведочных работ становятся малоэффективными.
Целью исследования является формирование базы геолого-геофизических и геохимических данных с оценкой перспектив нефтегазоносности доюрских комплексов северных районов Западной Сибири.
На территории Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО), включая полуостров Гыдан, Обскую губу и акваторию Карского моря, по состоянию на 01.01.2019 г. выявлено более чем 3000 залежей углеводородного сырья на 228 месторождениях.
На севере Западно-Сибирского НГБ и Западно-Ямальском шельфе Карского моря большинство из более чем 200 месторождений углеводородов открыто в сеноманском, апт-альбском, неокомском и верхнеюрском комплексах [1].
На территории севера Западно-Сибирской мегапровинции за последние годы были пробурены параметрические, поисковые и разведочные скважины различной глубины, вплоть до 8400 м. В поисково-разведочное бурение введены более чем 1000 перспективных площадей — главным образом, положительные (поднятия) и отрицательные (прогибы) структуры (скв. СГ-6 Тюменская и др.) (таб. 1).
Сегодня АО «Росгеология» активно участвует в изучении перспектив нефтегазоносности глубоко залегающих мезозойских отложений и палеозойского комплекса Западно-Сибирской плиты. В последние годы завершена проходка Гыданской-130 и Баженовской-1 параметрических скважин.
На территории севера Западно-Сибирской мегапровинции за последние годы были пробурены параметрические, поисковые и разведочные скважины различной глубины, вплоть до 8400 м. В поисково-разведочное бурение введены более чем 1000 перспективных площадей — главным образом, положительные (поднятия) и отрицательные (прогибы) структуры (скв. СГ-6 Тюменская и др.) (таб. 1).
Сегодня АО «Росгеология» активно участвует в изучении перспектив нефтегазоносности глубоко залегающих мезозойских отложений и палеозойского комплекса Западно-Сибирской плиты. В последние годы завершена проходка Гыданской-130 и Баженовской-1 параметрических скважин.
расположена в ЯНАО, в Восточной части Ямало-Гыданской синеклизы, на территории Гыданской нефтегазоносной области. Скважина пробурена до глубины 5100 м. Проектная глубина скважины составляет 7150 м.
расположена в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО) в центральной части Фроловской мегавпадины. Ее бурение АО «Росгеология» завершила в октябре 2018 года, сообщив о достижении проектного забоя 3200 м. По итогам бурения были сделаны выводы о том, что в разрезе баженовской свиты присутствуют пласты, которые предварительно можно отнести к категории «возможный коллектор». Мощность баженовско-абалакского комплекса по скважине Баженовская-1 составила 54 м.
Также АО «Росгеологией» начаты работы по организации бурения Гыданской-118 и Северо-Кетской глубоких скважин. Параметрическая скважина Гыданская-118 заложена в Тазовском районе ЯНАО. Проектная глубина скважины составляет 4500 м. Первый этап бурения скважины (до отметки в 1600 м) АО «Росгеология» начала в январе 2018 года, проектный горизонт — средний-верхний карбон.
Образования доюрского комплекса на Бованенковском месторождении вскрыты шестью скважинами. На Харасавейском и Крузенштернском месторождениях доюрские породы не вскрыты.
В таблице 1 приведены глубокие и сверхглубокие скважины, которые были пробурены на территории севера Западной Сибири.
В таблице 1 приведены глубокие и сверхглубокие скважины, которые были пробурены на территории севера Западной Сибири.
На Новопортовском месторождении доюрские отложения вскрыты 50 поисковыми и разведочными скважинами (таблица 2). Промышленно газоносными оказались карбонатные отложения палеозойского возраста. В скв. 216, кроме газа, получены притоки нефти (около 2 м3/сут.). В нижнеюрских отложениях Новопортовского месторождения продуктивность связана с пластом Ю1 [3].
Нижние подкомплексы доюрского комплекса нефтегазоносности (складчатое основание и фундамент) остаются практически неизученными поисково-разведочным бурением. Верхняя часть фундамента вскрыта лишь отдельными скважинами.
Нижние подкомплексы доюрского комплекса нефтегазоносности (складчатое основание и фундамент) остаются практически неизученными поисково-разведочным бурением. Верхняя часть фундамента вскрыта лишь отдельными скважинами.
* выделены скважины, в которых возраст пород определен палеонтологически
На территории Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО), включая полуостров Гыдан, Обскую губу и акваторию Карского моря, по состоянию на 01.01.2019 г. выявлено более чем 3000 залежей углеводородного сырья на 228 месторождениях.
Доюрский комплекс отложений состоит из трех подкомплексов:
переходный
верхняя пермь-триас
складчатое основание
палеозой
фундамент
архейско-протерозойский
Доюрские образования зоны сильно дислоцированы, причем часть разломов проникает в осадочную толщу до отложений разного возраста. Разломы преимущественно вертикальны или субвертикальны, преобладают северо-западное и северо-восточное направления. Как следствие, фундамент имеет блоковое строение. В юрских толщах пликативные структуры также могут быть разбиты на блоки [3]. Для оценки нефтегазоносности необходимо исследовать основные геолого-геофизические показатели.
Литолого-стратиграфический разрез домеловых образований Бованенковско- Харасавейской зоны [2]
В современном представлении тектонический фактор играет определяющую роль в реализации процессов, составляющих онтогенез нефти и газа.
По соотношениям гравитационного и магнитного полей выделены грабен-рифтовые зоны и валообразные поднятия. В северной части полуострова оси складок имеют северо-восточный (СВ), в южной части северо-западный (СЗ) азимут простирания. В центральной части полуострова, где сформировался крупный тектонический узел в виде вала широтного простирания — Бованенковский мегавал с крупнейшими месторождениями полуострова в меловых, частично юрских отложениях: Бованенковским, Крузенштерновским и Харасавэйским.
Эти месторождения контролируются, в основном, валообразными поднятиями фундамента. В южной и северо-западной частях полуострова и на шельфе Карского моря в фундаменте выделяются валообразные поднятия, которые отображаются в осадочном чехле. Гравитационные и магнитные ступени очерчивают выделенные тектонические структуры фундамента (рис. 3). Плотность тектонических нарушений в фундаменте значительно больше, чем в осадочном чехле, что подтверждается схемами тектонического строения (рис. 2–3) [4].
По соотношениям гравитационного и магнитного полей выделены грабен-рифтовые зоны и валообразные поднятия. В северной части полуострова оси складок имеют северо-восточный (СВ), в южной части северо-западный (СЗ) азимут простирания. В центральной части полуострова, где сформировался крупный тектонический узел в виде вала широтного простирания — Бованенковский мегавал с крупнейшими месторождениями полуострова в меловых, частично юрских отложениях: Бованенковским, Крузенштерновским и Харасавэйским.
Эти месторождения контролируются, в основном, валообразными поднятиями фундамента. В южной и северо-западной частях полуострова и на шельфе Карского моря в фундаменте выделяются валообразные поднятия, которые отображаются в осадочном чехле. Гравитационные и магнитные ступени очерчивают выделенные тектонические структуры фундамента (рис. 3). Плотность тектонических нарушений в фундаменте значительно больше, чем в осадочном чехле, что подтверждается схемами тектонического строения (рис. 2–3) [4].
Схема тектонического строения фундамента полуострова Ямал [4]
Схема тектонического строения фундамента полуострова Ямал с нанесенными гравитационными и магнитными ступенями [4]
В результате, на основе структурных элементов фундамента и тектонических нарушений разного ранга, может быть выполнено районирование территории по перспективам нефтегазоносности, планирование сейсмических и буровых работ.
На поисково-оценочном и разведочном этапах тектонические схемы фундамента и осадочного чехла могут постоянно и оперативно уточняться за счёт укрупнения масштабов гравитационных и магнитных съёмок, использования результатов сейсморазведки и бурения.
На поисково-оценочном и разведочном этапах тектонические схемы фундамента и осадочного чехла могут постоянно и оперативно уточняться за счёт укрупнения масштабов гравитационных и магнитных съёмок, использования результатов сейсморазведки и бурения.
ЛИТОФАЦИАЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ВКЛЮЧАЕТ ИЗУЧЕНИЕ:
- песчанистости разреза
- расчлененности разреза
- средних мощностей прослоев
- количества прослоев на 100 м вскрытого разреза
Доюрский комплекс объединяет отложения промежуточного структурного этажа и палеозойского фундамента, представленного осадочными палеозойскими образованиями и отложениями триасового возраста. Образования доюрского возраста в пределах полуострова Ямал вскрыты на Новопортовском, Восточно-Новопортовском, Усть-Юрибейском, Бованенковском месторождениях, а также на Сюнай Салинской, Яр-Салинской, Западно-Яротинской, Восточно-Бованенковской и Верхнереченской площадях [5–7].
Вскрытый разрез доюрских отложений характеризуется разнообразием литологического состава и возраста (таб. 3).
Вскрытый разрез доюрских отложений характеризуется разнообразием литологического состава и возраста (таб. 3).
Зоны развития в разрезе пород-коллекторов перекрыты толщами флюидоупоров.
Так как песчаники в разрезе присутствуют как в карбоне, девоне, силуре, так и в ордовике и кембрии (плотность песчаников нижнеордовикского возраста составляет 2,74–2,77 г/см³), можно сделать вывод о наличии в разрезе пород-коллекторов, потенциальных залежей УВ.
Основной целью данной работы являлось изучение и сопоставление результатов оценки КПД УЭЦН различных производителей в условиях лабораторных испытаний и на основе большого объема промысловых данных по скважинам с работающими датчиками телеметрии.
Высокие значения ФЕС, приводимые многими авторами по результатам исследования керна и интерпретации ГИС, существенно влияют на миграционно-аккумуляционные и консервационные факторы прогноза в связи с фрагментарным бурением закономерности ФЕС глубокозалегающих отложений изучены недостаточно.
ФЕС юрских пород. До глубины 4000–4250 м коллекторы юрского возраста в основном порового типа, ниже вероятно преобладание трещинно-поровых и трещинных разностей. Процессы эпигенеза способствуют снижению проницаемости пород: на Бованенковском месторождении в пластах Ю6-7 — 0,05–0,3 мд.
В разрезе юрских отложений лучшие коллекторы установлены в отложениях оксфордского и батского (малышевский горизонт) ярусов. Кп от 12 до 28%, проницаемость — (0,1–18) * 10-3мкм2. С глубиной ФЕС юрских пород ухудшаются [8].
ФЕС палеозойских пород, по имеющимся данным, не высокие Кп=1–13% составляя в среднем 5–6%, но вполне достаточны для того, чтобы накапливать и отдавать флюиды. В зависимости от преобладания изменивших породы процессов здесь выделяются коллекторы трещинные, порово-трещинные, каверново-поровые, каверново-порово-трещинные.
Проницаемость, определенная по керну, измеряется первыми миллидарси [9].
Высокие значения ФЕС, приводимые многими авторами по результатам исследования керна и интерпретации ГИС, существенно влияют на миграционно-аккумуляционные и консервационные факторы прогноза в связи с фрагментарным бурением закономерности ФЕС глубокозалегающих отложений изучены недостаточно.
ФЕС юрских пород. До глубины 4000–4250 м коллекторы юрского возраста в основном порового типа, ниже вероятно преобладание трещинно-поровых и трещинных разностей. Процессы эпигенеза способствуют снижению проницаемости пород: на Бованенковском месторождении в пластах Ю6-7 — 0,05–0,3 мд.
В разрезе юрских отложений лучшие коллекторы установлены в отложениях оксфордского и батского (малышевский горизонт) ярусов. Кп от 12 до 28%, проницаемость — (0,1–18) * 10-3мкм2. С глубиной ФЕС юрских пород ухудшаются [8].
ФЕС палеозойских пород, по имеющимся данным, не высокие Кп=1–13% составляя в среднем 5–6%, но вполне достаточны для того, чтобы накапливать и отдавать флюиды. В зависимости от преобладания изменивших породы процессов здесь выделяются коллекторы трещинные, порово-трещинные, каверново-поровые, каверново-порово-трещинные.
Проницаемость, определенная по керну, измеряется первыми миллидарси [9].
Для оценки геотермического фактора используют такие важные параметры как: степень катагенетической преобразованности отложений (R°, %); термоглубинный показатель продуктивности, определяемый как произведение геотемператур и средних глубин погружения пород.
К геохимическим показателям относятся: среднее содержание рассеянного органического вещества (РОВ) (Сорг, %) и тип (состав) рассеянного и концентрированного органического вещества (ОВ).
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). Органическое вещество отложений пл. Харасавейская по данным пиролиза преобразовано гораздо существеннее, при увеличениях глубины значения Тмах резко возрастают. Поэтому на этой площади уже с глубин 3700 м и ниже можно ожидать чисто газовые скопления [9].
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) [10]
Глубокозалегающие отложения вызывают интерес с точки зрения добычи жидких и газообразных углеводородов. Для оценки перспектив нефтегазоносности полуострова Ямал необходимым условием является создание комплексной модели, включающей каждый из вышеизложенных показателей с последующей разработкой единой концептуальной модели строения и нефтегазоносности полуострова Ямал.
По предварительной оценке, глубокозалегающие отложения юры, триаса, осадочных пород палеозоя и фундамента представляются перспективными на поиски нефти, газа и конденсата, а также требуют дальнейшего изучения.
- Выделение и картирование по материалам сейсморазведки 2Д и 3Д нефтегазоперспективных объектов в юрских и доюрских отложениях Бованенковского, Харасавэйского месторождений и прилегающих территорий // Отчет ООО «Газпром добыча Надым», Москва, 2009.
- Шустер В.Л., Зинатуллина Л.И. Обоснование перспектив нефтегазоносности нижне-среднеюрских отложений Бованенковско-Харасавейского НГР Западной Сибири // Экспозиция Нефть Газ. 2018. №2. С.18–21.
- Шустер В.Л. Доюрский комплекс Западной Сибири-нижний этаж нефтегазоносности // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири. Тюмень: ФГУП «ЗапСибНИИГГ». 2008. С. 42–53.
- Цемкало М.Л., Таратын Э.А., Миколаевский Э.Ю., Лувишис М.Г. Шестаков В.И. Технология построения тектонических схем фундамента для целей ранжирования территорий по нефтегазоперспективности // Презентация на конференции «Гальперинские чтения». Москва, 2010. 28 с.
- Самойлова А.В. Особенности строения и нефтегазоносность юрских и доюрских отложений северо-западной части Западной Сибири // Экспозиция Нефть Газ. 2016. №1. С. 10–11.
- 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.
- Копеев В.Д., Скоробогатов В.А., Строганов Л.В. Геологическое строение и газонефтеносность Ямала. Москва, 2003. 352 с.
- Никитин Б.А. Дзюбло А.Д., Шустер В.Л. Геолого-геофизическая оценка перспектив нефтегазоносности глубокозалегающих горизонтов п-ова Ямал и приямальского шельфа Карского моря // Нефтяное хозяйство. 2014. №11. С. 102–106.
- Шустер В.Л., Дзюбло А.Д., Пунанова С.А., Самойлова А. В. Новые геолого-геохимические данные оценки перспектив нефтегазоносности глубокозалегающих отложений севера Западной Сибири // Живые и биокосные системы. 2015. №14. С. 1–9.
- Шустер В.Л., Пунанова С.А. Обоснование перспектив нефтегазоносности юрско-палеозойских отложений и образований фундамента Западной Сибири. Георесурсы. 2016. Т.18. №4. Ч.2. С. 337–345.
геология, глубокие горизонты, Западная Сибирь, газ, доюрские отложения, перспективы нефтегазоносности, полуостров Ямал
Данные геологической изученности: стратиграфии, тектоники, нефтегазоносности полуострова Ямал, построение геологического профиля.
Л.И. Зинатуллина. Формирование базы геолого-геофизических и геохимических данных для оценки перспектив нефтегазоносности глубокозалегающих отложений Ямальского полуострова // Экcпозиция Нефть Газ. 2020. №2. С. 10-13. DOI:10.24411/2076-6785-2020-10073.
13.02.2020
УДК 551
DOI:10.24411/2076-6785-2020-10073
DOI:10.24411/2076-6785-2020-10073
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (8552) 92-38-33