НЕФТЕНОСНОСТЬ ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ АРКТИЧЕСКИХ РАЙОНОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

В.Е. Киченко, А.В. Подгорнов (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

В среднеюрских отложениях севера Западной Сибири открыты нефтяные, нефтегазоконденсат-ные и газоконденсатные залежи. На большинстве открытых залежей пробурено несколько разведоч-ных скважин. В среднем площадь выявленных структур более 300 км2. При дальнейшем проведе-нии разведочного бурения на крыльях структур на ряде залежей получены притоки нефти. Вопрос о природе нефтеносности среднеюрских отложений в слабоизученных арктических районах Западной Сибири к настоящему времени не решен.

На глубине залегания среднеюрских отложений (более 2500 м) значения температурного гра-диента, за исключением района Бованенковской площади, не превышают 3–3,5 °С на 100 м (рис. 1) [1, 2, 3]. С учетом замеров температур в скважинах, где был получен приток флюида, глубины за-легания кровли отложений и предлагаемых значений градиентов были составлены карты термо-барических условий залегания неокомских, среднеюрских и триасовых отложений северных районов Западной Сибири (рис. 2). В кровле среднеюрских отложений, а на ряде площадей и в

Рис. 1. График изменений пластовых давлений и температур в неокомских, юрских, триасовых и палеозойских отложениях северных районов Западной Сибири

33СБОРНИК НАУЧНЫХ ТРУДОВ 2010 Г.

№ Площадь Номер cкважины Интервал пефорации/Глубина замера (м)

Температура(о С)

Давление(кгс/см2)

1 2 3 4 5 61 Восточно-Тазовская 3040-3054 (БТ9) 81 3802

Ямбургская 142 3350 (БУ9

2) 87 3453 187 3946-3954+

3954-3969104 572

4Северо-Уренгойская

430 3040 (БУ91) 305

5 426 4213-4237 118 4286 Южно-Мессояхская 12 3330 86 3487

Уренгойская

668 3224-3237 (БУ16) 94 366,68 678 3830 (Ач) 114 596,49 273 3676-3746 106 67010 677 3856-3864 107 66211 676 3980-3987(Ю1)

3970115 603

12 Танусалинская 17 3260 (Ю0) 78 29213 Ныдинская 68 3400 (Ю0) 97 403,214 Самбургская 700 3800 (Ач) 110 54215

Юбилейная

1001 2650 (БУ80) 80 265

16 2710 (БУ12) 84 275,617 3185 (БУ18) 95 338,518 1002 3329-3339 (Ач) 102 48819 1001 3500-3507 102 61720 200 3746-3758 97 61821 4626-4643 122 75822 5031-5055 83423 Арктическая 11 3098-3120 108 337,224

Западно-Яротинская301 2256-2264+

2270-228069 226,2

25 302 2448-2456 72 24626 Сюнай-Салинская 43 1938-1941 57 193,727

Усть-Юрибейская30 2192-2199 73 219,1

28 2335-2343 78 233,829 Северо-Тамбейская 18 3538-3544 99 528,130

Южно-Тамбейская

79 3500-3520+3545-3550+3555-3560+3570-3580

576

31 Геофизическая 41 3235-3243 89 399,632 Харасавейская 45 3285-3290 120 664,933 Бованенковская 203 2770-2777 104 417,234

Малыгинская33 3521-3535 104 617,4

35 3747-3756 103 710,636

Ныдинская68 3393-3401+

3406-3412+3415-3421

99 403,2

37Заполярная

57 3350-3363 88 44238 83 3627-3645 99 77939 3883-3896 104 78940 Белоостровная 1 3200 (Кal) 93 36041

Тазовская 52 3496-3536 (Ю0) 105 531

42 58 3615-3630 105 611,743 90 3702-3711 108 52944 Семаковская 50 3450 10345 Утренняя 275 3020 86 29946 Сред. Мессояхская 2 3076-3085 8547 Бованековская 203 Пал 3460 134 64548 Медвежье 1001 Триас 4310 644 13249 Медвежье 1001 Пал 4520 648 13650 Юбилейн 200 Пал 5400 883 14851

ТСГ6Триас 6650 1270 185

52 Пермь 7500 1400 21053

ТСГ7Триас 5800 1240 155

54 Триас 7024-7163 131655 Сев. Самбург 101 (Ач) 4020 649,5 11556

Медвежья1001 4000 616 122

57 3315 480,5 10258 3100 353 95,559

ЯмбургскаяП 411 3800-3840 629 103

60 185 3940 626 10761 Песцовая 210 3884-3890 780 10862 Юж. Песцовая 1 4193-4204 818 13263 Тазовская 92 Ач 3790-3805 570 9864 Сев. Пуровское 809 Ач 3852-3874 593 11465

Штормовая122 3460-3466 97

66 3830-3836 10767 3902-3907 11568 Самбургское 700 5480 15069

Ямбургское180 4331-4349 787,4 115

70 3875-3916 (Ач) 584 104

Табл. к рис. 1.

34 ПРОБЛЕМЫ РЕСУРСНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНОВ РОССИИ ДО 2030 Г.

1 2 3 4 5 671 Новоуренгойское 444 3875 681,8 11972

Ен-Яхинское501 4852-4840 746,7 137,5

73 5247-5200 867,574 Непонятное 706 3890-3910 (Ач) 671 10975 Едейская 1 4036-4046 (Ач) 723,376 Зап. Песцовое 300 3985-3995+4000-4001 81377 Песцовое 208 4200 83078

Геологическое14 4990-5016 687 132

79 9 3707-3765 726,7 10080 Ево-Яхинская 358 5210 929 15981

Уренгойское

674 4480 13782 673 4840 865,8 145,583 414 4860 13684 411 4410 693 13685 5400 15186 336 5295 818 14787 4890 783 143,588 279 4920с 820 14689 5100с 13790 265 4200 63991 264 4450 61792 Самбургская 700 4600 796,7 13393 Сев. Уренгойская 426 4565-4580 12894 Медвежье 1001 4310-4316 644,1 132

Окончание табл. к рис. 1.

берриасс-валанжинских отложениях наблюдается резкое увеличение значений давления (см. рис. 1). Основными причинами возникновения зон аномально-высокого давления являются: наличие мощ-ной глинистой верхнеюрской-мегионской покрышки, приток глубинных флюидов и тектоническая напряженность в районе региональных тектонических нарушений.

Температура пласта в кровле среднеюрских отложений на северо-востоке и востоке Ямала не превышает 105 оС, а на Гыданском п-ве – 85–90 оС при коэффициенте аномальности пластового дав-ления (Кан) 1,5 (рис. 2). На основе разработанного рядом исследователей [4] графика зависимости фазового состояния УВ в залежах от термобарической обстановки условий залегания (рис. 3) мож-но сделать вывод, что в ачимовской толще неокома и в среднеюрских отложениях на территории по-луостровов могут быть открыты нефтегазовые и нефтегазоконденсатные месторождения.

Анализируя термическую обстановку залегания платформенного чехла на севере Западной Сибири, следует отметить особенности распределения плотностей теплового потока. В районах рас-пространения более древнего фундамента значения плотности теплового потока меньше по срав-нению с районами более молодой складчатости. На Гыданском п-ве, на северо-востоке Ямальского п-ва, в центральной и восточной частях севера Западной Сибири (в том числе и на Тазовском п-ве) значения плотности теплового потока не превышают 50 мВт/м2. На западе Ямальского п-ва и в за-падной части севера Западной Сибири (район герцинской складчатости) значения плотности превы-шают 60 мВт/м2 (рис. 4) [5, 6].

С районами наибольших значений плотности теплового потока связаны районы максимальных значений отражательной способности (ОС) витринита среднеюрских отложений (рис. 2). Степень катагенеза органического вещества (ОВ) в кровельной части среднеюрских отложений на севере Западной Сибири не превышает МК4.

По данным В.И. Ермакова и В.А. Скоробогатова, «нефтяное окно» в генерационном плане по шкале катагенеза ограничено следующими интервалами:

• в гумусовом ОВ (восковые компоненты, витринит плюс фюзинит) – от 0,55 до 1,2–1,25;• сапропелевом РОВ – от 0,45 до 1,3–1,35;• сапропелевом полуконцентрированном ОВ морского и особенно озерного генезиса и в лейп-тинитовых компонентах (исключая воск и резинит) – от 0,65–0,7 до 1,35–1,4 (рис. 5) [7].

Анализируя фациальные обстановки осадконакопления, можно сделать вывод о морских и приб-режно-морских условиях в юрское время на территории Гыданского п-ва, северной части Ямаль-ского п-ва и северной части Пур-Тазовского междуречья [8]. Состав ОВ юрских отложений на севе-ре Западной Сибири смешаный [9].

«Мертвая линия» (dead line) нефти на древних блоках фундамента проходит на большей глуби-не по сравнению с блоками герцинской складчатости. На рис. 6 и 7 представлены зависимости ОС витринита от глубины залегания отложений в Западной Сибири. На ряде площадей Надым-Пур-

35СБОРНИК НАУЧНЫХ ТРУДОВ 2010 Г.

Рис.

2. Т

ерм

обар

ичес

кие

особ

енно

сти

зале

гани

я (и

кат

аген

ез):

а –

триа

совы

х; б

– с

редн

еюрс

ких;

в –

нео

ком

ских

отл

ожен

ий с

евер

а За

падн

ой С

ибир

и

36 ПРОБЛЕМЫ РЕСУРСНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНОВ РОССИИ ДО 2030 Г.

Рис.

3. М

одел

ь из

мен

ения

фаз

овог

о со

стоя

ния

УВ в

ачи

мов

ских

, юрс

ких,

три

асов

ых

и па

леоз

ойск

их о

тлож

ения

х се

вера

Зап

адно

й Си

бири

в з

авис

имос

ти о

т да

влен

ия (К

ан) и

тем

пера

туры

№№

Мес

торо

жде

ние

Сква

жин

а1

Урен

гойс

кое

256

2Са

мбу

ргск

ое70

03

Тазо

вско

е90

4Та

зовс

кое

905

Ево-

Яхин

ское

350

6Ур

енго

йско

е65

07

Ямбу

ргск

ое18

08

Ямбу

ргск

ое18

59

Севе

ро-Я

мбу

ргск

ое45

810

Урен

гойс

кощ

264

11Ур

енго

йско

е26

212

Нов

опор

товс

кое

9813

Аркт

ичес

кое

1114

Геоф

изич

еско

е46

15Л

ензи

тско

е72

16Ур

енго

йско

е26

2,40

417

Тазо

вско

е58

18Бо

ване

нков

ское

135

19Се

веро

-Там

бейс

кое

1820

Мал

ыги

нско

е33

21Ям

бург

ское

180

22Ю

биле

йное

1001

23Бо

ване

нков

ское

116

24Ге

олог

ичес

кое

925

Пес

цово

е21

0

№№

Мес

торо

жде

ние

Сква

жин

а26

Хара

саве

йско

е45

27За

поля

рное

8328

ЕСГ

729

ТСГ

630

ТСГ

631

Мед

веж

ье10

0132

Юби

лейн

ое20

033

Бова

ненк

овск

ое20

334

Мед

веж

ье31

35М

алы

гинс

кое

3336

Бова

ненк

овск

ое20

337

Юж

но-П

есцо

вое

138

Вост

очно

Уре

нгой

ское

804

39Са

мбу

ргск

ое25

040

Севе

ро С

амбу

ргск

ое10

141

Запо

лярн

ое11

242

Сред

не Н

ады

мск

ое80

43Та

нлов

ское

1644

Вост

очно

Мар

ьинс

кое

6345

Нов

оуре

ного

йско

е44

446

Неп

онят

ное

706

47Ям

бург

ское

180

48Ге

олог

ичес

кое

949

Урен

гойс

кое

282

50Се

в. С

амбу

ргск

ое10

1

37СБОРНИК НАУЧНЫХ ТРУДОВ 2010 Г.

Тазовского междуречья глубина «линии» изменяется от 4250 до 4750 м, что может косвенно указы-вать на древнее время консолидации фундамента. Глубины 4500–4700 м на территории ЯНАО можно принять как глубины кровли интервала «подавляющей» генерации газообразных УВ [1, 10, 11, 12]. Следует отметить, что, по мнению Г.Л. Беляевой, «мертвая линия» нефти проходит по интервалу пе-рехода степени катагенеза МК4/МК5 (R0 = 1,5) [1].

По тем же данным на территории Российской Федерации «линия» прослеживается на глубине 4,5–5,0 км при пластовой температуре 110–145 °С (120–133 °С по ТСГ-6 и ЕСГ-7).

Рис. 4. Карта плотности теплового потока севера Западной Сибири

38 ПРОБЛЕМЫ РЕСУРСНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНОВ РОССИИ ДО 2030 Г.

Рис.

5. Р

аспр

остр

анен

ие г

лавн

ых

зон

неф

те- и

газ

ообр

азов

ания

в о

тлож

ения

х ач

имов

ской

тол

щи,

юры

и т

риас

а на

сев

ере

Запа

дной

Сиб

ири

(иде

я В.

А. С

коро

бога

това

)

39СБОРНИК НАУЧНЫХ ТРУДОВ 2010 Г.

Рис.

6. О

пред

елен

ие м

акси

мал

ьной

глу

бины

ген

ерац

ии н

ефтя

ных

УВ н

а се

вере

Зап

адно

й Си

бири

40 ПРОБЛЕМЫ РЕСУРСНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНОВ РОССИИ ДО 2030 Г.

Рис.

7. С

овре

мен

ные

данн

ые

об и

нтер

вале

глу

бин

глав

ной

зоны

неф

тено

снос

ти н

а се

вере

Зап

адно

й Си

бири

– о

пред

елен

ие у

сред

ненн

ой г

луби

ны «

мер

твой

лин

ии»

неф

ти с

верх

глуб

оких

ск

важ

ин: а

, б –

по

граф

икам

Л.Н

. Бол

душ

евск

ой, А

.Н. Ф

омин

а, Ю

.А. Ф

илип

цова

(200

1); в

– п

о гр

афик

у В.

А. Ч

ахм

ахче

ва, С

.А. П

унан

овой

, Т.Л

. Вин

огра

дово

й (2

003)

; г

– по

гра

фик

у Г.

Л. Б

еляе

вой

(200

5)

41СБОРНИК НАУЧНЫХ ТРУДОВ 2010 Г.

Приток глубинных газов по региональным тектоническим нарушениям и подъемы территории в меловое и палеогеновое времена привели к изменению термобарических условий в залежах УВ и к формированию в отложениях ачимовской толщи и в юрских отложениях севера Западной Сибири нефтегазоконденсатных залежей. Применение различных геохимических критериев определения фазового состояния УВ подтвердило присутствие нефтяных подгазовых оторочек в открытых поис-ковыми скважинами юрских газоконденсатных залежах [13].

В заключение следует отметить, что в арктических районах Западной Сибири в отложениях ачи-мовской толщи неокома и в среднеюрских отложениях на глубине 2500–4700 м нефтяные УВ гене-рируются. Термобарические условия залегания отложений благоприятны для сохранения жидких УВ в виде подгазовых нефтяных залежей. При проведении геолого-разведочных работ в среднеюр-ских отложениях на территории Гыданского, Тазовского и северной части Ямальского п-вов сле-дует ожидать открытия нефтегазоконденсатных залежей. На глубине более 5000 м (Кан = 1,6–1,7; Тпласт = 150–160 °С и более) будут открыты только газоконденсатные и газовые залежи (рис. 3).

Список литературы1. Беляева Г.Л. Закономерности изменения степени катагенеза ОВ пород больших глубин в

связи с прогнозом нефтегазоносности. На примере глубоких и сверхглубоких скважин: дис. канд. геол.-мин. наук / Г.Л. Беляева. – Пермь, 2005. – 188 с.

2. Есипенко О.А. Физические свойства пород Тюменской сверхглубокой скважины по данным геофизических исследований / О.А. Есипенко, В.И. Горбачев, Т.Н. Соколова // Геология и геофизика. – 2000. – № 6. – С. 905–919.

3. Шпильман В.И. Уточнение количественной оценки суммарных начальных потенциаль-ных ресурсов нефти, конденсата, газа и попутных компонентов, переоценка прогнозной их ча-сти в Западной Сибири на 1.01.88 / В.И. Шпильман, А.В. Рыльков, Г.И. Плавнин и др. – Тюмень: ГлавТюменьгеология и ЗапСибНИГНИ, 1988. – 747 с.

4. Ермолкин В.И. Критерии прогноза фазовой зональности углеводородов в осадочной толще земной коры / В.И. Ермолкин, Э.А. Бакиров, Е.И. Сорокова и др. – М.: Недра, 1998. – 320 с.

5. Дучков А.Д. Температура, криолитозона и радиогенная теплогенерация в земной коре севера Азии / А.Д. Дучков, В.Т. Балобаев, Б.В. Володько и др. // Труды ОИГГиМ. – Вып. 821. – Новосибирск, 1994. – 141 с.

6. Курчиков А.Р. Гидрогеотермические критерии нефтегазоносности / А.Р. Курчиков. – Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1992. – 231 с.

7. Ермаков В.И. Палеотемпературная шкала катагенеза. Условия нефтегазообразования на боль-ших глубинах / В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов. – М.: Наука, 1998. – 221 с.

8. Красноярова Н.А. Условия седиментации и катагенез рассеянного ОВ нижней юры Западной Сибири / Н.А. Красноярова, О.В. Серебренникова, С.П. Зайцева // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2009. – № 3. – С. 11–17.

9. Кирюхин Т.А. Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности нижне-среднеюрских и доюрских отложений севера Западной Сибири / Т.А. Кирюхин, М.С. Зонн, А.Д. Дзюбло // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2004. – № 8. – С. 22–30.

10. Болдушевская Л.Н. Зональность катагенеза ОВ мезозойских отложений Енисей-Хатангского и Пур-Тазовского нефтегазоносных областей по данным пиролиза и ОС витринита. Критерии нефтегазоносности ниже промышленного освоения глубин и определение приоритетных направлений геолого-разведочных работ: сб. науч. тр. / Л.Н. Болдушевская, А.Н. Фомин, Ю.А. Фи-липцов – Кн. 2. – Пермь: Кам НИИКИГС, 2000. – С. 99–106.

11. Фомин А.Н. Катагенез ОВ и нефтегазоносность мезозойских (юрских, триасовых) и палеозойских отложений Западной Сибири: дис. докт. геол.-мин. наук / А.Н. Фомин. – Новосибирск, 2005. – 351 с.

12. Чахмахчев В.А. Геолого-геохимический прогноз нефтегазоносности глубокопогруженных отложений севера Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна / В.А. Чахмахчев, С.А. Пунанова, Т.Л. Виноградова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2003. – № 6. – С. 4–10.

13. Киченко В.Е. Прогноз нефтеносности нижнесреднеюрских отложений на севере Западной Сибири: дис. канд. геол.-мин. наук / В.Е. Киченко. – М.: ВНИИГАЗ, 2004. – 200 с.