Обращение ГИБДД;doc

УДК 550.8.052:553.041/553.981/553.982(571/1)
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ОСОБЕННОСТИ РАСПРОСТРАНЕНИЯ
ЗАЛЕЖЕЙ УВ В ОТЛОЖЕНИЯХ АПТ-АЛЬБ-СЕНОМАНА ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ
НАДЫМ-ПУРСКОГО МЕЖДУРЕЧЬЯ
Мария Николаевна Шапорина
ФГБУН Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука Сибирского
отделения Российской академии наук, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр-т Академика
Коптюга, 3, кандидат геолого-минералогических наук, научный сотрудник лаборатории
геологии нефти и газа Западной Сибири, тел. (383)306-63-71, e-mail:
[email protected]
Валерий Александрович Казаненков
ФГБУН Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука Сибирского
отделения Российской академии наук, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр-т Академика
Коптюга, 3; кандидат геолого-минералогических наук, доцент, зав. лабораторией
геологии нефти и газа Западной Сибири, тел. (383)363-91-92, e-mail:
[email protected]
На основе материалов ГИС по скважинам западной части Надым-Пурского
междуречья изучено геологическое строение апт-альб-сеноманского мегакомплекса и
предложено его разделение на два региональных газоносных комплекса. Выявлены
особенности распространения залежей газа в разрезе апт-альб-сеномана.
Ключевые
слова:
Надым-Пурское
мегарезервуар, нефтегазоносность.
междуречье,
апт-альб-сеноманский
GEOLOGICAL STRUCTURE AND SPECIFICITY OF HYDROCARBON
PULL DISTRIBUTION IN APTIAN-ALBIAN-CENOMANIAN DEPOSITS
OF THE WESTERN PART OF NADYM-PUR INTERFLUVE
Maria N. Shaporina
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics, Siberian Branch of Russian
Academy of Sciences, 630090, Russia, Novosibirsk, Aсad. Koptyug av., 3, Ph. D. in
Geology, research scientist of Laboratory of Petroleum Geology of West Siberia, tel.
(383)306-63-63;
e-mail: [email protected]
Valery A. Kazanenkov
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics, Siberian Branch, Russian Academy of
Sciences, 630108, Russia, Novosibirsk, Acad. Koptyug av., 3, Ph. D. in Geology, assistant
professor, Head of Laboratory of Petroleum Geology of West Siberia, tel. (383)363-91-92,
e-mail: [email protected]
The geological structure of the Aptian-Albian-Cenomanian megareservoir was studied on
the basis of well-log data from the western part of Nadym-Pur interfluve and its division into two
regional gas-bearing complexes is offered. The features of gas pulls distribution in AptianAlbian-Cenomanian section are revealed.
Key words: Nadym-Pur
hydrocarbon potential.
interfluve,
Aptian-Albian-Cenomanian
megareservoir,
В западной части Надым-Пурского междуречья главными объектами
добычи газа являются уникальные по запасам залежи в пласте ПК1, которые
расположены в кровле апт-альб-сеноманского комплекса на Медвежьем,
Ямсовейском и Юбилейном месторождениях. Ниже по разрезу в этом
комплексе открыты значительно меньшие по запасам (средние и мелкие)
залежи газа и газоконденсата. В отличие от этой территории севернее, на
полуостровах Ямал и Гыданский к настоящему времени наиболее крупные, в
том числе и уникальные по запасам залежи преимущественно газоконденсата
приурочены к нижней части апт-альб-сеноманского комплекса [1].
Предполагается, что такое различие в концентрации запасов на разных
уровнях отложений апт-альб-сеномана обусловлено геологическим
строением разреза.
Отложения апт-альб-сеномана на севере Западно-Сибирского
нефтегазоносного бассейна слагают одноименный мегарезервуар, в кровле
которого залегает сложно-построенный верхний мел-палеогеновый
мегарегиональный флюидоупор, представленный сформировавшимися в
морских обстановках глинистыми отложениями турон-маастрихта и
палеоцена общей мощностью от 500 до 1500 метров [2; 3].
Традиционно, на территории Надым-Пур-Тазовского междуречья аптальб-сеноманский мегакомплекс рассматривают как единый мегарезервуар,
проницаемый комплекс которого сложен покурской свитой с продуктивными
пластами ПК1-24. Согласно схеме структурно-фациального районирования
западная часть территории Надым-Пурского междуречья входит в состав
Тазовско-Уренгойского подрайона Омско-Уренгойского района, а северозападная часть относится к Полуйско-Ямало-Гыданскому структурнофациальному району [4].
Проведенные исследования позволили выделить на территории
исследования в составе вышеописанного мегарезервуара два региональных
газоносных резервуара: аптский и альб-сеноманский (названия даны по
проницаемому комплексу).
Аптский региональный резервуар.
На территории западной части Надым-Пурского междуречья кровля
резервуара залегает на абсолютных отметках глубин от -1000 до -2200 м.
Проницаемый комплекс резервуара в северо-западной части
исследуемой территории представлен верхней частью танопчинской свиты
(песчаные пласты ТП1-ТП6), а в западной части Надым-Пурского междуречья
– нижней подсвитой покурской свиты (песчаные пласты ПК17-ПК22).
Комплекс повсеместно распространен на всей территории исследования и его
толщина не превышает 370 м. Абсолютные отметки глубин кровли
комплекса изменяются от -1140 на положительных структурах до -2400 м в
депрессиях. В кровле комплекса по кривой ПС выделяется достаточно
однородный по строению массивный песчаный пласт ТП1 (ПК17). Его
толщина с северо-запада на юг, юго-восток постепенно увеличивается от 1015 м до 20-25 м. В этом же направлении увеличивается общая песчанистость
разреза всего проницаемого комплекса. При этом наиболее мощные и
выдержанные по составу песчаные пласты выделяются в основании
комплекса. Открытая пористость коллекторов аптского резервуара
изменяется в среднем от 19 до 27%.
Подстилают аптский комплекс глинистые отложения кошайской
(нейтинской) пачки, которая на всей территории исследования неравномерно
выдержанна по толщине.
В западной части Надым-Пурского междуречья в пластах аптского
регионального резервуара в период 1988–1995 гг. открыто пять средних по
запасам залежей газа и одна мелкая. Все залежи с низким содержанием
конденсата (от 0,8 до 4 г/м3). Три из них находятся на Ныдинском участке
Медвежьего месторождения (пласты ТП1, ТП2 и ТП3), а три – на Юбилейном
(пласты
ПК18,
ПК20
и ПК21). Запасы в залежах закономерно уменьшаются от верхнего пласта
к нижнему. Кроме этого, при испытании пластов (ПК17, ПК19 и ПК20) в двух
скважинах, пробуренных в южной части Ямсовейского месторождения, были
получены непромышленные притоки газа. Согласно результатам
интерпретации материалов ГИС коллектора аптского регионального
резервуара, как правило, водонасыщены.
Флюдоупор аптского регионального резервуара, также как и
проницаемый комплекс, в региональном плане представлен двумя типами
разреза. На северо-западе исследуемой территории он сложен толщей
переслаивания глин с маломощными пластами песчано-алевролитового
состава (ХМ6-ХМ9) яронгской свиты общей мощностью 100-250 м.
Глинистые пачки в разрезе свиты не выдержанны по толщине и имеют
локальное распространение по площади. Этим обусловлено формирование
средних и мелких по запасам залежей газоконденсата в пластах ХМ,
выявленных на Ныдинском участке Медвежьего месторождения в 1989-1990
гг. Всего открыто 4 залежи, при этом, как и в пластах ТП их размер
закономерно уменьшается вниз по разрезу. Открытая пористость
коллекторов в пластах ХМ изменяется в среднем от 24 до 26 %.
По каротажным диаграммам только в кровле и подошве яронгской
свиты прослеживаются глинистые пачки, толщина которых изменяется от 5
до 35 м. Отметим, что именно под этими пачками сформировались наиболее
крупные залежи, расположенные в аптском региональном резервуаре. В
целом, яронгская свита в западной части Надым-Пурского междуречья
обладает плохими экранирующими свойствами.
Восточнее стратиграфическим аналогом яронгской свиты является
нижняя половина среднепокурской подсвиты. Разрез подсвиты в отличие от
подстилающих и перекрывающих ее отложений отличается повышенным
содержанием глинистого материала в виде пропластков толщиной до 5-7 м. В
единичных скважин толщина отдельных пропластков, выделяемых в разных
частях разреза подсвиты, увеличивается до 10 м. Эти пропластки разделяют
песчаные пласты, которые индексируются как ПК13-ПК16. Таким образом,
внутри среднепокурской подсвиты распространены только локальные
флюидоупоры. Свидетельством этому служат единичные притоки газа и
газоконденсата, полученные из пласта ПК16 при испытании скважин на
Юбилейном месторождении. На остальной территории западной части
Надым-Пурского междуречья песчаные пласты, выделяемые в разрезе
флюидоупора – водонасыщенны.
Из-за отсутствия мощных, выдержанных по площади пачек глин на
территории, где развита покурская свита, разрез апт-альб-сеномана, как
упоминалось выше, большинством исследователей рассматривается, как
единый проницаемый комплекс одноименного мегарезервуара. При этом
гидродинамическая связь коллекторов обусловлена не только отсутствием
надежных
флюидоупоров
в разрезе, что отмечается при детальной корреляции разрезов скважин, но и
является следствием дизъюнктивных тектонических процессов, которые
наиболее интенсивно проявились на этой территории в позднем мелу –
кайнозое [5].
Альб-сеноманский региональный резервуар.
Альб-сеноманский региональный резервуар распространен на всей
территории исследования. Его кровля залегает на абсолютных отметках
глубин
от
-620 до -1700 м. Толщина отложений составляет 370-590 м.
Проницаемый комплекс резервуара в северо-западной части
исследуемой территории представлен марресалинской свитой. Разрез
марресалинской свиты по данным ГИС отличается более однородными
песчаниками с маломощными прослоями глинистых аргиллитов и глин. К
югу и юго-востоку от области распространения марресалинской свиты
развита верхняя подсвита покурской свиты. Верхняя посвита покурской
свиты характеризуются более частым переслаиванием песчаников,
глинистых аргиллитов и глин, что существенно затрудняет детальное
расчленение
комплекса.
Отложения
сеноманского
комплекса
характеризуются так же многочисленными углистыми и углисто-глинистыми
прослоями, количество и толщина которых неравномерны по всей
территории исследований.
В составе проницаемого комплекса на всей территории исследования
выделяются песчаные пласты ПК1-ПК12. Открытая пористость коллекторов
изменяется от 23 до 33 %.
Основной продуктивный пласт альб-сеноманский региональный резервуар
– песчаный пласт ПК1. На территории района работ уникальные по запасам
газа залежи в отложениях пласта ПК1 открыты в период 1967-1970 гг. на
Медвежьем, Юбилейном и Ямсовейском месторождениях. Кроме этого на
Ныдинском
участке
Медвежьего
месторождения
в
процессе
геологоразведочных
работ
в 1989-1990 гг. в пластах ПК8-ПК9 выявлено еще три залежи газа. Две из них
средние по запасам, а одна мелкая. Позднее, в 2007 г на этой же площади
была открыта еще одна, мелкая по запасам, залежь газа в пласте ПК6.
Отличительной особенностью всех залежей в этом резервуаре является
отсутствие конденсата.
Флюидоупором сеноманского комплекса служат глинистые отложения
кузнецовской свиты в составе мел-палеогенового мегарегионального
флюидоупора.
По данным Л.В. Строганова с соавторами [6] основным источником газа
апт-сеноманских залежей на севере Западной Сибири является
углефицированное
органическое
вещество,
насыщающее
барремсеноманские
отложения
как
в виде угольных пропластков, так и в рассеянной форме. Авторы отмечают
зависимость между масштабами газоносности этих толщ и их
угленосностью. Кроме того, по мере уменьшения угленосности уменьшаются
размеры газовых залежей и коэффициенты заполнения ловушек.
Строение разрезов скважин, пробуренных в западной части НадымПурского междуречья, позволяет отметить, что в скважинах, в которых при
испытаниях был получен приток газа (газоконденсата), в разрезе апт-альбсеноманского комплекса количество и толщина угольных пластов
значительно выше, чем в скважинах, в которых при испытаниях была
получена вода или коллекторы по результатам интерпретации ГИС
водонасыщенны. Кроме того, отмечено, что наличие газовых залежей в
сеноманском комплексе напрямую зависит от толщины глинистой пачки,
подстилающий сеноманский комплекс.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Казаненков В.А., Ершов С.В., Рыжкова С.В., Борисов Е.В., Пономарева Е.В.,
Попова Н.И., Шапорина М.Н. Геологическое строение и нефтегазоносность региональных
резервуаров юры и мела в Карско-Ямальском регионе и прогноз распределения в них
углеводородов // Геология нефти и газа. – 2014. - № 1. – С. 27-49.
2. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К., Сурков В.С., Трофимук А.А.,
Эрвье Ю.Г. Геология нефти и газа Западной Сибири. - М.: Недра. – 1975. - 680 с.
3. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Вып. 2. Западно-Сибирский
бассейн / А.Э. Конторович, В.С. Сурков, А. А. Трофимук и др. – Новосибирск:
ОИГГиМ СО РАН. - 1994. – 201 с.
4. Решения 6-го межведомственного стратиграфического совещания по
рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мозозойских отложений
Западной Сибири, Новосибирск, 2003 г. (объяснительная записка) – Новосибирск:
СНИИГГиМС. - 2004. - 114 с.
5. Конторович В.А., Беляев С.Ю., Конторович А.Э. и др. Тектоническое строение и
история развития Западно-Сибирской геосинеклизы в мезозое и кайнозое // Геология и
геофизика. – 2001. – № 11–12. – Т. 42. – С. 1832–1845.
6. Строганов Л.В. Генетические критерии и прогноз зон нефтенакопления на Ямале
// Геология нефти и газа. – 1990. - № 10. – С. 2-5.
© М. Н. Шапорина, В. А. Казаненков, 2014