К оглавлению

УДК 553.98.041:551.763.12(571.1)

Оценка перспектив нефтегазоносности неокомских отложений севера Западной Сибири по геохимическим показателям

С.Н. БЕСПАЛОВА (Главтюменьгеология)

Наиболее перспективные направления геологоразведочных работ на большей части территории Западной Сибири достаточно обоснованы данными, полученными с помощью различных методов. Однако северные районы (север Ямальского, Гыданский полуострова и прилегающие к ним земли) пока слабо изучены глубоким разведочным бурением и перспективы нефтегазоносности там оценены условно.

В этом отношении интересны газогидрохимические методы исследования, которые позволяют наметить не только региональное направление работ, но и оценить перспективы разреза, особенно в залежах неантиклинального типа. С этой целью нами изучались закономерности поведения водорастворенных газов (ВРГ) из глубинных проб 494 интервалов разреза неокомских отложений на 39 площадях в северных районах Западно-Сибирского мегабассейна.

Состав газа в неокомских породах, отличающихся высокими температурами и давлениями (примерно 70-100 °С, 25-30 МПа) и содержащих воды низкой минерализации (5-12 г/л), - преимущественно метановый (табл. 1). Концентрация метана на территории, перспективной в нефтегазоносном отношении, колеблется (%) от 78 до 98, этана от 0,42 до 10,2, пропана от 0,051 до 6,49. В большинстве проб газа обнаружены высшие гомологи метана (бутан, пентан, гексан) от десятых до сотых долей процента, наличие которых возрастает по мере приближения исследуемого объекта к залежи УВ.

Содержание углекислоты в газе незначительно и варьирует от 0,2 до 1,4 %, азота - от 0,56 до 3,46 %. Повышенная концентрация азота (до 20 %) в отдельных пробах центральных областей при низком содержании в них СO2 объясняется отбором проб в процессе обратной промывки, что снижает их качество. Такие пробы нами при региональных построениях не учитывались.

Пластовые воды готерив-барремских и берриас-валанжинских отложений (см. табл. 1) имеют газонасыщенность от 1,2 (Надымская площадь) до 3 л/л (Уренгойская). Низкое содержание газа в глубинных пробах отдельных интервалов испытания, в частности 0,67 л/л на Семаковской площади (скв. 51, глубина 2778-2794 м) и 0,3 л/л на Антипаютинской площади (скв. 2, 2554-2557 м), возможно, объясняется погрешностями способа замера (объемный метод без газоотделителя). Высокая концентрация ВРГ в пробах (3,5 л/л и более) отмечается там, где из пласта был получен приток воды, в котором нефть или конденсат составляют от 3 до 20 %. Ни аномально низкие, ни аномально высокие значения газонасыщенности для региональных построений не использовались.

Зона развития метановых газов на современном этапе изученности для берриас-валанжинских отложений в региональном плане ограничена изолинией газонасыщенности 1 л/л (рис. 1). По мере приближения к центральной части рассматриваемой территории она увеличивается до 2 л/л. Повышенная газонасыщенность (до 2,5 л/л и более) пород этого возраста отмечается в районе Новопортовского вала, а в центральной части Гыданского полуострова содержание ТУВ в газах снижается, газонасыщенность составляет 1,5 л/л и менее. К северу от Новопортовского вала разрез берриас-валанжинских отложений заметно глинизируется и данные газонасыщенности вод северной и центральной частей Ямала отсутствуют.

ВРГ берриас-валанжинских и готерив-барремских пород менее жирные (табл. 2, рис. 1), чем нижне-среднеюрских [1]. ТУВ в ВРГ неокомских отложений на большей части территории составляют 4-6 %.

В районе Надым-Пурского междуречья в берриас-валанжинских образованиях выделяется зона с повышенным содержанием ТУВ (до 8-10% на Ямсовейской, Ямбургской и Песцовой площадях, до 15 % на Пангодинской, Надымской и Заполярной, см. рис. 1). В ВРГ Русской и Верхнетазовской площадей отмечается уменьшение количества ТУВ (до 1 % и менее) по всему разрезу неокомских отложений.

ВРГ готерив-барремских пород (см. табл. 2) на отдельных площадях (Пангодинская и Надымская) характеризуются высокой концентрацией гомологов метана (до 20 %). На Ямальском полуострове увеличение ТУВ в ВРГ зафиксировано в северо-западной части (Харасавэйская, Нейтинская и Южно-Тамбейская площади).

Пластовые воды неокомских образований на большей части территории недонасыщены газами. Для берриас-валанжинских отложений линия, соответствующая значению коэффициента газонасыщенности 0,6, оконтуривает почти всю ее северную часть. В Надым-Тазовском междуречье и на Гыданском полуострове степень насыщения вод газами увеличивается (Рг/Рв = 0,8 и более), а на Заполярной и Тазовской площадях оно близко к предельному (рис. 2).

Пластовые воды готерив-барремских отложений менее насыщены газами. Изогинса коэффициента газонасыщенности 0,6 оконтуривает большую часть территории Ямальского и Гыданского полуостровов, замыкаясь на юге Надым-Тазовского междуречья. Значительное насыщение вод отмечается на Тазовской площади. Воды на западе Ямала (Харасавэйская площадь) характеризуются ростом величины Рг/Рв до 0,7.

Известно [2, 6], что при региональных построениях высокоинформативные поисковые критерии перспективности территории в нефтегазоносном отношении - метан и ТУВ: отношение метана к его гомологам (коэффициент метанизации), этана к высшим УВ (коэффициент этанизации) и др.

А.А. Карцев [3] отмечал, что один из диагностических геохимических признаков при определении типа залежи по фазовому состоянию - отношение изомерных форм высших УВ к нормальным. В газах нефтяных залежей [5] величина коэффициента изобутан/н-бутан колеблется от 0,1 до 0,8, газоконденсатных - от 0,6 до 1 и газовых- от 0,8 до 2,1. Отношение изопентан/н-пептан изменяется в зависимости от типа залежи в пределах соответственно 0,1-1,5, 0,8-1,9 и 1-2,4. В ДДВ [6] в приконтурных водах отношение изобутан/н-бутан варьирует от 0,3 до 0,6 и при удалении от залежи увеличивается до 0,9-1,2.

Эти коэффициенты были апробированы нами для разных районов севера Западной Сибири, различающихся геологическими и термобарическими условиями формирования и существования залежей.

Кроме того, ВРГ газовых, а часто и газоконденсатных залежей в Западной Сибири характеризуются отсутствием в их составе бутана и пентана. Нами для дифференцированного прогноза типа залежи по фазовому состоянию предложен комплексный параметр (i-C5/n-C5)/(i-C4/n-C4), который был проверен на ряде залежей с доказанной нефтегазоносностью (табл. 3). В таблице показана достаточно четкая дифференциация содержания в газах ТУВ, коэффициентов метанизации, этанизации, отношения изомерных форм УВ к нормальным формам пентана и бутана в зависимости от типа залежи (табл. 4). Полученные результаты были использованы для региональной и локальной оценки перспектив изученных отложений рассматриваемой территории.

Берриас-валанжинские породы перспективны на поиски нефти на Пангодинской (пласты БУ12 и БУ14) и Надымской (пласты БМ12) площадях. В отложениях берриасского возраста в центральной части Гыданского полуострова прогнозируются залежи газоконденсата с нефтяной оторочкой (пласты БГ12 и БГ14), в валанжинских - газоконденсатные залежи. На остальной части территории (см. рис. 2) в берриас-валанжинских отложениях Надым-Тазовского междуречья и Ямала предполагается открытие преимущественно газоконденсатных залежей и реже газоконденсатных залежей с нефтяными оторочками, главным образом вдоль западного (Медвежья площадь) и восточного (Заполярная) бортов Надым-Тазовской синеклизы, а также юго-западного борта Южно-Ямальской синеклизы. В готерив-барремских породах наличие нефтяных залежей возможно на Пангодинской площади (пласты БУ5, БУ7, БУ8-9), газоконденсатных с нефтяными оторочками - на Семаковской (пласты БУ1 , БУ5, БУ8) и Харасавэйской (пласт ТП21) площадях. На Гыданском и Утреннем куполовидном поднятиях в отложениях танопчинской свиты предполагаются преимущественно газовые залежи. Районы Верхнетазовской и Русской площадей по всему разрезу неокомских отложений прогнозируются как преимущественно газоносные территории.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.     Беспалова С.Н. Водорастворенные газы юрских отложений севера Западной Сибири.- Геология нефти и газа, 1981, № 9, с. 21-26.

2.     Зорькин Л.М. Геохимия газов пластовых вод нефтегазоносных бассейнов. М., Недра, 1973.

3.     Карцев А.А. Основы геохимии нефти и газа. М., Недра, 1978.

4.     Методы обработки и интерпретации результатов гидрогеологических исследований в нефтегазопоисковых целях / М.И. Суббота, В.Ф. Клейменов, Е.В. Стадник и др. М., Недра, 1980.

5.     Методика гидрогеологических исследований локальных структур при поисках нефти и газов / Я.А. Ходжакулиев, М.И. Суббота, А.А. Аванесов и др. Ашхабад, Союзучетиздат, 1978.

6.     Стадник Е.В. Методические особенности прогноза нефтегазоносности по газовым показателям.- Труды ВНИГНИ. М., 1977, вып. 200, с. 162-175.

Поступила 25/1 1983 г.

 

Таблица 1 Изменение состава ВРГ в неокомских отложениях севера Западной Сибири

Площадь

Число

определений

Состав газа среднем), %

Газонасыщение, л/л

СН4

С2Н6

С3Н8

CO2

N2

Берриас-валанжинские отложения

Русская

6

97,58

0,64

0,31

0,24

0,65

2,61

Южно-Русская

4

86,51

2,87

1,93

0,37

2,45

1,52

Тазовская

3

92,68

2,75

0,94

0,91

1,32

3,08

Заполярная

9

85,78

5,31

3,05

0,82

2,74

2,62

Юрхаровская

7

91,66

3,58

2,25

0,42

1,54

2,73

Ямсовейская

5

83,29

2,92

0,98

0,93

2,43

3,00

Уренгойская

21

91,12

3,57

1,36

0,74

1,23

3,01

Находкинская

2

93,76

2,64

0,85

0,57

2,31

2,16

Семаковская

3

91,85

2,98

1,44

0,62

1,93

-

Антипаютинская

3

96,04

1,81

0,12

0,58

0,93

-

Самбургская

7

90,34

90,34

2,89

1,53

1,85

2,49

Среднемессояхская

3

90,7

3,44

1,23

1,11

2,71

1,38

Пангодинская

12

77,96

10,25

6,49

0,33

0,88

2,23

Медвежья

11

92,32

3,57

1,25

0,17

1,84

2,8

Надымская

6

85,80

4,74

4,20

0,44

2,24

1,2

Песцовая

16

90,32

3,41

1,86

0,59

1,93

2,1

Харасавэйская

5

80,92

3,64

2,05

0,71

1,44

-

Среднеямальская

3

90,66

2,71

0,34

1,85

2,93

2,03

Новопортовская

6

90,31

3,06

1,08

0,53

1,69

3,00

Геофизическая

3

92,15

2,74

1,06

0,64

2,02

3,1

Малоямальская

2

96,15

1,36

0,67

0,78

1,01

2,53

Гыданская

4

90,85

2,34

0,76

1,28

2,36

1,4

Ярудейская

3

87,84

2,99

2,67

0,37

3,76

2,42

Етыпуровская

7

90,38

2,74

1,08

0,07

3,42

2,03

Южно-Часельская

2

95,68

1,08

Следы

0,59

2,54

1,74

Усть-Часельская

4

95,98

1,35

0,06

0,19

3,43

1,85

Готерив-барремские отложения

Русская

2

98,43

0,41

 

0,28

0,62

2,39

Южно-Русская

2

87,96

2,45

1,48

0,29

3,14

1,44

Тазовская

9

94,75

2,83

0,71

0,19

1,28

2,33

Заполярная

24

91,78

4,26

2,83

0,38

2,06

2,41

Юрхаровская

10

02,98

3,25

1,74

0,31

1,38

2,43

Ямсовейская

1

84,02

2,87

0,84

0,99

2,57

1.6

Уренгойская

10

92,72

3,21

0,84

0,53

1,3

2,0

Находкинская

3

94,17

2,43

0,56

0,47

2,01

2,55

Семаковская

3

94,67

2,84

1,22

0,54

1,85

 

Антипаютинская

3

97,02

1,72

0,12

0,66

0,87

-

Самбургская

5

91,35

2,78

1,03

0,35

1,76

2,5

Песцовая

2

91,72

2,95

1,67

0,55

2,01

1,9

Харасавэйская

15

87,69

3,84

1,95

0,76

1,23

1,99

Южно-Тамбейская

2

85,72

5,67

2,00

0,98

0,87

2,58

Нейтинская

7

90,18

3,47

1,25

0,87

2,05

2,18

Среднеямальская

5

92,78

3,37

0,23

1,65

3,4

2,1

Крузенштернская

3

91,34

3,87

1,92

0,98

1,49

1,15

Бованенковская

15

92,93

3,15

0,91

0,76

1,05

2,03

Новопортовская

11

91,34

3,87

1,76

0,62

1,59

2,41

Геофизическая

13

94,3

2,5

1,08

0,65

1,94

1,92

Малыгинская

2

93,81

2,01

0,63

1,56

2,04

2,5

Арктическая

3

91,76

2,84

1,77

1,02

1,53

1,89

Малоямальская

1

96,31

1,18

0,43

0,62

0,82

2,17

Гыданская

4

95,34

1,01

0,37

1,02

2,07

1,08

 

Таблица 2 Распределение соотношений компонентов ВРГ в готерив-барремских отложениях севера Западной Сибири

Площадь

С2Н6 +высш.

CH4/С2Н6+ высш.

i4/n4

i-C5/n-C5

Надым-Тазовское междуречье

Юрхаровская

5,99

15,3

0,721

1,322

Ямсовейское

4,73

17,6

0,667

1,967

Уренгойская

0,81

15,7

0,898

1,858

Находкинская

4,13

22,7

0,980

1,583

Семаковская

5,26

17,5

0,907

1,255

Пангодинская

21,20

3,7

0,703

1,318

Надымская

10,65

8,1

0,996

1,512

Тазовская

4,01

23,1

0,963

1.154

Медвежья

5,42

17,0

0,643

1,134

Заполярная

8,68

9,9

0,981

1.122

Песцовая

6.71

13,5

0,857

1,098

Ямбургская

7,27

12,4

1,170

1,181

Русская

0,42

21,93

-

-

Верхнетазовская

0,87

164

-

-

Ямальский полуостров

Среднеямальская

3,33

27,2

2,49

0,169

Новопортовская

4,84

18,7

-

-

Бованенковская

4,45

20,6

0,800

1,939

Арктическая

4,91

18,5

1,026

1,397

Нейтинская

7,33

12,1

0,675

1,191

Харасавэйская

6,59

12,3

1,010

0,607

Южно-Тамбейская

8,52

9,9

0,879

1,427

Малыгинская

2,98

30,8

2,492

-

Геофизическая

4,12

22,4

0,859

1,153

 

Таблица 3 Изменение газогидрохимических показателей прогноза нефтегазоносности по ВРГ в зависимости от типа залежи на месторождениях севера Западной Сибири с доказанной нефтегазоносностью

Месторождение

Пласт, в котором открыта самостоятельная залежь

ТУВ*

CH4

C2H6+высш.

i-C5/n-C5

С2Н6+высш.

С3Н8+высш.

i-C4/n-C4

Газоконденсатные залежи

Уренгойское

БУ5, БУ122

1,1- 4,1

24,0-90,3

2,5-7,2

0

2,7

52,7

4,2

 

Заполярное

АТ11, БТ4

2,5-3,1

33,0-37,1

5,1-7,2

0-0,4

2,8

35,0

6,0

0.2

Харасавэйское

ТП10 ТП18 ТП13-14 ТП24

1,6-4,8

19,1-58,1

1,9-2,6

0-1,1

3,4

33,0

2,2

0,6

Газоконденсатные залежи с нефтяной оторочкой

Уренгойское

БУ80, БУ8 БУ9, БУ10-11

БУ12, БУ120

3,1-13,0

5,2-42,3

1,2-3,7

0,6-4,5

7,1

20,1

2,3

1,7

Заполярное

БТ6, БУ8

7,5-25,0

10,2-55,1

1,5-5,6

0,6-1,6

12,0

25,0

2,9

1,0

Юрхаровское

БУ8

7,2

15,5

2,5

2,0

Новопортовское

НП1, НП4

1,5-8,6

13,9-37,4

1,7-4,1

Не определялось

5,2

23,1

3,0

* В числителе- предельные, в знаменателе -средние значения концентрации.

 

Таблица 4 Изменение газогидрохимических показателей раздельного прогноза в зависимости от типа залежи

Залежь

ТУВ

СН4

С2Н6

i-C6/n-C6

С2Н6+высш.

C3H8+высш.

i-C4/n-C4

Газовая

0,48

1000

 

 

Газоконденсатная*

2,95

34

4,13

0,12

Газоконденсатная с нефтяной оторочкой*

9,18

20,9

2,68

1,56

Нефтяная*

19,71

7,38

0,44

1,8

Нефтяная (фоновые значения)**

2,26

45,45

1,92

0,14

* Пробы ВРГ отобраны из интервалов, расположенных на 1-5 м ниже ВНК (ГВК);

** То же, на 15 - 20 м ниже ВНК, в законтурной зоне.

 

Рис. 1. Схематическая карта распределения газонасыщенности и содержания ТУВ в берриас-валанжинских отложениях севера Западной Сибири.

1 - площади, на которых замерялась газонасыщенность и отбирались пробы ВРГ; 2 - изолинии газонасыщенности, л/л; 3 - изолинии содержания ТУВ в ВРГ; 4 - зона глинизации разреза: тектонические элементы: I- Харасавэйский вал, II - Бованенковское куполовидное поднятие (к. п.), III - Арктический вал, IV - Новопортовский вал, V - Ямбургское к. п., VI - Среднемессояхское к. п., VII - Песцовый вал, VIII - Медвежий мегавал, IX - Уренгойский мегавал, X - Заполярное к. п., XI - Русско-Часельский мегавал, XII - Гыданское к. п.

 

Рис. 2. Схематическая карта прогнозирования зон нефте- и газонакопления в берриас-валанжинских отложениях.

Изолинии коэффициента: 1 - метанизации, 2 - газонасыщенности; территории, перспективные на поиски залежей: 3 - нефтяных, 4 - газоконденсатных с нефтяной оторочкой, 5 - газоконденсатных, 6 - газовых. Остальные уcл. обозн. см. на рис. 1