К оглавлению журнала

 

УДК 553.98.041(571.121)

©Л.В. Строганов, 1990

Генетические критерии и прогноз зон нефтенакопления на Ямале

Л.В. СТРОГАНОВ (Ямалнефтегазгеология)

Гипотеза о формировании залежей газа апт-сеноманских отложений на севере Западной Сибири за счет генерационного потенциала гумусового ОВ вмещающих толщ, предложенная В. И. Ермаковым, Л.М. Зорькиным, Н.Н. Немченко, В.А. Скоробогатовым и др., представляется в настоящее время наиболее обоснованной. Комплексные геолого-геохимические исследования этих авторов позволили выделить в качестве основного источника газа месторождений севера Западной Сибири углефицированное ОВ, представленное в концентрированной (угольные пласты мощностью от 0,5 до 8 м) и рассеянной формах, которые насыщают отложения баррем-сеноманского разреза. Приуроченность газовых залежей к угленосным отложениям, практически чисто метановый состав этих газов, особенности изотопного состава углерода (превалирует изотопно-легкий метан, d13С колеблется в пределах –48,3 –64,7 °/оо), аргона и гелия, природных газов, а также расчеты масштабов генерации УВ-газов угольным веществом и оценка баланса их распределения подтверждают сингенетичный характер формирования меловых газовых скоплений.

Проведенные ранее исследования генетических связей угле- и газоносности меловых отложений Ямала [3] также свидетельствуют, что угольная органика является в этом регионе одним из основных источников газа: по мере уменьшения угленосности баррем-сеноманских отложений от Харасавэя к Новому Порту уменьшаются как газоносность этих толщ, так и размеры залежей и коэффициенты заполнения ловушек УВ-газом. Расчеты плотностей и масштабов генерации метана баррем-аптскими и сеноманскими угольными пластами показали, что если некоторая часть генерированного газа будет растворена в воде и сорбирована породами (значительная потеря газа в атмосферу и эмиграция его в вышележащие отложения исключаются из-за большой скорости осадконакопления в позднемеловое время и высоких экранирующих свойств глинистых пород верхнего мела), то оставшегося свободного газа достаточно для формирования известных залежей в отложениях баррема – сеномана на всех месторождениях полуострова. Таким образом, размещение газовых залежей и масштабы газонакопления в них определяются количеством и площадью развития угольных пластов вмещающих толщ [3].

При изучении условий формирования и размещения залежей газа на Ямале установлена важная региональная связь угле- и газоносности меловых отложений с масштабами нефтенакопления в них [2]. Данная зависимость проявляется в Нурминском нефтегазоносном районе (рис. 1). Здесь отмечается наряду с уменьшением угле- и газоносности меловых пород от Харасавэя к Новому Порту увеличение нефтеносности неокома. Если на Бованенковском месторождении в самых низах танопчинской свиты в пласте ТП18 обнаружена только небольшая нефтяная оторочка, то на Нейтинском в этой же части разреза нефтяные оторочки газоконденсатных залежей имеются в пластах ТП18 и ТП19, а на Новопортовском открыто уже семь газоконденсатнонефтяных залежей в берриас-валанжинских отложениях (новопортовская толща). На Ростовцевском месторождении, расположенном вблизи Нового Порта, открыты две чисто нефтяные залежи в пластах НП2 и НП7 (валанжин).

Представляется, что взаимосвязь газо- и нефтеносности является не случайным фактом, а закономерностью. Берриас-готеривские отложения более “мористые”, они генерируют и нефть, и газ. Газоносность их увеличивается с уменьшением диффузионного рассеивания газов, если “собственные” газы остаются в наибольшем количестве в этой толще. Поскольку диффузия газов осуществляется в направлении от большей их концентрации к меньшей, то естественно, что мощный баррем-аптский газогенерирующий угольный источник препятствовал рассеиванию берриас-готе-ривских газов, являясь как бы “геохимической покрышкой (В. Д. Наливкин, Н. М. Кругликов, 1971 г.) для газовых скоплений этих толщ. Таким образом, баррем-аптский источник создавал “газовое” препятствие для аккумуляции нефти в нижележащих меловых пластах. Это препятствие тем больше, чем мощнее “верхний” источник, и тем меньше, чем он слабее. Поэтому наилучшие условия для аккумуляции нефти создаются в тех меловых пластах, где над ними ослаблен баррем-аптский источник газа вследствие уменьшения числа угольных пластов. На этих структурах происходило более сильное диффузионное рассеивание газов, что благоприятствует аккумуляции нефти.

Данная закономерность может служить одним из критериев оценки перспектив нефтеносности меловых и, возможно, юрских отложений: наибольшая нефтеносность должна быть приурочена к зонам наименьшего развития угольной органики [2]. Эта гипотеза встречает возражения некоторых исследователей, придающих существенное значение дизъюнктивным нарушениям в формировании скоплений жидких УВ региона. Несомненно, тектонические нарушения сплошности осадочного чехла Ямала существенно влияют на дифференциацию УВ по разрезу, повышая нефтеносность меловых и юрских отложений за счет эмиграции газообразных УВ в вышележащие породы. Однако средне- и высокоамплитудные разломы осадочного чехла в пределах антиклинальных структур зафиксированы лишь в трех (Новопортовское, Арктическое, Нейтинское) из семи месторождений с промышленными скоплениями нефти, или менее чем на 10 % всех разбуренных структур полуострова. Так как значительных дизъюнктивных нарушений на Ямале мало, то они, по мнению автора, не являются региональным фактором формирования скоплений жидких УВ, хотя и имеют важное значение для этого процесса.

Дальнейший анализ закономерностей размещения нефтяных и газоконденсатнонефтяных залежей показал, что большинство из них (за исключением Новопортовского месторождения) связано с крыльевыми частями антиклинальных зон вблизи крупных депрессий региона: Северо-Сеяхинской и Сеяхинской впадин, Оленьей седловины (см. рис. 1). Например, нефтяные и газоконденсатнонефтяные залежи, а также непромышленные притоки нефти на Ростовцевском, Западно-и Южно-Тамбейском, Верхнетиутейском, Восточно-Бованенковском, Сядорском, Малыгинском месторождениях, Харатской и Пяседайской площадях. Если выявленные скопления жидких УВ сформировались только за счет нефтей, вытесненных поступавшими дополнительными порциями газа из меловых и юрских толщ на антиклинальных структурах в межструктурное пространство и на крыльевые части этих поднятий, то образование нефтяных оторочек и залежей могло происходить не только в выделенных придепрес-сионных зонах, но и в других районах Ямала, например, в северо-восточной части Малыгинской структуры и на Северо-Тамбейском поднятии, не граничащих с крупными депрессиями, а также на ряде положительных структур вблизи Восточно-Байдарацкого мегапрогиба (см. рис. 1). Поэтому данную зависимость нельзя объяснить только вытеснением нефти из антиклинальных зон. Вероятно, нефтегенез депрессий и латеральная миграция нефти из них имели важное определяющее значение в формировании выделенных скоплений жидких УВ.

Рассмотрим возможность генерации нефти в пределах депрессий на основе изучения одного из главных условий образования УВ – катагенетической зрелости ОВ. Для этого определены глубины и возрастные диапазоны различных нефтегазогенерационных зон на основе изучения сейсмических разрезов, проходящих через перспективные в нефтеносном отношении депрессии, с учетом данных о катагенетической преобразованности ОВ и термоградиенте отложений осадочного чехла в пределах положительных структур Нурминского (для Сеяхинской впадины и Оленьей седловины), Малыгин-ского и Тамбейского (для Северо-Сеяхинской впадины и Западно-Ямальской седловины) нефтегазоносных районов. В результате составлены модели прогрева мезозойско-кайнозойских отложении указанных впадин и седловин.

Сеяхинская впадина и Оленья седловина имеют близкие условия нефтегазогенеза (рис. 2). Здесь выделены три генерационные зоны: верхняя зона газообразования (ВЗГ) – до 1800 м, главная зона нефтеобразования (ГЗН) – 1800–3500, главная зона газообразования (ГЗГ) – свыше 3500. В пределах ГЗН (R°=0,5–1,3 %) находятся отложения баррем-альбского возраста и наиболее благоприятны для генерации нефти здесь барремские отложения. В ГЗГ (R°>1,3 %) расположены породы юрского и берриас-готеривского возраста.

В отложениях Северо-Сеяхинской впадины и Западно-Ямальской седловины также выделены три генерационные зоны, имеющие большие глубины границ и диапазон размещения: ВЗГ – до 2400 м, ГЗН – 2400–4650, ГЗГ – свыше 4650. В пределах ГЗН находятся отложения нижнего мела, и наиболее благоприятные условия для генерации жидких УВ связаны с породами неокома. В пределах ГЗГ находятся отложения юрского возраста.

Таким образом, расположенные в ГЗН баррем-альбские отложения депрессий являются потенциально нефтеносными в отличие от антиклинальных зон, где они насыщены преимущественно газообразными УВ. Берриас-готеривские отложения потенциально нефтеносны лишь в северной части полуострова.

Рассмотрим перспективы нефтеносности депрессий с позиций выявленной ранее зависимости: чем меньше суммарная мощность углей, тем интенсивнее нефтенакопление. В связи с этим обращает на себя внимание уменьшение суммарной мощности угольных пластов от центра к периферии большинства месторождений Ямала [2]. Эта закономерность носит универсальный характер в пределах всего полуострова, поэтому можно предположить дальнейшее уменьшение в районах депрессий мощности угольных пластов вплоть до полного их исчезновения в глубоких частях впадин. Это подтверждается и тем фактом, что меловые отложения в пределах депрессионных зон более “мористые”.

Ослабление баррем-аптского угольного источника газа приводит к сокращению в этих отложениях толщины “геохимической” покрышки, препятствующей формированию здесь залежей нефти и диффузионному рассеиванию газа. В результате баррем-альбские отложения депрессий имеют наилучшие (по сравнению с антиклинальными зонами) условия для аккумуляции нефти. Кроме того, ослабление угольного источника газа приводит к аккумуляции нефти и в более глубоких берриас-готеривских отложениях, что связано с благоприятным для этого процесса диффузионным рассеиванием газов в них.

Таким образом, нижнемеловые отложения депрессий являются, вероятно, преимущественно нефтеносными, что подтверждается также характером размещения известных нефтяных оторочек и залежей в этом регионе (их приуроченностью к придепрессионной зоне).

В итоге проведенных исследований особенностей нефтегазоносности Ямала можно сделать следующий вывод: в результате ослабления основного источника газа, связанного с уменьшением суммарной мощности меловых угольных пластов, в пределах крупных депрессий отложения нижнемелового, особенно баррем-альбского возраста, находящиеся в пределах ГЗН, должны быть нефтеносны. Поэтому основные перспективы поисков нефти на Ямале связаны с меловыми отложениями бортовых частей Северо-Сеяхинской и Сеяхинской впадин, Западно-Ямальской и Оленьей седловин (придепрессионной зоной), а также с ловушками неантиклинального типа в этих депрессиях. В пределах антиклинальных зон перспективны для поисков нефти в основном структуры южной части полуострова (рис. 3).

Депрессионные ловушки неантиклинального типа образованы, вероятно, зонами недоуплотнения и изолированными линзами, так как в районах впадин отмечается региональная глинизация коллекторских горизонтов юрских и меловых отложений. Видимо, гидродинамическая связь залежей в депрессиях с нефтегазоносными толщами на поднятиях практически отсутствует в связи с резкой фациальной изменчивостью коллекторов и невыдержанностью их по разрезу и простиранию даже в пределах антиклинальных месторождений. Закрытость зон аккумуляции УВ в депрессиях является благоприятным фактором для формирования здесь сингенетичных залежей новообразованных УВ, что связано с отсутствием или незначительными масштабами процессов миграции УВ на антиклинальные участки (чем и объясняется в основном непромышленный характер притоков нефти на поднятиях).

Несмотря на достаточную сложность поиска залежей нефти (как и любого другого типа УВ) в ловушках неантиклинального типа, это направление поисков высокоперспективно, что доказывается открытием крупных залежей нефти и газа в неантиклинальных ловушках в различных странах мира. Например, в США с этими ловушками связаны 33 % начальных извлекаемых запасов нефти и 40 % запасов газа [1]. Поэтому в настоящее время необходимо качественное улучшение геофизических исследований и проведение различного рода геохимических съемок наряду с всесторонним анализом имеющихся геологических материалов, без чего невозможен успешный поиск сложнопостроенных залежей нефти в депрессионных зонах.

Открытие крупных нефтяных и газоконденсатнонефтяных залежей в пределах преимущественно газоносного района, каким является Ямал в настоящее время, должно существенно увеличить запасы этого ценного УВ-сырья на севере Западной Сибири и коренным образом изменить современные представления о нефтегазоносности данного региона.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Основы геологии горючих ископаемых / В.В. Семенович, И.В. Высоцкий, Ю.И. Корчагина и др.– М.: Недра.– 1987.
  2. Строганов Л.В. К вопросу нефтеносности Ямала // Обзор. Сер. Геол., геофиз. и разработка нефт. м-ний.– М.: ВНИИОЭНГ.– 1989.–Вып. 2.–С. 1–3.
  3. Строганов Л.В. Некоторые особенности геологического строения и генерации газа меловых отложений Ямала // Геология нефти и газа.– 1988.– № 5.– С. 16–19.

Abstract

An analysis of regularities in distribution of oil and gas deposits on the Yamal Peninsula allows one to define criteria for predicting separately possible zones for oil and gas accumulation in this region. The petroleum prospects of anticlinal and buried zones have been evaluated and zonation of promising areas has been done.

Рис. 1. Обзорная схема п-ова Ямал:

1 – нефть, 2 – газ, 3 – газоконденсат, 4 – границы палеозойского обрамления. Синклинальные структуры: I – Восточно-Байдарацкий мегапрогиб; впадины: II – Сеяхинская, III – Северо-Сеяхинская; седловины: IV – Западно-Ямальская, V – Оленья. Месторождения: 1 – Малыгинское, 2 – Сядорское, 3 – Южно-Тамбейское, 4 – Западно-Тамбейское, 5 – Бованенковское, 6 – Восточно-Бованенковское, 7 – Верхнетиутейское, 8 – Нейтинское, 9 – Арктическое, 10 – Ростовцевское, 11 – Новопортовское

Рис. 2. Модель прогрева мезозой-кайнозойских отложений Оленьей седловины и Сеяхинской впадины

Рис. 3. Схема перспектив нефтегазоносности Ямала.

Территории: I – высокоперспективные на поиски нефтяных залежей (придепрессионная зона), 2 – перспективные на поиски нефтяных залежей (синклинальная зона), 3 – малоперспективные на поиски нефтяных залежей (антиклинальная зона), 4 – перспективные на поиски нефтяных и газоконденсатнонефтяных залежей (в пределах антиклинальных структур), 5 – перспективные на поиски газоконденсатных залежей, 6 – неперспективные на поиски жидких УВ. Усл.обозн. см. на рис. 1