Содержание к диссертации
Введение
1 Основные этапы проведения геологоразведочных работ и анализ их результатов
2 Разработка организационных мероприятий по активизации производственных и научно-исследовательских работ
2.1 Организация работ по формированию регионального банка фактографических данных по геологии, геофизике и геохимии
2.2 Методология и методика обработки фактографических данных для решения теоретических и прикладных задач нефтегазовой геологии
3 Геолого-геохимические условия нефтегазообразования и нефтегазонакопления в фанерозое региона
3.1 Особенности истории геологического развития мегабассейна 55
3.2 Генетическая модель нефтегазонакопления в фанерозое мегабассейна 63
3.3 Геолого-геохимические факторы, контролирующие локализацию скоплений углеводородов
4 Разработка моделей геологического строения основных нефтегазопоисковых объектов (комплексов)
4.1 Особенности регионального строения нефтегазоносных комплексов 98
4.2 Модели строения особо сложных геологических объектов 155
5 Анализ динамики количественной оценки ресурсов углеводородов в различных геологических объектах
5.1 Региональная оценка ресурсов УВ 178
5.2 Оценка ресурсов УВ зональных геологических объектов 186
5.3 Оценка эффективности локального прогноза нефтегазоносное 193
6 Концепция организационно-методического решения вопросов повышения эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ
6.1 Пути расширения сырьевой базы углеводородного сырья (реформа регионального количественного прогноза нефтегазоносности)
6.2 Организационно-методологическое решение вопросов повышения эффективности ГРР
Заключение 206
Список использованных источников 212
- Организация работ по формированию регионального банка фактографических данных по геологии, геофизике и геохимии
- Особенности истории геологического развития мегабассейна
- Особенности регионального строения нефтегазоносных комплексов
Введение к работе
Актуальность темы. На протяжении нескольких десятилетий Западно-Сибирский нефтегазоносный мегабассейн является основной базой нефтегазодобычи в нашей стране. Эта роль, несомненно, сохранится еще на длительный период, т. к. альтернативы ему в наращивании запасов углеводородов (УВ) и в уровнях их добычи, как в европейской, так и в азиатской частях страны, не имеется. С конца 80-х - начала 90-х годов прошлого века в связи с разрушением геологической отрасли в процессе перестройки экономики страны возникло резкое отставание подготовки новых запасов УВ от объемов их добычи. По существу, до сих пор происходит «проедание» запасов, разведанных 15-20 лет тому назад. Одновременно с этим в мегабассейне наметилось существенное ухудшение структуры запасов и ресурсов УВ: увеличились глубины залегания поисковых объектов, усложнилось геологическое строение последних, фонд сравнительно легко открываемых скоплений УВ, связанных с антиклинальными структурами, истощается и т. д. В этих условиях решение конечной задачи всех геологоразведочных работ - количественной оценки нефтегазоносности различных по масштабам объектов - становится особо важным и чрезвычайно актуальным. Настоящая работа посвящена решению методологических проблем и методических вопросов освоения ресурсов нефти, газа и конденсата в мегабассейне. Объекты исследований охватывают всю территорию мегабассей-на в разрезе фанерозоя.
Цель работы. Цель диссертации заключается в разработке методологических основ и методических приемов решения задач по количественной оценке ресурсов УВ в новых геолого-экономических условиях освоения углеводородной ресурсной базы региона.
Для достижения поставленной цели в работе решаются следующие задачи:
анализ результатов выполненных геологоразведочных работ в предшествующий период;
разработка оптимального варианта регионального банка фактографических данных по геологии, геофизике и геохимии фанерозойских отложений применительно к методологическим и методическим аспектам их обработки на современном научно-техническом уровне;
обоснование генетической модели нефтегазообразования и нефтегазона-копления в условиях Западно-Сибирского мегабассейна с учетом современных научно-технических достижений в области нефтегазовой геологии и геохимии;
выделение наиболее информативных геолого-геохимических факторов, контролирующих локализацию скоплений УВ, и обоснование критериев оценки нефтегазоносности на региональном, зональном и локальном уровнях;
разработка моделей геологического строения основных нефтегазоносных комплексов фанерозойского осадочного разреза мегабассейна с акцентом на объектах особо сложного строения;
выбор оптимальных методов количественной оценки ресурсов УВ в различных геологических условиях;
создание концепции организационно-методического решения вопросов повышения эффективности поисково-разведочных работ на нефть и газ;
разработка рациональной схемы обеспечения повышения уровней добычи УВ в регионе на ближайшую и отдаленную перспективы.
Фактический материал и методы исследований. Основой работы являются результаты более чем 40-летних исследований автора в период его деятельности в различных геологоразведочных организациях Западной Сибири. Возглавляя геологические службы нефтегазоразведочных экспедиций и объединений Главтюменьгеологии, автор принимал непосредственное участие в открытии и разведке первых месторождений нефти и газа в центральных и северных районах региона. Возглавив одно из ведущих предприятий Главтюменьгеологии - ПГО «Уренгойнефтегазгеология», а затем и геологическую службу Главка, автор активно участвовал в разработке стратегических и тактических направлений развития поисковых и разведочных работ в мегабассейне.
Решение поставленных задач осуществлялось на основе обобщения и анализа огромного фактического материала по геологии, геофизике, геохимии, нефтегазопромысловой геологии и гидрогеологии месторождений нефти и газа. Применялись методы сейсмогеологии, палеогеографии и палеотектоники, биостратиграфии, гидрогеодинамики, формационный анализ и др.
Научная новизна диссертации заключается в том, что впервые на основе широкого комплекса геологических методов исследований применительно к современным, чрезвычайно усложненным, геолого-экономическим условиям получены следующие результаты:
выделены наиболее слабо разработанные вопросы общей проблемы методологического и методического подхода к количественной оценке ресурсов УВ, которые приводили на протяжении многих лет к существенным ошибкам в оценке ресурсного потенциала УВ не только отдельных частей (северные районы, юг Тюменской области и др.), но и региона в целом;
разработан и реализован на практике оптимальный вариант функционирования регионального банка фактографических данных по различным вопро-
сам геологии нефти и газа с учетом применения современных компьютерных технологий их обработки;
на основе генетической модели формирования скоплений УВ проведена минимизация информативных геологотеохимических параметров с учетом их картируемости по площади и разрезу мегабассейна;
разработаны региональные, зональные и локальные модели геологического строения объектов постановки поисково-разведочных работ (комплексы, зоны, локальные структуры), включая наиболее сложно построенные (ачимовская толща, баженовская и абалакская свиты, глубокопогруженные горизонты и т. д.), позволяющие более эффективно вести поиски новых скоплений УВ;
создана концепция организационно-методического решения вопросов повышения эффективности производственных и научно-исследовательских работ, направленных на оптимальный выбор первоочередных объектов постановки поисков, разведки и разработки месторождений УВ;
разработана рациональная схема обеспечения повышения уровня добычи УВ в регионе на ближайшую и отдаленную перспективы.
Защищаемые положения:
модели строения геологических объектов различного масштаба (комплексы, пластовые резервуары), совокупность которых можно квалифицировать как новое достижение в области геологии нефти и газа Западной Сибири;
решена крупная научно-техническая проблема обработки огромного по объему и разнообразного по содержанию фактографического материала по геологии нефти и газа региона с применением современных компьютерных технологий;
оптимальная схема минимизации информационного пространства в задачах количественной оценки нефтегазоносности различных геологических объектов на основе учета картируемых геолого-геохимических параметров, обеспечивающих эффективный выбор объектов для постановки поисково-разведочных работ;
многолетние геологические исследования, проведенные автором на территории Западно-Сибирского мегабассейна, позволили разработать научно-методическую основу для принятия управленческих решений в сфере поисков и разведки месторождений нефти и газа.
Практическая ценность. Исследования автора на протяжении более 40 лет его деятельности в пределах Западной Сибири были направлены на разработку научных подходов к решению задач выбора объектов для постановки первоочередных поисково-разведочных работ. Под руководством и при
непосредственном участии автора были открыты, разведаны и переданы в эксплуатацию многие, в том числе крупные, гигантские и уникальные, месторождения нефти и газа (Усть-Балыкское, Мамонтовское, Тазовское, Русское, Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Новопортовское и др.). Соискатель принимал активное участие в составлении и редактировании многочисленных оперативных карт по региону в целом и его отдельным частям (обзорные, тектонические, палеогеографические, прогнозные и др.).
Апробация работы. Результаты проведенных исследований и основные положения диссертации докладывались на нескольких международных, всероссийских и региональных геологических конференциях и совещаниях: Международный симпозиум по исследованиям в нефтяной промышленности, Пекин, 2002; Международная конференция памяти академика П.Н. Кропоткина, Москва, 2002; Международная конференция AAPG, Барселона, 2003; Международное совещание по эволюции тектонических процессов, Новосибирск, 2004; Международная научно-практическая конференция «Неструктурные сложно-построенные ловушки - основной резерв подготовки углеводородного сырья России», С-Петербург, 2005; Региональная конференция геологов Сибири и Дальнего Востока, Томск, 2000; Всероссийский съезд геологов, С-Петербург, 2000; Всероссийское совещание по бурению глубоких и сверхглубоких скважин, Ярославль, 2001; Всероссийская конференция по геологии и нефтегазоносное Западно-Сибирского мегабассейна, Тюмень, 2000, 2002, 2004, 2006 и др.
Публикации. По теме диссертации автором опубликовано 137 научных работ, в том числе 1 монография и 20 статей в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях, выпускаемых в РФ, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертации на соискание ученой степени доктора наук.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, заключения, списка использованных источников (182 наименования). Содержание работы изложено на 227 страницах, включая 58 рисунков, 22 таблицы.
Организация работ по формированию регионального банка фактографических данных по геологии, геофизике и геохимии
Первые шаги в указанном направлении были сделаны путем заключения договоров с администрацией ЯНАО и различными организациями, что обеспечило юридическую, а затем и финансовую сторону дела. Концептуальный подход к созданию содержательной части банка фактографических данных, которому соответствовали организованные материальное и математическое обеспечения, заключался в формализации выполнения сначала практически всего перечня проектов, сопутствующих разработке нефтегазовых месторождений и доводящихся до стадии защиты в государственных и территориальных органах власти. Затем круг обеспечения нами был расширен с адаптацией на все виды ГРР и НИР с тем, чтобы выполнять научное сопровождение ГРР и разрабатывать оперативные и долгосрочные планы ГРР в Западной Сибири на основе оценки ресурсной базы УВ в России. Именно последнее обстоятельство после известных разработок привело нас к выводу о необходимости проявить инициативу по пересчету ресурсов УВ к 2000 году. Подготовка к решению этого вопроса была начата в СибНАЦ в 1997 году путем постановки с нашей стороны проблемных тем. Но главным средством развития коллектива была работа для компаний, работающих в России за пределами Тюменской области, а также в странах СНГ. Был приобретен также опыт проведения исследований с западными инвесторами и сервисными компаниями.
Выполнение комплексных проектов и мониторинга разных видов требовало постоянного обновления программных средств, ведения широкого круга баз данных, компьютерной картографии. Отдельным направлением по нашей инициативе стало решение вопросов экономики, а позднее - и права. Важнейшей стороной дела являлись также обеспечение высокого качества исследований и реклама.
Благодаря этим усилиям в 2002 году ОАО «СибНАЦ» получило свидетельство, удостоверяющее государственную аккредитацию в соответствии с Федеральным законом «О науке и государственной научно-технической политике».
Методология и методика обработки фактографических данных для решения теоретических и прикладных задач нефтегазовой геологии
Период, когда проблемы финансирования ГРР в России (СССР) не существовали или во всяком случае не чувствовались, сменился острым дефицитом средств, особенно после отмены ставок возмещения на добываемые полезные ископаемые. Наиболее резкое падение объемов ГРР на нефть и газ, как известно, приходится на перестроечный период с пиком в 1991 году. Результатом этого явилось последующее минимальное количество открытий месторождений нефти и газа в Западной Сибири в 1994 и 1995 годы (см. рис. 1.2).
Существовавшая до перестройки система разведки месторождений была достаточно простой: открыто месторождение, выполняется его разведка и передается государству для разработки. При этом каждое крупное звено народного хозяйства было обеспечено всем - кадрами, техникой, жильем, технологическим и научным обеспечением. Отраслевые институты функционировали на двух уровнях: региональном и центральном (в Москве и Ленинграде). К этому иногда подключались университеты и академические институты, имевшие хорошую лабораторную базу.
Между тем интересы страны требовали от главной базы нефте- и газодобычи, то есть от Западной Сибири, полнокровного функционирования. Возникла необходимость принципиально по-новому оценить всю цепочку нефтегазодобычи, состоящую из множества взаимосвязанных звеньев - от обоснования региональных, поисковых, разведочных работ до оптимального определения уровней нефте- и газодобычи и оценки рынка сбыта как источника прямого финансирования ГРР в широком смысле слова.
Совершенно по-новому предстали проблемы: выяснение геологических условий, определяющих дебиты скважин на месторождениях, учет и развитие инфраструктуры на территориях, лицензирование, взаимоотношения с администрацией округов Тюменской области и недропользователями и многое другое.
Фактическая ликвидация одного из крупнейших и ведущих в отрасли института, каким был ЗапСибНИГНИ, и разрыв связей с проектными институтами, огромная важность экономической стороны дела и многое другое предопределили необходимость создания в Тюмени, где были еще кадры и помещения, научно-аналитического центра. Для его функционирования кроме средств необходима была надежная информационная база. Создание этой базы и всего научно-аналитического центра (СибНАЦ), который на первых порах был приспособлен в основном для нужд Севера - ЯНАО, требовало одновременно выработки стратегии по современным технологиям обработки сейсморазведочных материалов как главного информационного звена геологоразведки и создания совершенной продукции. Последняя должна была одновременно удовлетворять и требованиям заказчика, и рекламным аспектам.
Наши усилия в этом направлении, тесный контакт с администрацией ЯНАО, с министерствами РФ, с недропользователями и многое другое позволили в конечном счете создать коллектив ОАО «СибНАЦ» (на первом этапе в количестве 70 специалистов). ОАО «СибНАЦ» действовало по поручению губернатора ЯНАО, что являлось правовой основой, возникшей в период, когда СибНАЦ уже зарекомендовал себя в качестве солидной организации, которая вела геолого-геофизические исследования по семи перспективным зонам, в том числе по Большехетской, Восточно-Уренгойской, Адерпаютинской, Ноябрьской и Нерутинской, выполняла проекты по доразведке и разработке месторождений, хотя стратегией СибНАЦ в то время были анализ ресурсной базы углеводородного сырья и концепция ее освоения в Ямало-Ненецком автономном округе.
Реализация принципа обеспечения решения научно-производственных задач по созданию ресурсной базы нефти, газа и конденсата и ее освоение стала возможной благодаря наработанному нами опыту в Главтюменьгеологии, где в последние годы функционирования этой организации осуществлялось прямое финансирование научно-исследовательских работ и проводилось внедрение полученных результатов, что позволяло видеть все тонкости последовательной работы: от заложения глубокой скважины до защиты на ГКЗ запасов УВ по разведанным месторождениям. Опыт работы главным геологом Главтюменьгео-логии (объем буровых работ доходил до 2.5 млн. м, подготовка запасов составляла около 1 млрд. т нефтяного эквивалента в год) позволил использовать автору принципы организации труда не только в вопросах большого масштаба и широкого круга стратегических и тактических направлений, но и при реализации значимой детальности, при которой такая «мелочь», например, как выделение продуктивного пласта в разрезе скважины, может привести к большим последствиям.
На решение этих вопросов уходили целые десятилетия. Так, чтобы добиться правильной корреляции основных продуктивных пластов неокома на Уренгойском месторождении, между месторождениями Нижневартовского и Сургутского сводов, потребовались усилия специалистов и ученых не только ЗапСибНИГНИ, но и других организаций и учреждений.
Речь идет о «рядовых» поисково-разведочных скважинах, текущая обработка по которым осуществлялась ежечасно и ежедневно с использованием детальных биостратиграфических данных и накопленного опыта. Более трудная задача встала, когда в связи со стратегическими целями были пробурены в Тюменской области 17 скважин глубиной более 5000 м и тем более 2 скважаеины - СГ-6 Тюменской и СГ-7 Ен-Яхинской, имеющие текущий забой более 7500 м (табл. 2.1, см. рис. 1.1).
Особенности истории геологического развития мегабассейна
После капитальных сводок - «Геология нефти и газа Западной Сибири» (1975) и «Стратиграфический словарь мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской низменности» (1978, под редакцией Н.Н. Ростовцева) - мало что изменилось в стратиграфии, но результаты отображены в региональных стратиграфических схемах по Западной Сибири за 1990 и 2003 годы. С учетом этих материалов ниже кратко описывается литолого-формационное строение мезозойско-кайнозойского чехла Западно-Сибирской геосинеклизы, в состав фундамента которой обычно включают все палеозойские толщи, а также часть триасовых образований, выполняющих грабены и вулкано-тектонические депрессии (плюмы ). К таким триасовым толщам относят вулканогенно-осадочные комплексы, которые выделяются в красноселькупскую (пермо-триас), туринскую (триас) и челябинскую угленосную (верхний триас - низы юры) серии. Они образуют доюрский фундамент.
Осадочный чехол начинается с тампейской серии триаса, принятой на стратиграфическом совещании 2003 года в Новосибирске в объеме пурской, варенгаяхинской и витютинской свит, залегающих на палеозойских известняках (скв. 200, Юбилейное месторождение) или на вулканитах красноселькупской серии -скважины Тюменская СГ-6 и Ен-Яхинская СГ-7.
Наши с коллегами исследования показали, что в скважине СГ-7 развита новая свита в составе тампейской серии, названная тюръяхинской (Бочкарев, Брехунцов, Дещеня и др., 2005 и др.). Находки растительных остатков, сделанные Ю.А. Ехлаковым и определенные Н.К. Могучевой, позволили надежно установить возраст отложений (таблица 3.1). Тюръяхинская свита подстилается низкокалиевыми базальтами красноселькупской серии и выделяется по скважине СГ-7 в интервале глубин 6922.0 - 6660.0 м. Мощность свиты 238 м. Свита представлена грубообломочными отложениями с прослоями темно-серых аргиллитов. Крупнообломочные гравелиты с базальным цементом песчано-глинистого состава являются характерной чертой и полностью отсутствуют в вышележащей пурской свите. В обломках размером до 1 см часто встречаются черные кремнистые породы и молочно-белый кварц. На сейсмических разрезах ОГТ свита картируется в интервале отражающих границ I г (А) - I в.
Пурская свита представлена тонкоотмученными темно-серыми аргиллитами с пластами и пачками алевролитов. В верхней и средней частях свиты развиты глинистые песчаники. Свита относится к среднему триасу и низам верхнего на основании отпечатков флоры (таблица 3.2) и спорово-пыльцевых комплексов (Нестеров, Бочкарев, Пуртова, 1995; Бочкарев, Пуртова, 1994; Могучева, Казаков, 2001; Брехунцов, Бочкарев, 2006). В скважине СГ-7 свита выделяется в интервалах глубин 6660.0 - 6148.0 м и имеет мощность 512 м, в скважине Тюменской СГ-6 она выделяется в интервале глубин 6422.0 - 6011.0 м и имеет мощность 411 м. В свите встречаются единичные морские фораминиферы.
Выше по разрезу залегает варенгаяхинекая свита, содержащая характерные зеленоцветные алевролиты, а среди отпечатков фауны встречены филлоподы и белемниты. В скважине СГ-6 свита залегает в интервале глубин 6011.0 - 5731.0 м и имеет мощность 280 м. Свита содержит мощные пласты зеленовато-серых песчаников (таблица 3.3).
С подошвой свиты совпадает отражающий горизонт \6. Верхняя часть тампейской серии сложена в основном конгломератами и выделяется в витютинскую свиту. Кровля свиты и тампейской серии проходит в скв. СГ-6 на глубине 5655.0 мив скв. СГ-7 на глубине 5739 м. К кровле тампейской серии приурочен опорный отражающий горизонт la, благодаря чему распространение тампейской серии относительно хорошо изучено (см. рис. 2.2), а также установлена ее структура, конформная юрским отложениям, а в более северных районах - палеозойским толщам. Размывы в подошве чехла носят местный характер.
Районирование Западно-Сибирского мегабассейна по типам разрезов триаса показано на рис. 3.1. Тампейская серия как нижнее структурное звено мезозойско-кайнозойского чехла на Восточном Таймыре сменяется другими сериями и свитами, которые сложены в основном морскими отложениями, уходящими на восток в
Верхояно-Колымскую геосинклиналь.
Юрские отложения. Нижне-среднеюрские без келловея отложения резко отличаются от верхнеюрских и представляют собой две формации. Это синхронные серии, одна из которых - заводоуковская, сложена в основном континентальными отложениями, другая - большехетская - преимущественно морскими. Обе они состоят из чередования песчаных пластов Ю21-Ю2 и аргиллитов. Мощные, хорошо выдержанные глинистые толщи заводоуковской серии снизу вверх выделяются в свиты - ягельную и пачки с географическими названиями: тогурскую (над пластом ЮЦ) и радомскую (над пластом Юю). Прослои аргиллитов с морской микрофауной чаще всего встречаются в интервале нижнеюрских отложений, от радомской пачки и ниже. Отложения имеют трансгрессивное распространение и продолжают центробежное развитие мегабассейна, начатое в триасовом периоде заложением Ямало-Тазовской мегасинеклизы. Большехетская серия состоит (снизу вверх) из зимней (новоуренгойской, береговой), левинской, джангодской, лайдинской, вымской, леонтьевской и малышевской свит. При этом левинская, лайдинская и леонтьевская свиты, а также средняя часть джангодской свиты (китербютские слои) сложены аргиллитами. Граница нижней и средней юры проходит по кровле радомской пачки и по подошве лайдинской свиты. Мощность отложений увеличивается с юга от Тюмени на север очень плавно и в Среднем Приобье достигает 100-400 м, в Уренгойском районе - 1500-1700 м. В скважине СҐ-7 мощность их составляет 1780 м. В Усть-Енисе иском районе в полных разрезах мощность этой части юры достигает 2600 м.
В краевых частях мегабассейна нижне-среднеюрские отложения являются угленосными с пластами бурого угля до 20-60 м и пригодными для карьерной добычи как в Чулы мо-Енисейском, так и в Ляпинско-Саранпаульском районе Северного Зауралья.
Верхнеюрские, с келловеем, отложения содержат все аммонитовые зоны, морские двустворки и фораминиферы. Восточная часть бассейна характеризуется развитием песчано-глинистых отложений васюганской свиты, глинистых - георгиевской и баженовской свит, которые ближе к Енисею опесчаниваются (сиговская свита) в средней части, а волжские отложения остаются глинистыми (яновстанская свита без верхов). На Гыданском полуострове развиты полностью глинистые отложения в виде гольчихинской свиты. Битуминозные отложения в объеме волжского яруса и переменной части берриасского яруса выделяются в баженовскую свиту. На западе и юго-западе келловей-оксфорд-шмериджские отложения повсеместно глинистые и обособлены в абалакскую свиту, за исключением отдельных участков, где развита вогулкинская песчаная толща (запад) или барабинская пачка (юг) Западной Сибири.
Меловые отложения. Граница юры и мела проходит внутри баженовской свиты и ее аналогов. Вся западная часть бассейна до начала баррема представлена морской глинистой формацией в виде фроловской свиты и ее аналогов. Восточная половина бассейна представлена переслаиванием песчаников и глин шельфового типа. При этом нижние песчаники типа БВ12-13 развиты на востоке узкой полосой, а более западные разрезы, начиная с Александровского мегавала и Нижневартовского свода, последовательно увеличиваются по площади и полностью его покрывают на уровне низов апта (пласты AC-з). Эта закономерность хорошо изучена и детально описывалась в работах А.Л. Наумова (1977), Т.М. Онищука, О.М. Мкртчяна и многих других, кто развивал идеи проградационного с востока заполнения бассейна осадками регрессивного типа в связи с воздыманием восточного обрамления. Вдоль него и на юге прослеживались лагунные отложения - киялинская свита и ее аналоги. Море было полностью вытеснено осадками к началу барремского века.
class3 Разработка моделей геологического строения основных нефтегазопоисковых объектов (комплексов)
class3
Особенности регионального строения нефтегазоносных комплексов
Достаточно высокая изученность нефтегазоносности Западной Сибири, характеризуемая рядом параметров (например, открытием около 8Q0 месторождений при наличии более 5000 глубоких скважин, полностью пересекающих мезозойско-кайнозойский чехол), позволяет выявленные закономерности нефтегазоносности считать устойчивыми и вести поиск новых закономерностей достаточно уверенно. Из числа выявленных отметим две, наиболее значимые. Так, вместо общепринятого размещения ГЗН и ГЗГ, при котором ГЗГ прогнозировалась ниже первой зоны, в действительности первая ГЗГ в Западной Сибири располагается вверху (рис. 4.1). Точно так же нефтяные залежи в юрских отложениях относительно газовых размещаются в области более жестких пластовых термобарических условий (рис. 4.2), а нижняя ГЗГ, вероятно, еще не вскрыта. Все это установлено на основе реальных фактов и согласуется с особенностями нефтегазоносных комплексов в разрезе палеозоя и мезозоя Западно-Сибирского мегабассейна.
Опыт проведения работ по научному обоснованию перспектив нефтегазоносности показывает, что для получения более полной и детальной картины строения НГК целесообразно увязывать выделение зональных и локальных объектов как основных объектов при постановке геологоразведочных работ изучаемых территорий с общей схемой распределения нефтегазоносных комплексов (НГК) в пределах всего мегабассейна. Это особенно важно при общей оценке нефтегазоносности различных объектов и сравнительных оценках перспектив нефтегазоносности интервалов разреза, отдельных зон, районов и областей.
В разрезе Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна обычно выделяется 13 нефтегазоносных комплексов (Геология нефти и газа Западной Сибири, 1975; Сурков и др., 2003 и др.). Это палеозойский, кора выветривания складчатого палеозоя, триасовый, нижнеюрский, среднеюрский, васюганский, абалакский, баженовский (+аналоги), ачимовский, неокомский, апт-альбский, сеноманский, турон-сенонский (газсалинская пачка и ипатовская свита).
По НГК в 2002-2005 гг. был осуществлен новый подсчет начальных суммарных ресурсов (НСР) нефти, газа и конденсата в целом по Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции по новой методике (Аленин, Батурин, Белонин и др., 2000). В этой большой работе принимали участие практически все геологические организации Западной Сибири и головные институты отрасли. Основной объем работ по оценке ресурсов УВ по ЯНАО выполнен в ОАО «СибНАЦ» (A.M. Брехунцов, B.C. Бочкарев, Н.П.Дещеня, В.Н. Бородкин и др.). Ниже приводится краткое описание отдельных НГК с показом не только особенностей их геологического строения, литолого-фациальных и геохимических характеристик, но и их углеводородной составляющей.
Однако по доюрским комплексам изученность резко ухудшается относительно юрско-меловых НГК, а сама информация носит на качественном уровне принципиально другой характер из-за больших глубин, отсутствия или малочисленности открытых месторождений нефти и газа в чехольном триасе и чехольном палеозое. Здесь главная информация, несущая стратиграфическую и структурно-тектоническую нагрузку, заключена в сейсмических разрезах ОГТ. Их качество высокое, однако геологическая общественность еще не воспринимает ее в полной мере, оставаясь на позициях ПСЭ или считая, что палеозой - дело простое, хотя в доюрский комплекс входит еще и триас с его глубокой разнотипностью и разными условиями распространения.
Исходя из этого, доюрские комплексы освещены нами более схематично, в постановочном варианте, хотя для Западной Сибири они определят ее главное будущее.
Палеозойский нефтегазоносный комплекс
Нефтегазоносность палеозоя Западной Сибири изучалась интенсивно после выделения промежуточного структурного этажа (ПСЭ).
Освоение ПСЭ осуществлялось сначала в Томской и Новосибирской областях, где были открыты небольшие месторождения нефти в кровле фундамента, а позднее - и в Тюменской области, где также были открыты залежи в палеозойских породах - на Новопортовском, Ханты-Мансийском, Северо-Варьеганском и других месторождениях. Таких месторождений теперь известно около 80 по всей Западной Сибири. Но это преимущественно мелкие залежи, хотя дебиты газа и нефти на них местами были достаточно высокими: до 2-4 млн. м3/с газа и до 150-400 т/сутки нефти. Палеозойский комплекс оказался тектонически более сложным, чем это следовало из модели ПСЭ (рис. 4.3).
