Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Геолого-геофизическая характеристика района исследования 15
1.1 История геолого-геофизических исследований района 15
1.1.1 История сейсморазведочных работ в западной сибири 21
1.1.2 Геолого-геофизическая изученность территории исследования 23
1.2 Стратиграфия 25
1.2.1 Палеозой 25
1.2.2 Мезозой 28
1.2.3 Кайнозой 44
1.3 Тектоническоестроение 52
Тектоническое строение района исследования 57
1.4 Нефтегазоносность 59
1.4.1 История и принципы нефтегазогеологического районирования 59
1.4.2 Нефтегазоносность района исследования 61
1.4.3 Характеристика месторождений 65
1.4.4 Нефтепроизводящие породы 72
Глава 2 Методика исследований 74
2.1 Интерпретация сейсмических материалов 74
2.1.1 Методика интерпретации временных сейсмических разрезов 75
2.2 Дизъюнктивные нарушения 82
2.3 Методика построения структурных карт, структурный анализ 84
2.4 Палеотектонические исследования 89
Сейсмофациальный и динамический анализ; математическое моделирование волновых полей 91
2.5 Интерпретация материалов ГИС, построение корреляционных схем 96
2.5.1 Интерпретация материалов ГИС 96
2.5.2 Построение корреляционных схем 101
Глава 3 Сейсмогеологическая и структурно-тектоническая характеристика 102
3.1 Сейсмогеологическаяхарактеристика 102
3.1.1 Характеристика реперных отражающих сейсмических горизонтов 102
3.1.2 Сейсмогеологические мегакомплексы 104
3.2 Структурная характеристика и история тектонического развития района исследования 108
3.2.1 Структурная характеристика 110
3.2.2 История тектонического развития 127
3.2.3 Тектоника и нефтегазоносность 148
Глава 4 Сейсмогеологические критерии газоносности апт-альб сеноманских резервуаров 156
4.1 Сейсмогеологические критерии газоносности сеноманских отложений 156
4.2 Сейсмогеологические критерии газоносности апт-альбских отложений на примере Юбилейного месторождения 170
Заключение 181
Список сокращений и условных обозначений 185
Список литературы 187
Список иллюстративного материала 199
- Мезозой
- Характеристика месторождений
- Сейсмогеологические мегакомплексы
- Сейсмогеологические критерии газоносности апт-альбских отложений на примере Юбилейного месторождения
Введение к работе
Актуальность и степень разработанности темы:
Северные районы Западной Сибири более полувека являются объектом исследований геологов, геофизиков и нефтяников. Крупные работы по этой территории выполнялись специалистами многих научных организаций ИГиГ АН СССР, ВНИГРИ, ВНИГНИ, ВСЕГЕИ, ИНГГ СО РАН, ИГИРГИ, ЗапСибНИГНИ, НИИГА, СНИИГГиМС, СибНАЦ и др.
Западная Сибирь является одной из крупнейших в мире газоносных
провинций. В географическом плане территория региональной газоносности
охватывает северные и арктические районы бассейна. В этом регионе
разрабатываются такие уникальные газовые гиганты, как Уренгойское,
Ямбургское, Заполярное, Медвежье, Бованенковское, Харасавейское и др. В
акватории Карского моря открыты месторождения Ленинградское, Русановское
и Победа. Основные запасы газа на севере Западной Сибири сконцентрированы
в апт-альб-сеноманском комплексе пород и контролируются
высокоамплитудными антиклинальными структурами. Кроме уникальных запасов газа, регион также богат нефтяными запасами. Крупные нефтяные залежи открыты на Новопортовском, Южно-Русском, Бованенковском, Уренгойском и других месторождениях.
Медвежье месторождение открыто в 1967 году и находится в эксплуатации 45 лет – с 1972 года. За это время добыто более 1,8 триллиона кубометров газа, что соответствует почти 80 % от утвержденных запасов.
Юбилейное месторождение разрабатывается с 1992 года, накопленная добыча газа на месторождении составляет более 0,3 триллиона кубометров газа.
Ямсовейское месторождение введено в эксплуатацию в 1997 году. В настоящее время на месторождении работает более ста действующих скважин с суммарной суточной добычей свыше 60 миллионов кубометров природного газа. За годы эксплуатации на Ямсовейском месторождении добыто около 300 миллиардов кубометров газа. В 2010 году введена в разработку Ярэйская площадь, расположенная в южной части Ямсовейского месторождения.
В настоящее время по северным и арктическим районам Западно
Сибирской нефтегазоносной провинции накоплен уникальный фактический
материал, территория исследований хорошо изучена сейсморазведкой МОГТ и
глубоким бурением и может рассматриваться в качестве эталона как для решения
фундаментальной задачи - изучения геологических процессов,
предопределивших формирование на севере Западной Сибири уникальной газоносной провинции, так и для решения прикладной задачи – разработке сейсмогеологических критериев прогноза газовых залежей в апт-альб-сеноманских отложениях.
Разработанные в работе сейсмогеологические прогнозные критерии могут быть использованы при оценке перспектив нефтегазоносности менее изученных северных территорий, в частности, шельфа Карского моря, Ямальской, Гыданской и Енисей-Хатангской нефтегазоносных областей.
Научная задача: на базе комплексной интерпретации сейсморазведочных
материалов, ГИС и глубокого бурения осуществить построение набора карт и
сейсмогеологических моделей; выполнить структурно-тектонический анализ,
определить основные этапы образования структур и дизъюнктивных нарушений;
проанализировать взаимосвязи между мезозойско-кайнозойскими
тектоническими процессами и газоносностью региона; разработать
сейсмогеологические критерии прогноза газоносности апт-альбских и сеноманских резервуаров Надым-Пурского междуречья.
Основные этапы исследований:
-
Обобщение и систематизация опубликованных и фондовых материалов, создание очерка по истории исследований, стратиграфии, сейсмостратиграфии, тектонике и нефтегазоносности исследуемой территории.
-
Систематизация фактического материала, составление электронного банка геолого-геофизических данных, включающего сейсмические временные разрезы МОГТ, каротажные диаграммы ГИС, данные ВСП, стратиграфические разбивки, результаты испытаний.
-
Создание проекта в интерпретационном пакете W-seis (ИНГГ СО РАН); выбор, стратиграфическая привязка (стратификация) и корреляция основных отражающих сейсмических горизонтов.
-
Комплексная интерпретация временных сейсмических разрезов и материалов ГИС, построение корреляционных схем и сейсмогеологических разрезов.
-
Построение набора карт изохрон, средних и интервальных скоростей, структурных карт по реперным отражающим горизонтам, контролирующим сейсмогеологические мегакомплексы.
-
Построение карт изопахит основных осадочных мегакомплексов и серии сейсмогеологических палеоразрезов.
-
Выделение на временных разрезах разрывных нарушений, расчет карт градиентов структурных поверхностей, построение схемы дизъюнктивных дислокаций.
-
Структурно-тектонический и палеотектонический анализ, выделение антиклинальных ловушек в различных осадочных комплексах, восстановление мезозойско-кайнозойской истории тектонического развития исследуемой территории, определение этапов формирования структур различных порядков.
-
Комплексная интерпретация геолого-геофизических материалов, построение сейсмогеологических моделей сеноманских залежей углеводородов.
-
Анализ тектонических, геологических и геохимических предпосылок формирования уникальных газовых залежей Надым-Пурского междуречья.
-
Комплексная интерпретация материалов ГИС и результатов петрофизических исследований, анализ плотностей и скоростей распространения продольных сейсмических волн в водонасыщенных и газонасыщенных песчаниках.
-
Построение двумерных литолого-акустических разрезов апт-альб-сеноманских отложений с учетом флюидонасыщения коллекторов, математическое моделирование волновых полей, расчет двумерных синтетических временных разрезов, сопоставление реальных (полевых) и синтетических волновых полей.
-
Обоснование комплекса сейсмогеологических критериев газоносности апт-альбских и сеноманских резервуаров.
В диссертационной работе автор защищает следующие основные положения и результаты:
-
В мезозое и кайнозое для территории Надым-Пурского междуречья выделено два принципиальных этапа тектонического развития. В региональном плане в юре и берриас-сеномане тенденцию к относительному погружению испытывали северные и северо-восточные районы рассматриваемой территории, в турон-маастрихте и кайнозое – юго-западные. Формирование современных крупных поднятий Надым-Пурского междуречья наиболее интенсивно протекало в конце позднего мела и в кайнозое, благодаря чему в осадочном чехле были сформированы высокоамплитудные, осложненные разрывными нарушениями крупные антиклинальные ловушки.
-
Определяющее влияние на формирование гигантских газовых месторождений Надым-Пурского междуречья оказал кайнозойский этап тектонического развития. В это время произошло формирование крупных антиклинальных
структур - ловушек и разрывных нарушений - каналов для миграции углеводородов; юрские и меловые генерационные толщи вошли в глубинную и верхнюю зоны газообразования, соответственно; интенсивно протекали процессы генерации углеводородов; был сформирован кузнецовский региональный флюидоупор, экранирующий уникальные сеноманские газовые залежи.
3. Сейсмогеологическими критериями выделения массивных сеноманских
газовых залежей являются:
наличие в рельефе отражающего горизонта Г антиклинальных структур;
наличие на временных разрезах отражающих горизонтов, приуроченных к газоводяным контактам;
падение в сводах поднятий амплитудных характеристик приуроченного к кровле сеноманского резервуара отражающего горизонта Г;
увеличение значений T апт-альб-сеноманского мегакомпекса в зонах, отвечающих в плане антиклинальным структурам, выделенным в рельефе кровли сеномана.
4. В Надым-Пурском междуречье апт-альбские газовые залежи являются
пластовыми, существенно уступают сеноманским залежам по запасам и
высоте и менее надежно выделяются по сейсмическим данным. Значительные
по толщине (более 10-15 м) газонасыщенные песчаники отображаются на
временных разрезах положительными аномалиями амплитудных
характеристик сейсмической записи, получившими название эффекта «яркого
пятна».
Фактический материал.
При выполнении работы были использованы 362 сейсмических профиля МОГТ общей протяженностью 10860 км, стратиграфические разбивки по 256 скважинам, данные В СП по 8 скважинам, материалы ГИС и испытаний, петрофизических исследований керна по 85 скважинам всех открытых месторождений изучаемой территории (Рисунок 3, см. вкл.). Весь фактический материал предоставлен ИНГГ СО РАН.
Теоретические основы и методы исследований.
Комплексная интерпретация сейсморазведочных материалов, ГИС и глубокого бурения основывалась на главных принципах сейсмостратиграфии, обобщение которых приведено в монографии «Сейсмическая стратиграфия» под редакцией П. Вейла, М. Митчема. Применительно к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции методика сейсмостратиграфического анализа, включающего сейсмофациальный, динамический, скоростной и математическое моделирование волновых полей, реализовывалась и совершенствовалась в работах Р.М. Бембеля, В.Б. Белозерова, Г.Н. Гогоненкова, А.Ф. Глебова, В.А. Конторовича, Н.Я. Кунина, О.М. Мкртчяна, А.А. Нежданова, Д.И. Рудницкой, В.С. Соседкова, Л.Л. Трусова, И.Л. Цибулина, А.Е. Шлезингера и многих других.
Интерпретация материалов ГИС выполнялась с использованием классических методических приемов, опубликованных в работах В.Н. Дахнова,
С.С. Итенберга.
Структурно-тектонический анализ базировался на фундаментальных разработках российских геологов В.В. Белоусова, Р.Г. Гарецкого, Ф.Г. Гурари, В.Д. Наливкина, М.Я. Рудкевича, В.С. Старосельцева, В.Е. Хаина, А.Л. Яншина и др.
Анализ истории тектонического развития Надым-Пурского междуречья в мезозое и кайнозое и определение этапов формирования антиклинальных ловушек был выполнен с использованием разработанного Н.С. Шатским «метода мощностей», который впоследствии развивался В.В. Белоусовым, В.С. Бочкаревым, Р.Г. Гарецким, В.А. Конторовичем, В.Б. Нейманом, К.А. Машковичем, Н.Н. Форшем, В.Е. Хаином, А.Л. Яншином и др.
Анализ истории формирования уникальных газовых залежей Надым-Пурского междуречья базировался на осадочно-миграционной теории нафтидогенеза, значительный вклад в создание которой внесли выдающиеся ученые А.А. Бакиров, Л.М. Бурштейн, Н.Б. Вассоевич, В.С. Вышемирский, Ф.Г. Гурари, М.Ф. Двали, М.К. Калинко, А.Э. Конторович, В.Р. Лившиц, С.П. Максимов, В.Д. Наливкин, С.Г. Неручев, И.И. Нестеров, Б.А. Соколов, А.А. Трофимук, В.А. Успенский, В.И. Шпильман и др.
Новизна исследования.
Впервые для территории Надым-Пурского междуречья с учетом всей
сейсмической информации в рамках единого методического подхода выполнен
комплексный научный анализ геологического строения крупного
газодобывающего региона. Построен набор структурных и параметрических карт, выполнен анализ истории тектонического развития территории, установлены основные этапы формирования структур, построена схема дизъюнктивных дислокаций, проанализирована связь процессов газообразования с геологической историей региона.
Отдельные особенности волновых полей, порождаемых апт-альб-
сеноманскими газовыми залежами, рассматривались в работах многих
исследователей. В настоящей диссертации с использованием статистического,
сейсмофациального, скоростного и динамического анализа сформулирован
комплекс сейсмогеологических критериев газоносности апт-альбского и
сеноманского резервуаров, рассмотрена физическая природа геолого-
геофизических аномалий и с использованием аппарата математического моделирования выполнено сопоставление реальных (полевых) и синтетических волновых полей.
Личный вклад. Соискатель участвовал в проведении полного цикла
исследований - выполнение всех этапов для решения задачи, разработке
методических подходов, сборе и обработке данных, получении новых научных результатов, их анализе. Автором на базе анализа литературных источников создан очерк по истории исследований, геологии, стратиграфии, тектонике и нефтегазоносности Надым-Пурского междуречья; выполнена комплексная интерпретация сейсмических материалов и ГИС, построен набор структурных
карт по основным отражающим горизонтам юры и мела (Ia, Б, М, Г, С), карт
толщин юрского, берриас-нижнеаптского, апт-сеноманского, турон-
маастрихтского и кайнозойского осадочных комплексов, построены
сейсмогеологические разрезы и палеоразрезы, выполнен анализ этапов тектонического развития региона и их влияния на нефтегазоносность; выполнен анализ дизъюнктивной тектоники, построена схема кайнозойских тектонических нарушений; построены модели залежей углеводородов, сформулированы 5 сейсмогеологических критериев газоносности для апт-альбского и сеноманского резервуаров.
Теоретическая и практическая значимость.
Рассмотренные в работе тектонические и геолого-геохимические предпосылки формирования газовых залежей Надым-Пурского междуречья позволяют более детально анализировать причины, условия и историю формирования уникальной газовой провинции на севере Западной Сибири.
Предложенный в диссертации комплексный подход к интерпретации геолого-геофизических материалов, а также методические приемы структурного, палеоструктурного, сейсмофациального и динамического анализа с целью прогноза газоносности могут быть применены при решении подобных задач в различных осадочных бассейнах.
Разработанные в процессе проведенных исследований
сейсмогеологические критерии газоносности апт-альбских и сеноманских песчаных пластов могут быть использованы на территории всего ЗападноСибирского бассейна, в первую очередь в менее изученных северных районах шельфа Карского моря, Ямальской, Гыданской и Енисей-Хатангской нефтегазоносных областях.
Достоверность научных результатов обеспечивается:
- комплексным подходом исследования – совместная интерпретация
данных сейсморазведки, геофизических исследований скважин с учетом
материалов бурения и опробования скважин;
- использованием большого объема фактического материала;
-квалифицированным применением современных методов интерпретации
и анализа геолого-геофизических материалов, опирающихся как на
традиционные, так и новейшие методические приемы;
- использованием современных интерпретационных программных
пакетов, разработанных в ИНГГ СО РАН, W-Seis, GridMaster, GridBuilder,
GisWell и коммерческих организациях - GS Surfer, Corel Draw.
Апробация работы. Результаты исследований, основные положения работы и методические приемы представлены автором в 4 статьях в рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК при Минобрнауки России, «Геология и Геофизика» и «Геология нефти и газа».
Результаты исследований и основные положения работы доложены или представлены автором на 14 конференциях: 2 зарубежных, 7 международных и 5
всероссийских.
Работа выполнена в рамках проекта научно-исследовательских работ ИНГГ СО РАН: Проект VIII.73.1.4 «Построение сейсмогеологических моделей и разработка методики выявления и детального картирования сложно построенных ловушек углеводородов в осадочных бассейнах Сибири» (руководитель проекта -д.г.-м.н. В.А. Конторович, 2013-2016 гг.).
Структура работы. Диссертация состоит из четырех глав, введения, заключения и содержит список литературы из 106 наименований. Общий объем диссертации 204 страницы текста, включая 63 рисунка и 6 таблиц.
Персоналия. Автор выражает благодарность своему научному
руководителю заведующему лабораторией чл.-корр. РАН
д.г.-м.н. В.А. Конторовичу, заведующему кафедрой геологии полезных ископаемых ГГФ НГУ академику РАН д.г.-м.н. А.Э. Конторовичу за полученные во время обучения соискателя знания, к.г.-м.н. И.А. Губину, к.г.-м.н. С.В. Ершову, к.г.-м.н. М.О. Захряминой, к.г.-м.н. Л.М. Калининой, М.В. Соловьеву, Ю.Ф. Филиппову а также сотрудникам ИНГГ СО РАН: Д.В. Аюновой, К.И. Канаковой, М.С. Канакову, А.Г. Кузнецовой, Н.Б. Сараевой за ценные советы и помощь в работе.
Мезозой
Триасовая система. Согласно схеме фациального районирования триасовых отложений Западно-Сибирской равнины исследуемая территория расположена в пределах Уренгойского и Пурского СФР Ямало-Гыданской фациальной области (ФО) ( Рисунок 4).
На севере Западной Сибири триас имеет двучленное строение. Нижняя часть, выделяемая в составе красноселькупской серии, отвечает раннетриасовому вулканогенно-осадочному этапу седиментации, представлена, главным образом, базальтами, и эта часть разреза наряду с палеозойскими образованиями, как правило, рассматривается в составе комплекса доплатформенного основания; верхняя тампейская серия отвечает терригенному этапу осадконакопления, имевшему место в среднем-позднем триасе, сложена песчаниками, алевролитами и аргиллитами, по составу практически не отличается от перекрывающих ее отложений юры и входит в состав мезозойско-кайнозойского осадочного чехла [Конторович и др., 1975; Ермаков, Скоробогатов, 1986; Рудкевич и др., 1988; Казаков и др., 2002; Решение…, 2004].
На территории Западной Сибири наиболее полные разрезы триаса вскрыты в скважинах СГ-6, СГ-7, расположенных в 100 км к востоку от исследуемой территории. В этих скважинах вскрытая мощность триаса составляет, соответственно, 1855 и 2700 м, мощность терригенного триаса – 765 и 1370 м.
Юрская система
Нижний и средний отдел (без келловея)
Согласно схеме структурно-фациального районирования нижней и средней юры (без келловея) территория исследования входит в состав Уренгойского СФР Обь-Тазовской ФО переходного седиментогенеза (Рисунок 5).
В переходной зоне седиментации среднеюрские отложения залегают на глубинах 3,5-5 км [Сурков, Смирнов, 1994]. В разрезе нижней-средней юры Обь-Та-зовской ФО выделено 9 горизонтов (Рисунок 5).
Зимний горизонт (геттанг – низы верхнего плинсбаха) на территории исследования соответствует по объему береговой (аналог зимней) свите, которая представлена песчаниками, гравелитами, конгломератами с подчиненными прослоями серых глин. На севере Западной Сибири толщина свиты изменяется от 0 м на палеоподнятиях до 270 м в палеодепрессионных зонах.
Левинский горизонт (средняя часть верхнего плинсбаха) соответствует объему ягельной свиты (аналог левинской свиты), которая представлена темно-серыми аргиллитами.
Шараповский горизонт (верхняя часть верхнего плинсбаха) соответствует пачке 1 (черничной) нижней подсвиты котухтинской свиты, хорошо выдержан по латерали, сложен чередованием песчаников, алевролитов, глин с растительным детритом; мощность до 270 м. Верхняя граница горизонта проводится по подошве глинистой маркирующей пачки.
Китербютский горизонт (нижняя часть нижнего тоара) территории исследования соответствует пачке 2 (аналог тогурской свиты) нижней подсвиты котух-тинской свиты, хорошо выдержан по мощности, литологическому составу, комплексам фауны, пыльцы, представлен темно-серыми, иногда слабобитуминозными глинами. Мощность 40-50 м [Стратиграфический словарь…, 1978; Шуры-гин и др., 2000].
Надояхский горизонт (верхняя часть нижнего тоара – низы аалена) рассматривается в объеме пачки 1 верхней подсвиты котухтинской свиты, сложен песчаниками, чередующимися с алевролитами и уплотненными глинами, иногда битуми-низированными, мощность до 130 м. В скважине Медвежья № 316 отложения горизонта изучены в интервалах 2390,3–2410,7 м, 2324–2360,1 м (вынос керна на разных участках составил от 19 до 88 %), представлены светло-серыми средне-мелкозернистыми песчаниками с включениями стяжений сидерита, редкого тонкого и мелкого углефицированного растительного детрита (на некоторых уровнях отмечаются крупные фрагменты стеблей растений), редкого интракластического материала. Слойчатость пологокосая, штриховатая, субгоризонтальная, линзовид-ная, нарушенная следами жизнедеятельности бентосных организмов. Лайдинский горизонт (аален-низы байоса) соответствует радомской (пачка 2) пачке котухтинской свиты, залегающей на песчаниках пласта Ю10, представлен темно-серыми уплотненными глинами с прослоями песчаников и алевролитов. Мощность 20-140 м. В скважине Медвежья № 316 граница с залегающим ниже надояхским горизонтом проведена на уровне 2324 м.
Вымский горизонт (верхняя часть верхнего аалена - низы нижнего байоса) соответствует нижней подсвите (толькинская) тюменской свиты, представлен переслаиванием песчаников с алевролитами, характерен растительный детрит; мощность 100-200 м.
Леонтьевский горизонт (верхи нижнего байоса и низы верхнего байоса) рассматривается в объеме средней подсвиты (сандибинская) тюменской свиты, сложен неравномерным переслаиванием глин с глинистыми песчаниками и алевролитами; мощность 90-160 м. [Стратиграфический словарь…, 1978; Шурыгин и др., 2000].
Малышевский горизонт (от верхов верхнего байоса до нижней половины верхнего бата) на территории исследования соответствует верхней подсвите (надымская) тюменской свиты, представлен переслаиванием глин с глинистыми песчаниками и алевролитами, отмечаются биотурбированные прослои и пирит; мощность 90-230 м. [Стратиграфический словарь…, 1978; Шурыгин и др., 2000]. Общая мощность тюменской свиты может достигать 600 м во впадинах и прогибах.
Верхний отдел юры и келловей
Согласно схеме структурно-фациального районирования келловея и верхней юры Западной Сибири (Рисунок 6) территория исследования расположена в пределах Фроловско-Тамбейского и Пурпейско-Васюганского подрайонов Пур-Иртышского СФР Обь-Ленской ФО морского седиментогенеза [Решение..., 2004]. В современной стратиграфической схеме верхнеюрские отложения разделяются на три региональных горизонта: васюганский, георгиевский, баженовский, которые формировались преимущественно в прибрежно-, мелководно- и глубоководно-морских условиях (Рисунок 6).
Васюганский горизонт (верхний бат – нижняя половина верхнего оксфорда) соответствует песчаной пахомовской пачке и перекрывающей ее васюган-ской свите, которая в западном направлении переходит в нижнюю подсвиту аба-лакской свиты.
Пахомовская пачка сложена песчаниками и алевролитами слабо сцементированными, с сидеритовыми оолитами, прослоями глин. Мощность 1-6 м.
Васюганская свита (нижняя половина верхнего оксфорда - верхи верхнего бата) по литологическому составу разделена на две подсвиты. Мощность свиты составляет 8-70 м. [Решение …, 2004; Шурыгин и др., 2000].
Нижняя подсвита представлена мелководно-морскими с морской фауной глинами и аргиллитами, преимущественно тонкоотмученными, с подчиненными прослоями песчаников и алевролитов. Мощность подсвиты составляет 10-50 м.
Верхняя подсвита имеет регрессивно-трансгрессивный прибрежно-морской генезис, представлена толщей переслаивающихся песчаников, алевролитов, углистых аргиллитов и углей. Полный разрез подсвиты содержит 4-5 песчаных пласта, совокупность которых формирует регионально-нефтегазоносный горизонт Ю1, песчаные пласты которого разделены межугольной толщей на две пачки: поду-гольную и надугольную.
Подугольная пачка представлена регрессивными песчаными пластами Ю41, Ю31.
Межугольная пачка представлена переслаивающимися аргиллитами, алевролитами и песчаниками с прослоями углей и углистых аргиллитов.
Надугольная пачка может отсутствовать на сводах крупных тектонических элементов.Залегает между угольным пластом У1 (межугольной пачкой) и подошвой георгиевской свиты или, в случае отсутствия последней, подошвой баженов-ской свиты. Разрез надугольной пачки, как правило, содержит песчаные пласты Ю12, Ю11, формирование которых происходило в полифациальных условиях [Кон-торович и др., 1975; Замирайлова, 2004].
Характеристика месторождений
На исследуемой в настоящей работе территории в период с 1967 г. по 2009 г. открыто 9 месторождений, из которых 7 являются многопластовыми (Таблица 2). Наиболее крупные Медвежье, Юбилейное и Ямсовейское нефтегазоконденсат-ные многопластовые месторождения, открытые в 1967-1970 гг., являются уникальными по запасам и приурочены к высокоамплитудным антиклинальным структурам. Залежи УВ на этих месторождениях сконцентрированы в сеноман-ском песчаном резервуаре ПК1 (94.4% суммарных запасов УВ на этих месторождениях), апт-альбских горизонтах и шельфовых пластах неокома. На Юбилейном месторождении также продуктивен батский горизонт Ю2, на Ямсовейской площади промышленные притоки нефти получены из ачимовских песчаников.
Медвежье нефтегазоконденсатное месторождение расположено восточнее г. Салехард к западу от Уренгойского месторождения. Месторождение приурочено к Ныдинскому и Медвежьему локальным поднятиям, выявленным сей-сморазведочными работами MOB в 1964 г. По отражающему горизонту Б Медвежье поднятие оконтуривается изогипсой -3600 м, Ныдинское — изогипсой -3500 м. Размер первого 30х75 км, амплитуда 250 м; размер второго 12x21 км. В рельефе кровли сеномана оба поднятия объединяются в единую структуру - Медвежий вал, оконтуренную изогипсой -1200 м. Размер вала составляет 25х125 км, амплитуда 150 м (Рисунок 18). По кровле меловых отложении амплитуда замкнутой части вала сокращается до 50 м, а по кровле нижнелюлинворской подсвиты (эоцен) — до 8 м. При этом наиболее приподнятая часть поднятия постепенно смещается на север в сторону Ныдинской структуры. Мощность сеноманских отложений над ГВК составляет порядка 83 м. [Ермилов и др., 2003].
Поисковое бурение на Ныдинском поднятии начато в 1965 г., на Медвежьем — в 1967 г. Данные об открытии месторождений немного расходятся. «В 1966 г. скв. 2 было открыто Ныдинское месторождение. При испытании этой скважины из сеноманских отложений получен фонтан газа дебитом порядка 2000-2500 тыс. м3/сут (визуально)» [Ермилов и др., 2003]. По другим данным, в июне 1967 г. Ка-зымской партией глубокого бурения получен первый фонтан газа на Ныдинской площади с примерным суточным дебитом 1,5 млн. м3. Через несколько дней в 50 км южнее из скважины №1 на Медвежьей структуре получен фонтан газа с дебитом 2,5 млн. м3 в сутки [Патрикеев, 2003]. В 1967 году поисковой скважиной № 1, пробуренной на соседнем Медвежьем поднятии, при опробовании сеноманских отложений получен фонтан газа дебитом 793,3 тыс. м3/сут при штуцере диаметром 22,32 мм. В процессе дальнейших геологоразведочных работ на этих площадях выявилась единая для Медвежьего и Ныдинского поднятий уникальная сеноман-ская залежь с общим ГВК, плоскость которого имеет наклон в северном направлении. Резервуар массивный, ловушка структурная, залежь массивно-сводовая, водоплавающая, субмеридионального простирания; ширина залежи 9,5 - 24,0 км, длина 119,0 км, высота 155 м. Эффективные газонасыщенные мощности коллекторов составляют 3,6 - 141,0 м. Коллекторские свойства песчаников улучшаются к своду и в северном направлении. Коэффициент открытой пористости увеличивается от 24-25 до 30-35 %, проницаемость - от 480-520 до 750-950 мД, средневзвешенный коэффициент газонасыщенности составляет 74,8 %. При испытании скважин дебиты газа изменяются от 310,0 тыс. до 802,0 тыс. м3/сут при штуцере диаметром 22 мм. Пластовое давление в залежи 11,6-11,8 МПа, что соответствует гидростатическому, пластовая температура +32 С.
Отложения фундамента вскрыты на глубине 4800 - 5000 м. Выше по разрезу развиты юрские отложения, представленные тюменской, абалакской и баженов-ской свитами. Последовательный разрез мела и кайнозоя сложен берриас-эоцено-выми отложениями, неоген отсутствует, и на породах люлинворской свиты (эоцен) залегают четвертичные осадки мощностью до 150 м. Залежь газа в сеноманских отложениях Медвежьего месторождения залегает на глубине 1057 - 1207 м. В составе свободного газа преобладает метан (98,39 %), этана 0,28 %, пропана и бутанов - следы. Содержание азота 0,98 %, углекислого газа - 0,30, гелия - 0,015, аргона - 0,028 %, сероводород отсутствует.
Медвежье месторождение находится в разработке с 1972 г. Проектная мощность месторождения составила 65 млрд. м3 газа в год. С начала 90-х годов месторождение Медвежье перешло в режим естественного снижения объемов добычи газа. В 2000 г. на месторождении добыто 35 828 млн м3 газа, к настоящему времени накопленная добыча превысила 1,8 трлн м3 газа. В декабре 2011 г. начата разработка пластов группы ХМ на Ныдинском участке Медвежьего месторождения [http://www.gazprom.ru/].
Юбилейное нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1969 г. поисковой скважиной № 1, при испытании которой из сеноманской толщи получен фонтан газа дебитом 1182,5 тыс. м3/сут при штуцере диаметром 31,74 мм. В настоящее время на месторождении открыто 8 структурных и структурно-литологиче-ских залежей в отложениях от сеномана до средней юры включительно [Патрикеев, 2003; Ермилов и др., 2003]. Основные запасы газа сосредоточены в сеноман-ском массивном резервуаре водоплавающей структурной ловушки, объединяющей Юбилейное и Южно-Юбилейное поднятия (Рисунок 19).
Газоводяной контакт зафиксирован на абсолютных отметках от -1080 до -1087,8 м, при этом отмечается наклон его плоскости в северо-восточном направлении. Размеры залежи 17x30 км, высота ее северной части 148 м, южной - 33 м. Эффективные газонасыщенные толщины коллекторов изменяются от 8,2 до 118,2 м, средний коэффициент открытой пористости 32 %, проницаемость 642,78 мД, коэффициент газонасыщенности 72,8 %. Дебиты газа 1099,20 - 1488,20 тыс. м3/сут при штуцере диаметром 31,65 мм. Пластовое давление в залежи 11,4 МПа, что соответствует гидростатическому, пластовая температура +32С.
В составе свободного газа преобладает метан (98,47 - 98,80 %), тяжелые углеводороды присутствуют в очень незначительных количествах (0,08 - 0,096 %), причем в основном это этан. Содержание углекислого газа 0,2 - 0,3 %, азота 0,79 -1,23 %, гелия 0,007 - 0,014 %, аргона 0,01 - 0,02 %, сероводород отсутствует. Относительная плотность газа по воздуху 0,560 кг/м3.
В нижнемеловых пластах АУ1 АУ3, АУ11, БУ08, БУ018, а также юрском горизонте Ю2 открыты газоконденсатные и нефтяные залежи с аномально высоким давлением, превышающим гидростатическое на 70 %. Юбилейное месторождение разрабатывается с 1992 г. В 2000 г. на месторождении добыто 15 912 млн. м3 газа, к настоящему времени накопленная добыча превысила 300 млрд. м3 [Ермилов и др., 2003]
Ямсовейское газоконденсатное месторождение открыто в 1970 г. Надымской экспедицией поисковой скважиной № 13, при испытании которой из сено-манских отложений получен фонтан газа дебитом 724,4 тыс. м3/сут при штуцере диаметром 25,5 мм [Патрикеев, 2003; Ермилов и др., 2003]. Альб-сеноманская залежь связана с двумя поднятиями: крупным Ямсовейским (на северо- северо-западе) и менее значительным по размерам Ярэйским (в южной части месторождения) (Рисунок 20). Резервуар массивный, залежь массивно-сводовая, водоплавающая.
Газоводяной контакт находится на абсолютных отметках от -934 до -948 м. Исходя из среднего положения ГВК на отметке -942 м, ширина залежи 6 - 15 км, длина 60 км, высота 188 м. Эффективные газонасыщенные мощности продуктивных отложений изменяются от 6 до 141,6 м, коэффициент открытой пористости 27,6 - 33,4 %, проницаемость 23 - 1129 мД, коэффициент газонасыщенности 43,8 -82 %. Дебиты газа изменяются от 21,5 тыс. м3/сут при штуцере диаметром 9 мм до 942,7 тыс. м3/сут. при штуцере диаметром 31,65 мм. Пластовое давление 9,8 МПа, пластовая температура +27,4 С.
В составе свободного газа преобладает метан (97 - 99 %), содержание этана 0,06 - 0,19 %, углекислого газа — 0,11 - 0,55, азота — 0,73 - 2,24, аргона - 0,02, гелия - 0,002 - 0,017 %, сероводород отсутствует. Относительная плотность газа по воздуху 0,56. Залежи углеводородов выявлены также в нижнемеловых отложениях пластов ПК16, БУ8 (БУ15) и в ачимовской толще (Ач11). Для них характерно повышенное содержание гомологов метана и легкой нефти (0,730 г/см3).
Промышленная разработка Ямсовейского месторождения началась в 1997 г. В 2000 г. добыто 21,911 млрд. м3 газа и 5 тыс. т конденсата [Ермилов и др., 2003]. К настоящему времени накопленная добыча превысила 300 млрд. м3.
Сейсмогеологические мегакомплексы
Наличие в разрезе осадочного чехла реперных отражающих горизонтов позволяет разделить мезозойско-кайнозойский осадочный чехол на 5 сейсмогеологи-ческих мегакомплексов, которые по объему соответствуют основным нефтегазоперспективным осадочным мегакомплексам: триас-юрский, берриас-нижнеапт-ский (неокомский), апт-альб-сеноманский, турон-маастрихтский (верхнемеловой) и кайнозойский (Рисунок 30).
Зонально развитыми геологическими и сейсмическими реперами каждый мегакомплекс разделен на серию комплексов.
Триас-юрский сейсмогеологический мегакомплекс ограничен в кровле горизонтом Б, в подошве - горизонтом А. На исследуемой территории комплекс представлен тампейской серией триаса, береговой, ягельной, котухинской, тюменской, абалакской и баженовской свитами.
Отражающим горизонтом Тtmp, который приурочен к кровле тампейской серии триаса, триас-юрский мегакомплекс разделен на триасовый и юрский сей-смогеологические комплексы. Терригенный триас в исследуемом районе скважинами не вскрыт, по результатам интерпретации сейсмических материалов мощность тампейской серии регионально увеличивается в северо-западном направлении с 0 м на Медвежьей площади до 1000 м в районе Ен-Яхинской, Песцовой площадей. На большей части исследуемой территории, покрытой площадной сейсморазведкой, толщина терригенного триаса не превышает 200-300 м. Мощность юрских отложений в рассматриваемом районе составляет 700-2140 м и также регионально увеличивается в северо-восточном направлении, в направлении осевой части Большехетской мегасинеклизы.
Берриас-нижнеаптский сейсмогеологический комплекс ограничен в кровле отражающим горизонтом М, который приурочен к нейтинской пачке танопчин-ской свиты (кошайской пачке алымской свиты), в подошве – отражающим горизонтом Б. На исследуемой территории в состав комплекса входят ахская и низы танопчинской свиты, мощность комплекса составляет 890-1960 м. В составе неокомского мегакомплекса традиционно выделяют комплексы субгоризонтального и клиноформного напластования пород [Наумов и др, 1977; Карогодин и др., 1995]. Клиноформная часть неокома отображается на временных разрезах серией косослоистых отражающих горизонтов последовательно, приближающихся к горизонту Б.
На большей части Западно-Сибирского бассейна отражающие горизонты наклонены в западном и северо-западном направлениях и только в приуральской части бассейна на временных разрезах появляются непротяженные встречные отражающие горизонты, характеризующие клиноформы восточного падения. Это свидетельствует о том, что на этом этапе развития основные источники сноса находились на востоке и юго-востоке – на Сибирской платформе и в Алтае-Саянской складчатой области, которые существенно возвышались над Уралом. В Надым-Пурском междуречье в интервале неокомского комплекса пород на временных разрезах также четко фиксируется косослоистый рисунок сейсмической записи.
Наиболее высокоамплитудные неокомские косослоистые сейсмические горизонты приурочены к глинистым пачкам, которые обладают низкими акустическими характеристиками и контролируют региональные клиноформы. В Надым-Пурском междуречье клиноформное строение имеют пырейная, родниковая, савуйская и чеускинская клиноформы, остальные глинистые пачки залегают ква-зипараллельно горизонту М.
Апт-сеноманский мегакомплекс ограничен в кровле отражающим горизонтом Г, приуроченным к подошве кузнецовской свиты, в подошве - отражающим горизонтом М. Комплекс представлен верхней частью танопчинской, яронгской, марресалинской свитами, суммарная мощность которых составляет 780-1100 м, в скважинах Медвежьей площади - 800-900 м, Восточно-Медвежьей - 1008-1030 м, Ныдинской - 833-1028 м, Юбилейной - 875-950 м, Ямсовейской и Ярэйской - 790-910 м.
Отражающий горизонт Г разделяет два осадочных мегакомплекса, которые формировались в различных условиях, и на временных разрезах характеризуются различными рисунками сейсмической записи. Континентальные отложения апт-альб-сеномана порождают на временных разрезах неустойчивые, прерывистые, динамически неоднородные волновые поля, и в исследуемом районе в этом интервале разреза не удается выделить ни одного надежного сейсмического репера.
Для залегающих выше по разрезу морских отложений турон-маастрихтского мегакомплекса, который в кровле ограничен отражающим горизонтом С, характерны выдержанные по площади, высокоамплитудные устойчивые отражающие горизонты с протяженными осями синфазности. Мощность комплекса составляет 340-730 м, минимальная - в пределах Ямсовейско-Ярэйской структуры (до 500 м).
Кайнозойский сейсмогеологический комплекс ограничен в кровле дневной поверхностью, в подошве – отражающим горизонтом С (маастрихт, верхний мел) и характеризуется переменно амплитудным субпараллельным и хаотическим рисунками сейсмической записи. В рассматриваемом районе кайнозойский комплекс представлен талицкой, серовской, ирбитской, юрковской, тавдинской, ал-тымской, новомихайловской, корликовской свитами, ныдинской, новопротов-ской, горкинской и мыскаменской толщами, мыскаменной, тиутеяхской, казым-ской, шайтанской, обской, самаровской, салемальской, леплинской, казанцевской, ермаковской свитами, хоросоимскими слоями и сартанской толщей. Мощность комплекса составляет 340-920 м.
Сейсмогеологические критерии газоносности апт-альбских отложений на примере Юбилейного месторождения
Принципиально иначе на характер волнового поля влияют газовые залежи в песчаных пластах апт-альбского резервуара, с которыми связаны основные запасы газа в расположенных к северу от исследуемой территории Гыданской, Ямальской и Южно-Карской НГО. В этих регионах сеноманские залежи носят второстепенный характер, а песчаные пласты групп ХМ и ТП, содержащие значительные запасы газа, на временных разрезах могут отображаться резким увеличением амплитудных характеристик сейсмической записи – «ярким пятном». В качестве примера на рисунке (Рисунок 57) приведены временные разрезы, пересекающие Кру-зенштернское, Бованенковское и Ленинградское месторождения.
Выше было отмечено, что в Надым-Пурском междуречье отсутствие в разрезе апт-альб-сеноманского мегакомплекса регионально развитых флюидоупоров предопределило невысокие перспективы апт-альбских отложений. На Медвежьем месторождении на долю апт-альба приходится 3% начальных запасов газа, на Юбилейном - 8%, на Ямсовейском - 0.3%.
Все залежи этого комплекса пород имеют локальное распространение, приурочены к незначительным по толщине песчаным пластам и часто не находят отражения в волновых сейсмических полях.
Как отмечалось выше, дополнительным осложняющим фактором является то, что, проходя через сеноманскую газонасыщенную часть разреза сейсмические отраженные волны существенно теряют в амплитуде. На временных разрезах, пересекающих свод наиболее контрастной Ямсовейской структуры ниже горизонта Г, устойчивые отражения полностью отсутствуют и фиксируется хаотическое волновое поле (см. Рисунок 53). В тоже время, на Медвежьем и Ямсовейском месторождениях, на которых высота сеноманских залежей на 100 м меньше, отражающие горизонты под сеноманской залежью прослеживаются вполне удовлетворительно. Аналогичная ситуация имеет место и на склонах Ямсовейской структуры, где юрские и меловые горизонты также прослеживаются достаточно уверенно.
Для характеристики апт-альбских залежей Надым-Пурского междуречья остановимся на сейсмогеологической модели Юбилейного месторождения, на котором наряду с сеноманом продуктивен аптский песчаный пласт ПК 18.
Сеноманская залежь Юбилейного месторождения является классической и характеризуется всем набором рассмотренных выше сейсмогеологических критериев (Рисунок 58, Рисунок 59):
залежь контролируется высокоамплитудной антиклинальной структурой, выделенной в рельефе отражающего горизонта Г;
на временных разрезах, пересекающих месторождение, в основании сеноманской залежи, четко отбивается отражающий горизонт, приуроченный к ГВК (Рисунок 58);
залежь характеризуется пониженными значениями амплитуд отражающего горизонта Г (Рисунок 59 В);
в районе сеноманской газовой залежи происходит увеличение значений AT между отражающими горизонтами М и Г (уменьшение скоростей распространения продольных сейсмических волн).
Залежь пласта ПК я содержит 5% суммарных начальных запасов газа Юбилейного месторождения, залегает на глубине 1650 м и является наиболее крупной в апт-альбских отложениях исследуемой территории.
Выше было отмечено, что в Надымском НГР апт-альб-сеноманский комплекс, сложенный песчаниками, алевролитами и аргиллитами характеризуется слабой акустической дифференциацией и не содержит региональных флюидоупо-ров. Выделяемые в этой части разреза разделяющие песчаные пласты глинистые пачки неплохо коррелируются на отдельных площадях, но имеют незначительные толщины, редко превышающие 10-15 м и далеко не всегда являются флюидоупо-рами (Рисунок 60). На Юбилейном месторождении продуктивный песчаный пласт ПКі8 перекрыт 7-10 метровой глинистой пачкой (Рисунок 61).
В условиях чрезвычайно слабой акустической дифференциации апт-альбских отложений, аномальными акустическими характеристиками в этой части разреза обладают только маломощные известковистые песчаники, характеризующиеся аномально высокими скоростями распространения продольных сейсмических волн и относительно мощные низкоскоростные газонасыщенные песчаные пласты. Именно такая ситуация имеет место на исследуемой территории. На рисунке (см. Рисунок 61) приведена корреляционная схема по скважинам Юбилейного месторождения. В скважинах 2001 и 31, где пласт ПКі8 газонасыщен, он характеризуется аномально низкими скоростями распространения продольных сейсмических волн; в скважинах 19 и 21, которые расположены за контуром залежи, пласт по акустическим характеристикам не отличается от перекрывающих и подстилающих отложений. Толщина продуктивной части в скважинах 2001 и 31 составляет, соответственно, 30 и 20 м.
Проведенный анализ позволяет сделать вывод о том, что на кровле и подошве апт-альбских газонасыщенных песчаников происходят скачки акустических жесткостей - фоновые значения скоростей в апт-альбской части разреза составляют порядка 3000 м/с, в газонасыщенных песчаниках 2700-2800 м/с. Результаты математического моделирования волновых полей показали, что в случае, когда мощность обладающего аномально-низкими акустическими характеристиками газонасыщенного песчаника составляет 25-30 м происходит резонансное суммирование волн от его кровли и подошвы – вторая фаза волны от кровли син-фазно суммируется с первой фазой волны от подошвы, что приводит к увеличению энергии интерференционного сигнала и порождает на временных разрезах эффект «яркого пятна».
Анализ реальных сейсмических материалов позволил выделить на временных разрезах в интервале залегания продуктивного пласта ПК18 локальную зону увеличения амплитудно-энергетических характеристик сейсмической записи, которая достаточно надежно прослеживается по площади (Рисунок 62, Рисунок 63). Хотя по своей контрастности эти аномалии, безусловно, не сопоставимы с аномалиями Гыданской и Ямальской НГО, природа их абсолютно одинакова и связана с формированием отраженных сейсмических волн на газонасыщенных песчаных пластах, характеризующихся аномально низкими акустическими свойствами. Следует также отметить, что в Ямальской, Гыданской и Южно-Карской НГО эффекты «яркого пятна» также фиксируются далеко не на всех месторождениях.