Модель строения, условия формирования и перспективы нефтегазоносности батского регионального резервуара Ямальской нефтегазоносной области Первухина Наталья Владимировна

Содержание к диссертации

Введение

Глава 1. Детальная корреляция верхнеюрских и верхней части среднеюрских отложений района исследований 14

1.1. Фациальное районирование нижне-среднеюрских (без келловея) и кел-ловей-верхнеюрских отложений. Индексация продуктивных пластов 14

1.2. Детальная корреляция верхнеюрских и верхней части среднеюрских отложений Ямальской НГО

1.2.1. Детальная корреляция отложений средней (без келловея) юры 24

1.2.2. Детальная корреляция отложений келловея и верхней юры 27

1.3. Стратиграфическое положение батского регионального резервуара и продуктивных пластов Ю2, Ю3, Ю4 29

Глава 2. Тектоническое строение батского регионального резервуара и история формирования крупных пликативныхструктур и залежей нефти и газа ямальскойнго 32

2.1. Принятое тектоническое районирование юрского структурного комплекса; краткая характеристика пликативных структур и дизъюнктивных нарушений 32

2.2. Краткая характеристика структурных планов и история их формирования 41

2.3. История формирования некоторых крупных пликативных структур

2.3.1. Мессояхская наклонная гряда 51

2.3.2. Бованенковское куполовидное поднятие 54

2.3.3. Новопортовский вал 56

2.3.4. Уренгойский вал 59

2.3.5. Медвежий мезовал 61

2.4. История формирования залежей нефти и газа в продуктивном пласте Ю2 з

Глава 3. Литолого-фациальная, емкостная и экранирующая модели батского регионального резервуара и продуктив ного пласта Ю2 73

3.1. Методики построения карт вещественного состава, литолого палеогеографических карт, карт толщин резервуара и оценки качества его

флюидоупора 73

3.2. Литолого-фациальная, емкостная и экранирующая модели проницае мого комплекса и флюидоупора батского регионального резервуара 85

3.2.1. Литологическая, седиментационная и емкостная модели проницаемого комплекса батского регионального резервуара 85

3.2.2. Литолого-фациальная модель пласта Ю2 батского регионального резервуара 99

3.2.3. Экранирующая модель келловей-верхнеюрского флюидоупо-ра 110

Глава 4. Перспективы нефтегазоносности батского регионального резервуара и продуктивного пласта Ю2 127

4.1. Методика количественной оценки перспектив нефтегазоносности ре

зервуара и прогноза зон нефтегазонакопления 127

4.1.1. Методика количественной оценки перспектив нефтегазоносно сти батского регионального резервуара 127

4.1.2. Методические аспекты прогноза зон нефтегазонакопления 153

4.2. Перспективы нефтегазоносности батского регионального резервуара 169

4.3. Перспективы нефтегазоносности продуктивного пласта Ю2 батского регионального резервуара 186

4.4. Прогноз зон нефтегазонакопления батского регионального резервуара 196

4.5. Рекомендации по проведению первоочередных нефтепоисковых работ 205

Заключение 211

Список сокращений и условных обозначений 213

Список литературы

• Детальная корреляция отложений средней (без келловея) юры
• Краткая характеристика структурных планов и история их формирования
• Литолого-фациальная, емкостная и экранирующая модели проницае мого комплекса и флюидоупора батского регионального резервуара
• Перспективы нефтегазоносности батского регионального резервуара

Введение к работе

Актуальность работы. Ямальская НГО, включающая полуостров Ямал, внутренние части Байдарацкой и Обской губ и часть акватории Карского моря, является одним их важнейших нефтегазоносных регионов России. Ее энергетическое освоение - одна из приоритетных задач Энергетической стратегии России на период до 2030 года. В юрском нефтегазоносном комплексе наибольшими перспективами нефтегазоносности обладает батский региональный резервуар.

Степень разработанности. Изучением геологического строения и оценкой перспектив нефтегазоносности северных районов Западно-Сибирской НГП занимались В.С. Бочкарев, А.М. Брехунцов, Л.М. Бурштейн, Ф.Г. Гурари, В.П. Девя-тов, О.М. Ермилов, Ю.Н. Карогодин, В.И. Кислухин, И.В. Кислухин, А.Э. Конто-рович, В.А. Конторович, Н.Х. Кулахметов, А.Н. Лапердин, В.И. Москвин, А.А. Нежданов, И.И. Нестеров, Б.Л. Никитенко, В.А. Скоробогатов, В.С. Старо-сельцев, В.С. Сурков, А.Н. Фомин, Г.Г. Шемин, В.И. Шпильман, Б.Н. Шурыгин и многие другие исследователи (Атлас…, 1976; Бочкарев, Федоров, 1983; Бочкарев и др., 2013; Брехунцов, 2005, 2014; Гурари, 1959; Гурари и др., 1971; Казаков, Де-вятов, 1990; Ермилов и др., 2004; Карогодин, 1990; Кислухин В.И., 1999; Кислу-хин И.В., 2009, 2012; Кулахметов, 1969; Кулахметов, Никулин, 1995; Нежданов и др., 1986, 2000; Скоробогатов и др., 2003; Сурков, Жеро, 1981; Шпильман и др., 1999). В Институте нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук (ИНГГ СО РАН) в последние десятилетия выполнен большой объем работ по изучению строения и оценке перспектив нефтегазоносности юрского комплекса севера Западно-Сибирской НГП (Кон-торович А.Э. и др., 1975, 1994, 2010, 2013а, 2013б; Конторович В.А. и др., 1999, 2001, 2009; Фомин, 2011; Шемин, 2014; Шемин и др., 2000, 2001, 2004, 2008, 2011а, 2011б, 2011в, 2011г, 2013, 2014а, 2014б, 2015а, 2015б, 2015в; Шурыгин и др., 2000). Выполненные автором исследования детализируют и уточняют представления о

моделях строения, условиях формирования и перспективах нефтегазоносности батского регионального резервуара Ямальской НГО (Шемин, Первухина, 2009а, 2009б; Первухина, 2014а, 2014б, 2015а, 2015б; Первухина и др., 2016, 2017).

Цель исследования заключается в количественной оценке перспектив нефтегазоносности и выделении наиболее перспективных объектов батского регионального резервуара и пласта Ю₂ Ямальской НГО на основе разработанных моделей их строения и условий формирования, оценки качества проницаемого комплекса и флюидоупора резервуара.

Научная задача. Разработать детальные тектонические, литолого-фациаль-ные, фильтрационно-емкостные, экранирующие модели строения и на их основе выполнить количественную оценку перспектив нефтегазоносности и выделить наиболее перспективные объекты батского регионального резервуара и пласта Ю₂ Ямальской НГО.

Решение этой задачи осуществлялось в несколько этапов:

1. Анализ опубликованных и фондовых материалов по геологии и нефтега-зоносности исследуемой территории.

2. Выполнение детальной корреляции отложений резервуара на уровне пачек циклического строения.

3. Анализ тектонического строения района исследований, истории формирования Мессояхской наклонной гряды, Бованенковского куполовидного поднятия, Новопортовского и Уренгойского валов и Медвежьего мезовала, а также истории образования залежей нефти и газа в продуктивном пласте Ю₂.

4. Разработка моделей строения, уточнение условий формирования батского резервуара и пласта Ю₂.

5. Оценка качества проницаемого комплекса и флюидоупора батского резервуара.

6. Количественная оценка перспектив нефтегазоносности батского резервуара и пласта Ю₂, прогноз зон нефтегазонакопления.

Научная новизна.

7. Уточнена история формирования положительных пликативных структур Ямальской НГО, выявлены этапы их роста: ранне-среднеюрский, позднеюрско-се-номанский и новейший, показана различная их роль в формировании структур.

8. На базе прогнозирования процесса нефтегазообразования и анализа истории образования антиклинальных ловушек выяснена история формирования залежей нефти и газа в продуктивном пласте Ю₂ Бованенковского, Новопортовского и Уренгойского месторождений.

9. Выявлены условия формирования продуктивного пласта Ю₂ батского регионального резервуара Ямальской НГО. Установлена связь толщин песчаников и коллекторов проницаемого комплекса, а также качества флюидоупора с обстановками осадконакопления.

10. Впервые выполнена количественная оценка перспектив нефтегазоносно-сти батского регионального резервуара и продуктивного пласта Ю₂. Выделены Но-вопортовско-Малоямальская зона нефтегазонакопления и Харасавэйско-Бованен-ковская и Малыгинско-Тамбейская зоны преимущественно газонакопления.

Практическая значимость. Результаты выполненных исследований (модели строения батского резервуара и эталонные участки количественной оценки перспектив нефтегазоносности) использовались в официальной количественной оценке углеводородного потенциала юрских отложений севера Западно-Сибирской НГП (2009 г.). Они нашли широкое применение в договорных работах с ООО «Газпром добыча Надым» при оценке перспектив нефтегазоносности юрских отложений и выработке рекомендаций по проведению первоочередных нефтегазопо-исковых работ на территории Ямальской НГО.

Фактический материал и методы исследования. В основу работы положен следующий фактический материал:

комплекс каротажных материалов ПС, КС, ГК, НГК, описание керна, результаты лабораторных исследований фильтрационно-емкостных свойств, результаты испытания 177 скважин глубокого бурения (материалы ИНГГ СО РАН);

результаты интерпретации 22 региональных сейсмогеологических профилей (опубликованные и фондовые работы);

- результаты литологических (петрографический анализ пород в шлифах,
электронно-микроскопический анализ: 6 скважин), геохимических (определение
концентраций органического углерода в породе (С_орг), изотопного состава угле
рода нерастворимого органического вещества пород (¹³С), соотношение между
пиритным железом и остаточным С_орг (показатель Н.М. Страхова Fe_пир/С_орг) и др.:
3 скважины) и палеонтологических (45 определений фауны) исследований (мате
риалы ИНГГ СО РАН);

Структурная карта по кровле проницаемого комплекса батского регионального резервуара Ямальской НГО (ред. Конторович А.Э., 2002);

Карта катагенеза органического вещества в кровле верхнеюрских и средне-юрских отложений севера Западно-Сибирского мегабассейна (Конторович А.Э. и др., 2009);

Схема интенсивности генерации газообразных (А) и эмиграции жидких (Б) углеводородов из пород нижневасюганского подгоризонта севера Западно-Сибирской плиты (Бостриков и др., 2010);

Глубинная зональность катагенеза органического вещества в мезозойских отложениях на севере Западно-Сибирского мегабассейна (Фомин, 2011);

Государственный Баланс запасов полезных ископаемых Российской Федерации по состоянию на 01.01.2015 г.

В основу исследований положены следующие методы:

- литоциклостратиграфический и биостратиграфический методы корреля
ции отложений на уровне пачек циклического строения;

- метод мощностей (изопахического треугольника, изопахических схем и па-
леотектонических профилей) восстановления истории формирования тектониче
ских структур;

- методика построения литолого-палеогеографических карт на основе ана
лиза вещественного состава и структурно-текстурных особенностей отложений,
палеонтологических остатков и геохимических показателей обстановок осадкона-
копления (Атлас…, 1968; Шемин и др., 2015в);

- методика обработки каротажных кривых и интерпретации электрометри-

ческих моделей фаций В.С. Муромцева (Муромцев, 1984);

- геологический способ метода сравнительных геологических аналогий по удельным плотностям запасов углеводородов на единицу площади (Методическое руководство…, 2000).

Положения, выносимые на защиту.

11. Положительные пликативные структуры (ловушки залежей нефти и газа) Ямальской НГО и смежных территорий имеют разное время формирования. Образование Бованенковского поднятия и Новопортовского вала началось в лайдинское время, к концу позднекузнецовского времени их амплитуды соответственно составляли 73 и 94% от современных. Формирование Среднемессояхского мезовала началось в конце юрского периода, а основной рост осуществлен на неокомском этапе, к концу которого его амплитуда составляла 73% от современной. Медвежий вал образован в палеоген-четвертичный периоды.

12. В продуктивном пласте Ю₂ Ямальской НГО залежи газа начали формироваться во второй половине раннемеловой эпохи, а нефти - не ранее конца позд-немеловой. В зону раннего газообразования юрские отложения «вошли» через 90 млн лет от начала накопления, когда антиклинальные ловушки Бованенковского, Новопортовского и Уренгойского месторождений были сформированы соответственно на 55, 29 и 50% от современных амплитуд. В главную зону нефтеобразо-вания юрские отложения «вошли» через 135 млн лет, когда эти ловушки были сформированы на 60, 48 и 56% от современных амплитуд.

3. Условия образования батского резервуара и продуктивного пласта Ю₂
Ямальской НГО следующие. Проницаемый комплекс и флюидоупор резервуара
формировались преимущественно в морских обстановках осадконакопления, при
чем накопление последнего происходило в более глубоководной части бассейна;
пласт Ю₂ накапливался преимущественно в прибрежно-морских условиях.
Наибольшие толщины песчаников и коллекторов проницаемого комплекса сфор
мировались в обстановках мелководья и мелководного шельфа, а наиболее высо
кое качество флюидоупора отмечается в основном в обстановках глубокого
шельфа.

4. Начальные суммарные ресурсы УВ батского резервуара и продуктивного пласта Ю₂ Ямальской НГО оценены автором соответственно в 7.31 и 5.64 млрд т УУВ, из них нефти - 3.78 и 3.14 млрд т, газа - 3.04 и 2.12 трлн м³ и конденсата -0.49 и 0.38 млрд т. Степень разведанности их низкая. Наиболее перспективные земли прогнозируются в южной и центральной частях Ямальской НГО, где выделены перспективные на поиски залежей УВ Харасавэйско-Бованенковская и Ново-портовско-Малоямальская зоны нефтегазонакопления.

Степень достоверности научных результатов обеспечивается:

13. Объемом и многообразием использованного фактического материала: каркасная сеть региональных сейсмогеологических профилей, геолого-промысловые данные по 177 глубоким скважинам (комплекс каротажных диаграмм ПС, КС, ГК, НГК), заключения по интерпретации материалов ГИС, акты испытания скважин, описание керна, определения возраста пород по органическим остаткам (45 определений); результаты лабораторных исследований: анализы фильтрационно-емкостных свойств пород (около 4,5 тыс. определений), литологические анализы (6 скважин), геохимические анализы (3 скважины).

14. Комплексностью методов и способов при обработке и интерпретации фактического материала: литоциклостратиграфический и биостратиграфический; мощностей (изопахического треугольника и палеотектонических профилей); интерпретации электрометрических моделей фаций В.С. Муромцева; геологический способ по удельным плотностям запасов углеводородов на единицу площади метода геологических аналогий; методические разработки А.П. Виноградова и др. (Атлас…, 1968) и Г.Г. Шемина и др. (Шемин и др., 2015в).

Апробация работы. Апробация основных положений диссертационной работы проводилась на международных (г. Геленджик, 2008; г. Новосибирск, 2007, 2010, 2015, 2016; г. Санкт-Петербург, 2008, 2010; г. Томск, 2014, 2016; г. Тюмень, 2007, 2009, 2011; г. Ханты-Мансийск, 2010) и всероссийских (г. Новосибирск, 2006, 2008, 2011, 2013, 2014, 2015; г. Санкт-Петербург, 2011, 2012; г. Тюмень, 2007) научных конференциях.

Результаты исследований опубликованы в 32 работах, в том числе в моно-

графии и пяти статьях в журналах, рекомендованных ВАК Минобрнауки России. Шестая статья в настоящий момент находится в печати.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения, содержит 245 страниц, включая 73 рисунка, 25 таблиц и одно приложение. Список литературы состоит из 157 опубликованных и двух фондовых работ.

Персоналия. Работа выполнена в ИНГГ СО РАН в Лаборатории геологии нефти и газа арктических регионов Сибири под научным руководством д. г.-м. н. Г.Г. Шемина.

Автор признателен за консультации и рекомендации, оказанные при написании работы, академику А.Э. Конторовичу, чл.-кор. РАН: В.А. Конторовичу, Б.Н. Шурыгину; д. г.-м. н.: Л.М. Бурштейну, В.И. Москвину, А.Н. Фомину; к. г.-м. н. Л.Г. Вакуленко, СВ. Ершову, В.А. Казаненкову, Е.А. Костыревой; к. г. н. П.С. Лапину, а также сотрудникам ИНГГ СО РАН: Н.Н. Костагачевой, В.А. Шариковой, Н.А. Щекочихиной. Особую благодарность автор выражает своему научному руководителю, д. г.-м. н. Г.Г. Шемину.

Детальная корреляция отложений средней (без келловея) юры

Батский региональный резервуар (верхняя часть средней юры, верхняя юра) в Ямальской НГО представлен малышевским (малышевская свита и верхнетюменская подсвита), васюганским (нижнеабалакская, низы верхнеабалакской подсвиты, нижние половины нурминской свиты и нижнеданиловской подсвиты), георгиевским (верхнеабалакская подсвита, верхние половины нурминской свиты и нижнеданиловской подсвиты) и баженовским (баженовская свита, верхнеданиловская подсвита) горизонтами. Он пользуется почти повсеместным распространением, отсутствуя лишь участками в юго-западной части района исследований.

Проницаемый комплекс резервуара выделяется в объеме малышевского горизонта (малышевская свита и верхнетюменская подсвита), флюидоупор - в объеме васюганского, георгиевского и баженовского горизонтов (абалакская, нурминская, баженовская и даниловская свиты).

Продуктивные песчаные пласты резервуара - Ю4, Ю3, Ю2, выделенные в циклически построенных пачках ml-1 (tm-9), ml-2 (tm-10) и ml-3 (tm-11), имеют региональное распространение, пласты Ю4б, Ю4а, Ю3б, Ю3а, Ю2б, Ю2а - локальное распространение.

Регионально выдержанный пласт Ю4 в основании пачки ml-1 (tm-9), сложенный преимущественно песчаниками, а участками - только песчаниками, характеризуется почти повсеместным развитием. Толщина его изменяется от 3-5 до 40 м, наиболее часто от 5 до 15 м.

Пласт Ю3, приуроченный к основанию пачки ml-2 (tm-10), также имеет региональное распространение. Толщина его изменяется от 3-5 до 55 м, обычно от 5 до 15 м, а состав может быть песчаным, преимущественно песчаным и глинисто-алевритово-песчаным. Участками пласт полностью глинизируется.

Пласт Ю2 является наиболее регионально выдержанным пластом нижне-среднеюрской толщи. Он выделяется в кровле пачки ml-3 (tm-11) и имеет толщину от 5-7 до 60 м, на большей части территории от 5 до 20 м. Литологический состав его весьма разнообразный, чаще всего пласт представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и глин с прослоями углистых пород.

Согласно выполненной детальной корреляции на уровне пачек циклического строения верхнеюрских и верхней части среднеюрских отложений Ямальской НГО выделены и прослежены по площади циклически построенные пачки ml-1 (tm-9), ml-2 (tm-10) и ml-3 (tm-11), продуктивные песчаные пласты Ю4, Ю4б, Ю4а, Ю3, Ю3б, Ю3а, Ю2б, Ю2а, Ю2.

Батский региональный резервуар в Ямальской НГО пользуется почти повсеместным распространением, отсутствуя лишь участками в юго-западной части района исследований. Проницаемый комплекс резервуара представлен циклически построенными пачками ml-1 (tm-9), ml-2 (tm-10) и ml-3 (tm-11) ма-лышевского горизонта (малышевская свита и верхнетюменская подсвита). Флю-идоупором служат преимущественно глинистые отложения васюганского, георгиевского и баженовского горизонтов (абалакская, баженовская и даниловская свиты).

Пласт Ю2 является наиболее регионально выдержанным пластом песчаников среднеюрской толщи. Литологический состав пласта весьма разнообразный, чаще всего он представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и глин с прослоями углистых пород. Толщина изменяется от 5-7 до 60 м, на большей части территории от 5 до 20 м.

Пласт Ю3 также имеет региональное распространение. Состав пласта, как и нижезалегающего, весьма разнообразный: песчаный, преимущественно песчаный и глинисто-алевритово-песчаный. Участками пласт полностью глинизируется. Толщина изменяется от 3-5 до 55 м, обычно от 5 до 15 м. Пласт Ю4 характеризуется повсеместным развитием. Лишь на отдельных локальных участках он полностью глинизируется. Толщина его изменяется от 3-5 до 40 м, наиболее часто от 5 до 15 м. Литологический состав пласта разнообразный. На значительной части территории он сложен преимущественно песчаниками, а участками - только песчаниками.

Краткая характеристика структурных планов и история их формирования

Краткая характеристика надпорядковых и 0 порядка структур

Мессояхская наклонная гряда является самой крупной и наиболее высокоамплитудной положительной структурой Западно-Сибирской геосинеклизы. Она имеет субширотное простирание и расположена своей западной половиной в Внутренней области геосинеклизы, где осложнена Нижнемессояхским и Сред-немессояхским мезовалами, а восточной - во Внешнем поясе, где осложнена Усть-Портовким мегавыступом и Рассохинским мезовыступом. По кровле юрского комплекса Мессояхская наклонная гряда ограничена изогипсами минус 3900-4000 м на юге, минус 3300-3600 м на востоке, минус 3600-3700 м на севере и минус 3700-3920 м на западе. Площадь ее составляет 16100 км2, размеры 30-60х360 км, а амплитуда около 1500 м.

Большехетская мегасинеклиза является самой крупной отрицательной структурой Западно-Сибирской геосинеклизы. Она расположена в ее центральной части, оконтурена изогипсой минус 3540 м, площадь составляет 107700 км2. В Ямальской НГО находится только ее крайнее западное окончание. На территории мегасинеклизы выделяются Северо-Тазовская, Нерутинская мегавпадины, Ягенеттинская, Южно-Мессояхская мезовпадины, Юрхаровский, Оликуминский, Центрально-Уренгойский мезовалы, однако все осложняющие мегасинеклизу структуры выделяются за пределами района исследований.

Антипаютинско-Тадебеяхинская мегасинеклиза расположена севернее вышеописанной и ограничена изогипсой минус 3600 м. Площадь ее составляет 61100 км2. Структура осложнена Тадебеяхинским мегапрогибом, Яптиксалин-ской и Восточно-Антипаютинской мегавпадинами, Геофизическим мезовалом и Парисентовской, Чугорной и Внутренней мезовпадинами. В Ямальскую НГО входят крайние западные части мегасинеклизы, а также западные части осложняющих ее Тадебеяхинского мегапрогиба, Яптиксалинской мегавпадины и Пари-сентовской мезовпадины.

Карская мегасинеклиза выделена в северной части Западно-Сибирской геосинеклизы. Она ограничена изогипсой минус 3520 м, имеет площадь 87300 м. На севере Ямальской НГО находится ее юго-восточная часть. На территории ме гасинеклизы выделяются Центрально-Карская и Южно-Карская мегавпадины, Рагозинский мезовал, Извилистая мезовпадина и Верхнетамбейский мезопрогиб. Из перечисленных структур в районе исследований расположен Верхнетамбей-ский мезопрогиб и незначительные по площади краевые части Центрально-Карской и Южно-Карской мегавпадин и Рагозинского мезовала.

Южно-Надымская мегамоноклиза, расположенная в центральной части Западно-Сибирской геосинеклизы, имеет площадь 166630 км2. Глубина залегания кровли юрского комплекса в ее пределах увеличивается в северо-восточном направлении. Мегамоноклиза осложнена Надымской гемисинеклизой, Медвежье-Нугинским наклонным мегавалом, Северным сводом, Верхнетанловской ме-гавпадиной, Пякупурско-Ампутинским наклонным мегапрогибом, Медвежьим, Етыпуровским и Вынгапуровским мезовалами, Ярэйским и Лукъявинским наклонными мезовалами, Среднепурпейским куполовидным мезоподнятием, Ортъягунским мезомысом, Маретаяхинской и Ляминско-Танловской мезовпади-нами, Пякупурским и Ярайнерско-Етыпуровским мезопрогибами и Южно-Ягенеттинским наклонным мезопрогибом. В Ямальской НГО находится ее северная, незначительная по площади, часть, осложненная Медвежье-Нугинским наклонным мегавалом.

Восточно-Пайхойская моноклиза, практически полностью расположенная в центральной части района исследований, оконтурена изогипсой минус 3720 м. Осложняющие ее Бованенковско-Нурминский наклонный мегавал и Нурминский мезовал полностью расположены в Ямальской НГО.

Краткая характеристика структур I порядка Бованенковско-Нурминский наклонный мегавал осложняет Восточно-Пайхойскую моноклизу в ее северо-восточной части. Он ограничен изогипсами: с севера - минус 3525 м, с юга - минус 3600 м и с запада - минус 2900 м, и полностью находится в Ямальской НГО. Площадь мегавала составляет 8400 км2.

Медвежье-Нугинский наклонный мегавал выделяется в северной части Южно-Надымской мегмоноклизы. Его границы проводятся по изогипсе минус 3400 м, площадь составляет 9000 км2. В Ямальской НГО находится только его северная часть. В южной части наклонного мегавала выделяется Медвежий ме-зовал. Рагозинский мегавал выделен в центральной части Карской мегасинекли-зы, он оконтурен изогипсой минус 3800 м и имеет площадь 1690 км2. В Ямальской НГО находится незначительная восточная его часть.

Тадебеяхинский мегапрогиб, оконтуренный по изогипсе минус 3740 м, выделен в северной половине Антипаютинско-Тадебеяхинской мегасинеклизы. Площадь структуры составляет 10350 км2. Ее западная часть находится в Ямальской НГО. Большую часть мегапрогиба занимает Парисентовская мезовпадина.

Центрально-Карская мегавпадина, выделенная в северо-восточной части Карской мегасинеклизы, ограничена изогипсой минус 3920 м. Площадь ее составляет 8600 км2. В Ямальской НГО находится очень незначительная ее часть, занимающая менее 5% общей площади мегавпадины.

Южно-Карская мегавпадина выделена на юго-западе Карской мегасине-клизы. Она оконтурена изогипсой минус 4020 м и имеет площадь 12500 км2. В районе исследования находится только ее юго-западное обрамление.

Яптиксалинская мегавпадина осложняет южную половину Антипаютин-ско-Тадебеяхинской мегасинеклизы. Она ограничивается изогипсой минус 3760 м. Площадь структуры равна 9900 км2.

Южно-Карская мегаседловина расположена на севере ЗападноСибирской геосинеклизы, западная ее половина находится в Ямальской НГО. Площадь структуры составляет 45000 км2. В ее юго-западной части выделяются положительные структуры, полностью распложенные в пределах района исследований, - Северо-Тамбейский мезовал и Южно-Тамбейское куполовидное мез-оподнятие. Осложняющие мегаседловину отрицательные структуры - Северо-Гыданская и Монгтеяхская мезовпадины - расположены в Ямальской НГО своими западными частями.

Литолого-фациальная, емкостная и экранирующая модели проницае мого комплекса и флюидоупора батского регионального резервуара

Новопортовский вал осложняет южную часть Южно-Ямальского мезовала, выделенного на юго-востоке Пайхойско-Новоземельской мегамоноклизы.

В качестве стратиграфических уровней для палеотектонических реконструкций использованы кровли китербютской, лайдинской, малышевской, та-нопчинской и кузнецовской свит.

В соответствии со структурными построениями по кровле китербютской свиты Новопортовский вал представляет собой вытянутую в северо-западном направлении структуру длиной 65 км и шириной 25 км с двумя вершинами (Рисунок 2.8). Его амплитуда составляет 350 м (изогипса минус 2800 м). К этому уровню приурочена газовая залежь. Выше по разрезу (кровля лайдинской свиты) форма, размеры и амплитуда вала существенно не меняются. Северная вершина более приподнята, амплитуда по ней равна 350 м (изогипса минус 2500 м). По

История формирования Новопортовского вала Палеоструктурные карты: 1.1, 1.2, 1.3, 1.4 - кровля китербютской свиты к концу формирования отложений соответственно: лайдинской, малышевской, танопчинской и кузнецовской свит; 2.1, 2.2, 2.3 - кровля лайдинской свиты к концу формирования отложений соответственно: малышевской, танопчинской и кузнецовской свит; 3.1, 3.2 - кровля малышевской свиты к концу формирования отложений соответственно: танопчинской и кузнецовской свит; 4.1 - кровля танопчинской свиты к концу формирования отложений кузнецовской свиты. Структурные карты: 1.5 - по кровле китербютской свиты, 2.4 - по кровле лайдинской свиты, 3.3 - по кровле малышевской свиты, 4.2 по кровле танопчинской свиты, 5.1 - по кровле кузнецовской свиты.

Условные обозначения: 1 - скважины; 2 - изогипсы, м; 3 - изопахиты, м; 4 - разрывные нарушения; 5-6 - залежи углеводородов: 5 газовые, 6 - газонефтяные; 7 - границы выклинивания коллекторов. кровле малышевской свиты амплитуда составляет 430 м (изогипса минус 2340 м). На этом уровне также выявлена нефтегазовая залежь. По кровле таноп-чинской свиты амплитуда уменьшается до 200 м (изогипса минус 1200 м), увеличивается как длина, так и ширина вала. На структурной карте по самому верхнему стратиграфическому уровню (кровля кузнецовской свиты) амплитуда вала не меняется и по-прежнему составляет 200 м (изогипса минус 600 м).

История формирования Новопортовского вала представляется следующей. К лайдинскому времени (конец аалена, 170 млн лет) в юго-западной части района исследований сформировалось небольшое поднятие амплитудой около 25 м. К концу малышевского времени (средняя часть позднего бата, 161 млн лет) небольшое воздымание территории началось и на севере, однако, амплитуда валов по-прежнему была невелика и составляла 60 м. В танопчинское время (конец ап-та, 108 млн лет) структура начала приобретать свои современные очертания. Южное и северное локальные поднятия объединились в одну крупную положительную структуру с амплитудой 300 м. На конец кузнецовского времени (середина раннего коньяка, 87,5 млн лет) Новопортовский вал уже почти полностью соответствовал современному виду как по своей форме, так и по амплитуде, которая составила 330 м.

Полученные данные свидетельствуют о том, что Новопортовский вал является типичной конседиментационной структурой, существовавшей уже в лай-динское время (конец аалена, 170 млн лет). К концу рассматриваемого периода (позднекузнецовское время, середина раннего коньяка; 87,5 млн лет) вал был практически сформирован. В то время его амплитуда составила 94% от современной. По-видимому, полностью Новопортовский вал был сформирован к концу позднемеловой эпохи [Первухина, 2006, 2007, 2010; Сюрин, Первухина, 2016].

Следовательно, полученные данные не придают такого большого значения новейшему этапу тектогенеза, как это наблюдается у других авторов, которые отводят ему значительную роль (до 57% наблюдаемой амплитуды структуры) [Черданцев и др., 2013]. 2.3.4 Уренгойский вал

Уренгойский вал осложняет южную часть Центрально-Уренгойского мезо-вала, расположенного юго-восточнее Ямальcкой НГО.

В качестве стратиграфических уровней для палеотектонических реконструкций в его пределах были использованы кровли китербютской, лайдинской, тюменской, кузнецовской и ганькинской свит.

В соответствии со структурными построениями по кровле китербютской свиты Уренгойский вал не выражен (Рисунок 2.9). По кровле лайдинской свиты он представляет собой замкнутую структуру субмеридионального простирания с амплитудой 75 м (изогипса минус 4280 м), крутонаклонным южным склоном и пологим северным. По кровле тюменской свиты амплитуда вала возрастает до 270 м. Форма его меняется: выражены одинаковые по амплитуде вершины в центральной, южной и северной частях. По кровле кузнецовской свиты амплитуда вала уменьшается до 220 м (изогипса минус 1200 м), южная часть структуры вы-полаживается. По кровле ганькинской свиты амплитуда уменьшается до 75 м.

История формирования Уренгойского вала представляется следующей. К лайдинскому времени (конец аалена, 170 млн лет) в центральной части района исследований сформировалась практически изометрическая структура амплитудой около 75 м. На конец малышевского времени (средняя часть позднего бата, 161 млн лет) амплитуда ее возросла до 100 м, в северной части также сформировалось небольшое поднятие, обе структуры объединились в единый вытянутый в субмеридиональном направлении вал амплитудой 150 м. В кузнецовское время (середина раннего коньяка, 87,5 млн лет) форма и амплитуда вала существенно не изменилась.

Следовательно, Уренгойский вал, начавший формироваться в раннеюр-скую эпоху, является конседиментационной структурой. К концу мелового периода его палеоамплитуда составила 56% от современной. Окончательное формирование вала произошло в кайнозойскую эру [Первухина, 2007; Сюрин, Первухина, 2016].

Перспективы нефтегазоносности батского регионального резервуара

Пласт Ю2 является наиболее регионально выдержанным пластом юрского комплекса. Его литологический состав весьма разнообразнен - от песчаного до песчано-алевролито-глинистого. Общая сложность строения, невысокая степень изученности, неоднозначность выделения границ и наличие перерыва в осадко-накоплении [Шемин и др., 2001] усложняет построение литолого-фациальных моделей и палеогеографические реконструкции пласта Ю2. Тем не менее, в работе сделана попытка построения его литологической, седиментационной и емкостной моделей.

Литологическая и седиментационная модели пласта Ю2 построены на основе комплексного анализа его вещественного состава, толщин, толщин пес чаников и анализа материалов ГИС разрезов 70 скважин, пробуренных в преде лах Ямальской НГО и смежных с ней территорий, с их последующей интерпре тацией по методике В.С. Муромцева [Муромцев, 1984]. Вещественный состав пласта Ю2 разнообразен, выделены шесть литологических областей: в основном псаммитовая (П1Ал5, П1Ал5Гл6), преимущественно псаммитовая (П1Ал4-5Гл5), псаммитово-алевритисто-глинистая (П2Ал3-4Гл4-5), псаммитово-глинисто алевритистая (П2Гл3-4Ал4-5), псаммитово-алевритово-глинистая (П3Ал3Гл5) и алевритово-псаммитово-глинистая (Ал2-3П3Гл5) (Рисунки 3.14, 3.15) [Первухина, Микуленко, 2011; Первухина, 2011, 2012; 2014б, 2014г]. Из них наибольшим распространением в районе исследования пользуются алевритово-псаммитово-глинистая и псаммитово-алевритисто-глинистая.

В основном псаммитовые (П1Ал5, П1Ал5Гл6) литологические области имеют очаговое распространение, они выделены в северной, центральной и южной частях Ямальской НГО, а также несколько южнее ее. Самая обширная из них выделена в северной части района исследований в пределах Сядорской, Северо-Тамбейской, Западно-Тамбейской и Штормовой площадей. Вторая по площади область выделена в южной части - в пределах Малоямальской, Новопортовской и Верхнереченской площадей. Две небольшие области также выделены в центральной части района, где приурочены к Бованенковской и Геофизической пло Условные обозначения 2 4 6 8

колонками типовых разрезов; 3-8 - границы: 3 - распространения юрского мегакомплекса, 4 - распространения пласта Ю2, 5 - литологических областей, 6 - структурно-фациальных районов, 7 - Ямальской НГО, 8 - нефтегазоносных районов; 9 - изопахиты, м; 10-16 - литологические области: 10 - в основном псаммитовые (П1Ал5, П1Ал5Гл6), 11 - преимущественно псаммитовые (П1Ал4-5Гл5), 12 - псаммитово-алевритисто-глинистые (П2Ал3-4Гл4-5), 13 - псаммитово-глинисто-алевритистые (П2Гл3-4Ал4-5), 14 - псаммитово-алевритово-глинистые (П3Ал3Гл5), 15 - алевритово-псаммитово-глинистые (Ал2-3П3Гл5). щадям соответственно. Преимущественно псаммитовые области (П1Ал4-5Гл5) оконтуривают лито-логические области выше отмеченного состава в северной и южной частях района исследований.

Обширная зона псаммитово-алевритисто-глинистого состава (П2Ал3-4Гл4-5) объединяет псаммитовые области в северной и центральной частях района исследований в одну зону с повышенным содержанием псаммитового материала. Еще две небольшие псаммитово-алевритисто-глинистые области сложной формы примыкают с восточной стороны ко второй зоне повышенного содержания псаммитового материала, которая формируется в южной части Ямальской НГО.

Псаммитово-глинисто-алевритистые области (П2Гл3-4Ал4-5) прилегают с юга к двум описанным выше зонам с повышенным содержанием псаммитового материала. Псаммитово-алевритово-глинистая литологическая область (П3Ал3Гл5) примыкает с севера ко второй из них. Обширная алевритово-псаммитово-глинистая область (Ал2-3П3Гл5) занимает всю оставшуюся часть района исследований - север и запад Ямальской НГО, а также значительную часть ее южной половины.

Условия формирования пласта Ю2 представляются следующими. Выделены четыре палеогеографические области, которые сменяют друг друга с запада на восток от области размыва «параллельно» границе распространения юрского мегакомплекса Западно-Сибирской НГП: суша, аллювиальная равнина, прибрежная равнина, временами заливавшаяся морем и прибрежно-морская область, мелководная область (Рисунок 3.16).

Суша, служившая источником сноса песчано-алеврито-глинистого материала, располагалась в основном западнее Ямальской НГО в пределах Урала, а также охватывала ее окраинные части. Восточнее к ней прилегала полоса аллювиальных равнин. Еще восточнее - прибрежная равнина, временами заливавшаяся морем, и прибрежно-морская область, которые занимали почти всю оставшуюся часть района исследований. Мелководная область была развита очень ограниченно на севере района, в акватории Карского моря, и на локальном уча Условные обозначения

Условные обозначения: 1 - скважины; 2 - скважины с приведенными каротажными диаграммами: а - ПС, б - ГК; 3-6 - границы : 3 -распространения юрского мегакомплекса, 4 - Ямальской НГО, 5 - литологических областей, 6 - палеогеографических областей; 7 - изопахиты, м; 8 - индексы литологических областей; 9-12 - палеогеографические области: 9 - суша, 10 - аллювиальная равнина, 11 - прибрежная равнина, временами заливавшаяся морем, прибрежно-морская область, 12 - мелководная область; 13-16 - песчаные тела: 13 - речных русел и дельт, 14 -барьерных островов, 15 - вдольбереговых баров и прибрежных валов, 16 - разрывных течений. Примечание. Характеристика индексов литологических областей приведена на Рисунке 3.2. стке на востоке. Комплексный анализ разрезов пласта Ю2 позволил выделить в пределах Ямальской НГО и смежных территорий песчаные тела различного генезиса (см. Рисунок 3.16).

Из фаций, относящихся к континентальной обстановке осадконакопления по ГК-кривым выделена только группа фаций речных русел (Усть-Юрибейская скв. 30; Восточно-Салехардская скв. 1, Танопчинская скв. 2, Южно-Ярудейская скв. 4). Закартировано два палеорусла субширотной ориентировки, дельтовые системы которых находятся в зоне прибрежной равнины, временами заливаемой морем и прибрежно-морской области, а русла прослеживаются до области денудации. Первое их них прослеживается в центральной части Ямальской НГО (Усть-Юрибейская площадь), второе - южнее района исследований (Восточно-Салехардская, Танопчинская и Южно-Ярудейская площади).

В прибрежно-морской области выделена система барьерных островов и разрывных течений, перераспределяющих осадки, поступающие с суши, а восточнее - вдольбереговые бары и прибрежные валы.

Фации вдольбереговых баров и прибрежных валов выделены в Западно-Малыгинской скв. 1402, Харасавэйской скв. 103, Западно-Сеяхинской скв. 41, Новопортовских скв. 66, 107, 115, 130, 210, а также южнее Ямальской НГО.

Фация барьерных островов закартирована в Западно-Арктической скв. 41, Среднеямальской скв. 14, Малоямальской скв. 3004, Сюнай-Салинской скв. 41; Малыгинской скв. 48; Тамбейской скв. 18, Северо-Малыгинской скв. 38. Группа фаций разрывных течений в Ямальской НГО и на смежных с ней территориях встречается наиболее часто - в пределах Леоновской, Тарминской, Сядорской, Пяседайской, Штормовой, Западно-Тамбейской, Восточно Харасавэйской, Бованенковской, Утренней, Нейтинской, Геофизической, Южно-Нурминской, Новопортовской, Дельтовой, Лензитской, Медвежьей и др. площадей.