Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Нефтегазовый комплекс (НГК) севера Западной Сибири занимает господствующее положение в топливно-энергетическом комплексе Российской Федерации и его дальнейшее эффективное функционирование имеет для страны стратегическое значение. Несмотря на высокую степень разведан-ости начальных суммарных ресурсов (НСР), рассматриваемый регион обладает значительной неразведанной частью ресурсов нефти и газа. Ресурсная обеспеченность газовой промышленности России более благоприятна, чем нефтяной промышленности. В связи с возрастающим спросом на нефть и нефтепродукты одним из решений проблемы прироста запасов нефти можно рассматривать попутную добычу легкой нефти на преимущественно газоконденсатных месторождениях северных и арктических районов Западной Сибири, которые сегодня практически не используются.

Для обоснования направлений и объемов поисково-разведочных работ на нефть, необходима объективная оценка нефтяного потенциала региона и эффективное освоение перспективных объектов в юрских отложениях. Поэтому прогноз расширения сырьевой базы и уточненная оценка нефтяных ресурсов в юрских отложениях севера Западной Сибири являются важными задачами исследования.

Цель данной работы прогноз нефтегазоносности и оценка начальных суммарных ресурсов нефти юрских отложений северной части Западно-Сибирской НГП на примере (ЯНАО).

Объем, продуктивных юрских отложений месторождений открытых в пределах эталонных участков позволяет сформировать репрезентативную выборку, для применения объемно-статистического метода при оценке начальных суммарных ресурсов нефти на расчетном участке.



1. Физико-географический очерк

Ямало-Ненецкий автономный округ образован 10 декабря 1930 года. По площади округ занимает 769,3 тыс.кв. км и относится к числу крупнейших субъектов Российской Федерации. Самая северная материковая точка автономного округа находится на 73° северной широты, в 800 км от Северного Полярного круга. Более половины округа расположено за Полярным кругом, небольшая часть его территории находится на восточном склоне Уральского хребта. На территории округа находится полуостров Ямал.

Климат определяется наличием многолетней мерзлоты, близостью холодного Карского моря, обилием заливов, рек, болот и озёр. В целом для округа характерна длительная зима (до 8 мес.), короткое лето, сильные ветры, небольшая величина снежного покрова. Среднегодовая температура воздуха отрицательная, на Крайнем Севере она достигает ?10 °С. Минимальные температуры зимой опускаются до ?67 °С. Летом, в июле, могут повышаться на всей территории до +30 °С. Часты магнитные бури, сопровождаемые полярным сиянием.

Территория округа располагается в основном в трёх климатических зонах: арктической, субарктической и зоне северной полосыЗападно-Сибирской низменности. Климат арктической части характеризуется длительной, холодной и суровой зимой с сильными бурями, морозами и частыми метелями, малым количеством осадков, очень коротким летом (50 дней), сильными туманами.

Субарктическая зона занимает южную часть Ямальского полуострова. Здесь климат более континентальный: осадки в виде дождей, лето до 68 дней. Климат северной (таежной) полосы Западно-Сибирской низменности резко континентальный, средняя температура здесь выше, лето довольно тёплое и влажное (до 100 дней).

Рельеф территории округа равнинный, состоящий из тундры и лесотундры с множеством озёр и болот, и горной части. Горный массив, расположенный на западе округа, простирается на 200 км, достигая высоты до 1,5 тыс. м.

Водная поверхность округа составляет более 21 тысячи квадратных километров, 50 тысяч рек, речек и ручьев насчитывается в водном кадастре округа. Общая длина их - 291 тысяча километров. В округе 300 тысяч озер, по одному на каждого жителя. И большинство из этих озер и рек «голубая целина», промышленное освоение которой только начинается. Абсолютное большинство рек округа (89,6 % или 44,5 тысячи рек) имеет длину менее 10 км. Рек длиной более 100 км насчитывается 230 (среди них имеется 8 больших рек - их длина свыше 500 км).

Самые длинные реки - Обь, Таз, Пур, Пякупур, Айваседапур, Надым, Полуй и Щучья. Особое место среди рек занимает Обь - первая по площади бассейна и третья по водоносности (после Енисея и Лены) река России и одна из крупнейших (великих) рек земного шара. За ней следуют 17 крупных рек, сток которых формируется непосредственно в пределах ЯНАО: Таз, Пур, Надым, Пякупур, Айваседапур, Мессояха, Полуй, Войкар, Сыня, Толька, Щучья, Собь, Часелька, Худосей, Куноват, Левая Хетта, Большая Ширта.Реки округа имеют широкие неглубокие долины, низкие берега и очень малые уклоны. Излучины рек изобилуют рукавами и озёрами. В питании рек Ямало-Ненецкого округа принимают участие талые, снеговые, дождевые и подземные (грунтовые) воды. Основной источник питаниеталые снеговые воды.

2. История геологоразведочных работ

Открытию многочисленных месторождений нефти и газа на территории Широтного Приобья предшествовали широкие геолого-геофизические исследования района.

Планомерное изучение геологического строения Западно-Сибирской низменности начинается с 1948 г., когда был утвержден план бурения опорных скважин на территории всей низменности. В пределах Широтного Приобья опорное бурение началось в 1951г. заложением Покурской опорной скважины.

Одновременно с опорным бурением проводится большой объем геолого-съемочных и региональных геофизических работ.

На этапе региональных геофизических исследований Западно-Сибирской низменности площадь Пякутинского лицензионного участка покрыта аэромагнитной съемкой масштабов 1:1000000, 1:200000, 1:50000, гравиметрической съемкой масштабов 1:1000000, 1:200000, а также региональными, поисковыми и детальными сейсморазведочными работами МОВ и МОВ ОГТ.

По результатам проведенных исследований установлены общие закономерности геологического строения мезозойско-кайнозойских отложений и консолидированного фундамента, изучены основные черты геоморфологии района. Региональные работы позволили наметить наиболее перспективные участки для постановки площадных сейсморазведочных работ на нефть и газ.

Рассматриваемый район достаточно детально изучен сейсморазведкой. Мало-Пякутинское и Пякутинское поднятия подготовлены к бурению работами сп 11/74-75 и 11/87-88 (Иванов В.М., Бочкарева М.М.), частично профили сп 15, 16, 71/89-90 (Глух В.Г.) которые захватывают южную часть площади Пякутинского месторождения, сп 15, 16, 71/90-91 (Членова Л.А.). Изученность района работ сейсморазведкой приведена в таблице 3.1.1.

На площади Мало-Пякутинского и Пякутинского месторождений по данным отчета сп 11/87-88 построены структурные карты по горизонтам А, Тю₄, НБС₁₀², НБС₁₀¹, Нс, Нп, М₁, С. При анализе структурных карт по горизонту Б сп 11/87-88 и сп 15, 16, 71/89-90 в районе скв.500 отмечается сложное строение баженовской свиты.

Для уточнения геологического строения уже выявленных залежей, оконтуривания новых нефтегазоперспективных объектов в отложениях неокома и юры, подготовки рекомендаций на постановку поискового бурения и детализационных сейсморазведочных работ МОГТ 3Д в пределах Пякутинского л.у. В 2004-05гг. проведена переобработка и комплексная интерпретация сейсморазведочных материалов прошлых лет в объеме 1667 пог. км. по единому графу совместно с материалами ГИС и данными пробуренных скважин (ЦАГГИ ОАО «Хантымансийскгеофизика»).

В результате переобработки сейсмических данных были получены временные сейсмические разрезы, а также структурные карты по отражающим горизонтам и продуктивным пластам, которые были использованы в отчете по подсчёту запасов и в настоящей работе.

Таблица 2.1.1. Геолого-геофизическая изученность

№	Год проведения работ, организация, партия, авторы отчета	Метод, масштаб	Геологические результаты работ
1.	1971 г. ГТПГУ, ХМГТ сп 11/70-71. Иванов В.М.	Площадные работы МОВ 1:100 000	Оконтурены и подготовлены к глубокому бурению Западно- и Восточно-Перевальное поднятия, выявленные работами СЗ МОВ.
2.	1971 г. ГТПГУ, ЯНГТ сп 25/70-71 Леонов Т.А. Тимошенко Э.А.	Работы МОВ 1:200 000	Выявлено Пякутинское поднятие, подтверждено наличие Крайнего и Коллективного поднятий.
3.	1973 г. ГТПГУ, ХМГТ сп 11/72-73 Иванов В.М.	МОВ 1:100 000	Оконтурены, детализированы и подготовлены к бурению Верхне-Надымское и Нятлонгское поднятия.
4.	1974 г. ГТПГУ, ХМГТ сп 11/73-74 Иванов В.М.	МОВ 1:100 000	Подготовлены к глубокому поисковому бурению Соим-Лорское и Итурское поднятия.
5.	1975 г. ПГО ХМГ сп 11/74-75 Иванов. В.М.	МОВ 1:100 000	Подготовлены к глубокому поисковому бурению Северо-Соимлорское поднятие, Восточно-Велитойское, Восточно-Надымское, Ягодное, Пякутинское и Мало-Пякутинское. Выявлено Романовское поднятие.
6.	1976 г. ГТПГУ, ХМГТ сп 11/75-76 Иванов В.М.	МОГТ 1:100 000	Подготовлены к поисковому бурению Ямпинское и Айхеттинское поднятия. Выявлено Восточно-Хеттинское поднятие. Построены структурные карты по горизонтам Г, М1, Б, структурная схема по горизонту Т3.
7.	1977 г. ГТПГУ, ХМГТ сп 11/76-77 Иванов В.М.	МОГТ 1:100 000	Подготовлены к поисковому бурению Ханты-мансийское, Лево-Хеттинское, Семиёганское, Восточно-Хеттинское поднятия. Построены структурные карты по отражающим горизон-там Т3, Б, М, Г.
8.	1978 г. НТГУ ЦКГЭ сп 41/77-78 Княжев В.А. Поводатор В.И. Антонович Р.М. Баруллин Б.С.	Высокоточная аэромагнитная съемка1:50 000 в области сочленения Надымской и Танловской впадины с Ля-минским и Сургутским сводами	По характеру магнитного поля выделен ряд областей и аномальных зон, отвечающих блокам и зонам фундамента. Выделено три региона, различающихся по строению фундамента: Уральский, Ханты-Мансийский и Надымский. В Надымском районе выделены две складчатые зоны: Пякутинская и Верхнепурпейская. Даны рекомендации для постановки детальных сейсмических исследований.

2.1 Анализ результатов сейсморазведочных работ

На территории Пякутинского лицензионного участка выполнены сейсмические исследования 2Д. Помимо основных отражающих горизонтов «Б», «М», «Г», «А» были прослежены отражающие горизонты, привязанные по данным бурения к основным продуктивным пластам неокома. По их результатам и проведённой переобработки не были выявлены поднятия в виде антиклинальных складок. Установленные и рекомендуемые к поисково-разведочным работам объекты относятся к типам структурно-литологических ловушек. Недостаточная детальность сейсмических съёмок и сложность строения структурно-литологических ловушек не позволяют считать выполненные структурные построения достаточно надёжными. В первую очередь это относится к объектам, связанным с врезами, конусами выноса и аномальным разрезам баженовской свиты. На таких объёктах, перспективных для продолжения поисково-разведочных работ, несомненно, необходима постановка дополнительных сейсмических (скважинных и полевых) работ.

2.2 Сведения о состоянии выполнения проектов поисковых и разведочных работ

Основанием для постановки поисковых работ на Пякутинском участке было открытие на близкорасположенных площадях Холмогорской, Муравленковской, Крайней, Суторминской и др. промышленных залежей нефти в широком стратиграфическом диапазоне от нижнеюрских до нижнемеловых включительно



3. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Геологический разрез исследуемой территории (рис. 1.1) изучен поисковыми и разведочными скважинами, в том числе и пробуренными на глубину более 4500 м (глубина скважины СГ-6 составляет 7503 м), сейсмо-, 1ВИ- и магниторазведкой. Он представлен кристаллическим фундачен-и, KOport выветривания фундамента и осадочным чехлом.

В осадочном чехле выделяются терригенно-карбонатный (нижний, палеозойский), вулканогенно-терригенный (верхний, пермь-триасовый) промежуточные структурные этажи (ПСЭ) обшей мощностью до 10 км и платформенный чехол мощностью до 8 км. Последний представлен песчано-глинистыми мезозойскими (без нижнего триаса) и маломощными палеогены МИ и четвертичными отложениями.

Юрские отложения согласно залегают на триасовых отложениях и с размывом на палеозойских или фундаменте. Следует отметить постепенность распространения триасовых и юрских отложений центральной части ЯНАО. Общая мощность юрских отложений изменяется от 100 до 2500 м.

3.1 Фундамент - доюрский комплекс

Характеризуя разрез осадочного чехла на изучаемой территории, следует сразу отметить существующую в настоящее время дискуссию по вопросу строения фундамента Западной Сибири, его происхождении и составе. Традиционно фундамент Западной Сибири признаётся большинством геологов как эпигерцинский, однако имеются точки зрения как о более древнем, так и относительно молодом возрасте: от байкальского до предъюрского.

В пределах Пякутинского лицензионного участка разрез осадочного чехла изучен до глубины 3350м.

Докембрийские отложения вскрыты на западе и востоке Западно-Сибирской плиты и представлены метаморфическими породами: гнейсами, плагиогнейсами, серицит-кварцевыми сланцами. Некоторые исследователи проводят сопоставление этих пород с одновозрастными образованиями Тимано-Печорской провинции [19], что представляется недостаточно обоснованным. Мощность протерозойских сланцев во впадинах и на склонах крупных древних сводовых поднятий может достигать нескольких километров.

Нижнепалеозойские породы, судя по результатам бурения на ближайших участках, состоят из глинистых и кремнистых сланцев с включением туфов порфиритов, вскрытых на Мегионской, Самотлорской и других площадях юго-восточнее территории района работ. Мощность этого комплекса по результатам комплексной интерпретации сейсморазведки составляет 5000-8000 м.

Отложения кембрийской системы известны на юго-востоке Западно-Сибирской плиты. В Кузнецком Алатау и в районе хребта Арга нижний отдел представлен чёрными сланцами, песчаниками, тёмными известняками и известковистыми брекчиями, которые перекрываются пироксен-плагиоклазовыми порфиритами, лавобрекчиями, конгломератами с редкими линзами рифогенных известняков. Общая мощность разреза составляет 2600-2700 м.

Карбонатные и терригенно-карбонатные породы палеозоя изучены ещё слабо. В районе Широтного Приобья наиболее древние доюрские отложения, вскрытые скважинами, отнесены к ордовику. На площади Полуденная нижний ордовик представлен сильно глинистыми известняками с включением линзочек органогенно-обломочного известняка, что, возможно, свидетельствует о близком расположении рифоподобного массива. По данным Н.П. Кирды средне-верхнеордовикские породы обнаружены на Западно-Новогодней площади в виде переслаивающихся аргиллитов, алевролитов, песчаников и известняков. Предположительно силурийские отложения выделены на ряде площадей условно и представлены излившимися вулканогенными породами (Варьеганская, Ледовая и др. площади), глинисто-карбонатными и карбонатными, местами рифогенными осадками (Мегионская, Варьеганская, Малоичская и др. площади).

Практически аналогичный разрез имеют нижний и средний отделы девонской системы: глинистые известняки и аргиллиты. Эффузивные образования обнаружены в скважинах, расположенных в Колывань-Томской зоне. Верхний девон сложен преимущественно карбонатами, на юго-востоке в пределах Томской области встречаются углисто-глинистые, углисто-алевритистые породы с признаками их преимущественно мелководного генезиса

Породы каменноугольной системы представлены, в основном, песчаниками, алевролитами, аргиллитами с включением пластов конгломератов, гравеллитов и углей, местами отмечается присутствие карбонатных пород преимущественно в верхнем турне - раннем визе. К отложениям пермской системы обычно относят перекрывающий каменноугольные породы песчано-глинистый комплекс с небольшими пластами углей общей мощностью около 300 м.

Триасовая система в центральных районах Западной Сибири представлена всеми тремя отделами и сложена эффузивно-осадочными породами: базальтами и диабазами, иногда чередующимися с прослоями и пачками песчаников и аргиллитов морского, прибрежно-морского и континентального происхождения. Такой разрез пройден скважинами 158 Южно - Ягунской и 182 Ватьеганской. В скважине 153 и, предположительно, 155 Кечимовской площади встречен 20-ти метровый пласт глинистого известняка, который, как нам представляется, может иметь среднетриасовый или палеозойский возраст. По данным Н.П. Кирды [9ф] редкие прослои известняков встречались в туринской серии оленёкского яруса. Суммарная мощность триасового вулканогенно-осадочного комплекса оценивается в 0-1500м, но она, очевидно, возрастает в грабенообразных прогибах до 3-4.5 км.

На исследованной территории доюрские отложения не вскрыты. Вблизи восточной границы ЛУ на Сугмутском месторождении разведочная скважина 423 с глубины 3946 м бурилась по вулканогенной толще, состоящей из переслаивания андезитовых, андезитово-базальтовых порфиритов и базальтов, выделяемых в туринскую серию [1]. На Южно-Ягунском месторождении в скважине 158 пройденные доюрские отложения представлены эффузивными трапповыми образованиями триасового возраста. Вскрытая мощность их составила около 120м. В скв. 153 КЕЧ под юрскими отложениями залегает пласт базальта мощностью около 8м, ниже которого обнаружены глинистые плотные карбонатные породы мощностью 23 м. Их подстилают, по всей видимости, терригенные породы небольшой мощностью (5м), под которыми вскрыты изверженные породы предположительно палеозойского возраста

3.2 Нижнесреднеюрские отложения

В разрезе нижне-среднеюрских отложении на территории Ямало-Гыданской фациальной области выделяются следующие свиты: зимняя, ленинская, шараповская, китербютская. надояхская, лайдинская, вымская, леоньтевская, малышевская и их возрастные аналоги.

Зимняя свита (геттангский ярус - начало позднего плинсбаха) сложена зеленовато-серыми песчаниками с прослоями гравелитов и конгломератов, темно-серыми, буроватыми аргиллитами и алевролитами. По всей толще рассеяны галька и гравий, окатанные обломки кварца, кремней эффузииои, глинистых и карбонатных пород. Песчаники и алевролиты кварц-граувак-ковые, с глинистым, хлорид-гидрослюдистым и сидеритовым цементом. Мощность свиты достигает 500 м.

Левинская свита (поздний плинсбах) с размывом залегает на отложениях зимней свиты. Сложена темно-серыми, иногда буроватыми аргиллитами, мелкозернистыми и глинистыми алевролитами с редкими маломощными прослоями песчаников. Мощность свиты изменяется в пределах 120-160 м.

Шараповская свита (конец позднего плинсбаха) представлена светлосерыми мелкозернистыми песчаниками с небольшими прослоями конгломератов и гравелитов, глинистыми темно-серыми алевролитами и аргиллитами. Мощность достигает 200 м.

Китербютская свита (нижнетоарский подъярус) с размывом покрывает отложения шараповской свиты. Сложена темно-серыми, черными тонко-отмученными и алевритовыми аргиллитами, иногда битуминозными, с редкими прослоями алевролитов и мелкозернистых песчаников. Мощность свиты 50 S0 м.

Надояхская свита (верхнетоарский подъярус) представлена переслаивающимися песчаниками, иногда с прослоями конгломератов и гравеллитов, алевролитов и аргиллитов. Песчаники и алевролиты зеленовато-серые. среднезернистые. Аргиллиты темно-серые, часто с мелким растительным детритом. Мощность свиты достигает 300 м.

Лайдинская свита (ааленский ярус) с размывом залегает на отложениях надояхской свиты. Состоит из темно-серых тонкослоистых аргиллитов. Мощность отложений достигает 100 м.

Вымская свита (нижнебайосский полъярус) сложена переслаивающимися светло-серыми, мелко- и разнозернистыми песчаниками, крупнозернистыми алевролитами, чередующимися с кричневато-серыми, глинистыми алевролитами и темно-серыми аргиллитами, пластами и линзами углей. Мощность свиты 220-250 м.

Леонтьевская свита (верхнебайосский подъярус) с размывом залегает на отложениях вымской свиты. Представлена тонкоотмученными и алев-ритовыии аргиллитами с редкими маломощными прослоями песчаников и алевролитов. Аргиллиты темно-серые, часто содержат включения пирита, сидерита, растительного детрита. Мощность свиты до 115 м.

Малышевская свита (нижне- и среднебатский подъярусы) сложена серыми мелко- и разнозернистыми песчаниками, серыми алевролитами и темно-серыми аргиллитами. Мощность свиты до 290 м.

На территории распространения Обь-Тазовской фациальной области осадконакопления в разрезе нижнесреднеюрских отложений выделяются следующие свиты: береговая, таркосалинская, черничная, тогурская, селькупская, перевальная, толькинская, сандибинская и надымская.

Береговая свита, являющаяся возрастным аналогом зимней свиты арктических территорий, состоит преимущественно из песчаников с прослоями аргиллитов и алевролитов. С ними частично ассоциируются прослои конгломератов и гравелитов. Песчаники светло-серые, граувакковые, плохо отсортированные, от мелко- до крупнозернистых. В каждом пласте от 2 до 6 пропластков песчаников, которые разделяются прослоями, состоящими из переслаивания песчаников и аргиллитов с тонкой горизонтальной слоистостью. Мощность пропластков 0,35-0,70 м. Цемент песчаников карбонатно-глинистый. Конгломераты и гравелиты залегают в основании песчаных слоев. Мощность свиты достигает 420 м.

Таркосалинская свита, являющаяся возрастным аналогом левинской свиты, представлена переслаиванием аргиллитов и алевролитов с небольшими пластами песчаников и редкими прослоями конгломератов. Песчаники и конгломераты по составу аналогичны вышеописанным отложениям. Мощность свиты 100 м.

Черничная свита (верхнеплинсбахский подьярус) сложен мелкозернистыми глинистыми алевролитами. Снизу вверх по разрезу увеличивается количество песчаных и алевролитовых прослоев. Мощность свиты 150 м.

Тогурская свита (нижнетоарский подъярус) с размывом залегает на отложениях черничной свиты. Сложена выдержанными глинами и глинистыми илами, среди которых встречаются маломощные пропластки алевролитов. Мощность свиты 70 м.

Селькупская свита (верхнетоарский подьярус) сложена переслаивающимися песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Песчаники и крупнозернистые алевролиты светло-зеленовато-серые. Глинистые алевролиты и аргиллиты темно-серые, массивные или слоистые. Мощность свиты достигает 240 м.

Перевальная свита (ааленский ярус) с размывом залегает на отложениях селькупской свиты. Состоит из темно-серых аргиллитов, рассеянной гальки и маломощных прослоев алевролитов. Мощность свиты 85 м.

Толькинская свита (верхнеааленекий-нижнебайосский подьярусы) представлена переслаивающимися светло-серыми, серыми мелко и разнозернистыми песчаниками, крупнозернистыми коричневато серыми глинистыми алевролитами. Встречаются пласты и линзы угля. Мощность свиты достигает 400 м.

Сандибинская свита (байосский ярус) с размывом покрывает отложения толькинской свиты. Сложена тонкоотмученными и алевролитовыми аргиллитами с редкими маломощными прослоями песчаников и алевролитов. Аргиллиты темно-серые, хлоритово-гидрослюдисто-каолинитовые. Мощность свиты 95 м.

Надымская свита (нижне- и среднебатский подъярусы) выполнена коричневато-светло-серыми разнозернистыми песчаниками, серыми алевролитами и темно-серыми аргиллитами. Аргиллиты гидрослюдистые и хлоритовые. Мощность свиты достигает 315 м.

3.3 Верхнеюрские отложения

В конце батского времени произошла значительная по масштабам и времени трансгрессия моря, продолжавшаяся в позднеюрскую эпоху. Территориальные особенности фациальных обстановок во времена позднеюрской трансгрессии обусловили выделение современных литолого-фациальных районов.

Литологический состав верхнеюрских отложений представлен преимущественно глинистыми и алевролита-глинистыми породами. В восточном направлении наблюдается увеличение песчанистости отложений с выделением зональных песчанистых пластов. Мощность отложений изменяется от 50 до 250 м. Отмечается увеличение ее значений в восточном и северном направлениях. На ряде крупных площадей (с амплитудой более 200 м) верхнеюрские отложения размыты.

3.4 Меловые отложения

Меловые песчано-глинистые отложения распространены на всей территории Западной Сибири. Мощность их на севере Западной Сибири превышает 2000 м. Следует отметить, что непосредственно перекрывающие юрские образования отложения ахской свиты и ее аналоги берриасс-валанжинского возраста представлены глинистой пачкой (20 30 м) и песчано- алевритовыми неролами, характеризующимися клиноформным строением

(«ачимовская» толша). Наибольшее количество песчаных пластов в «ачи-мовскои» толще выделено восточнее Уренгойской плошали.

На большей части территорий севера Западно-Сибирской плиты палеогеновые (эопеновые и олигоиеновые) и неогеновые отложения размыты.

3.4 Четвертичные отложения

Мощностью до нескольких метров представлены суглинками, песками и глинами.



4. Тектоническое строение

В настоящее время на основе комплексной интерпретации результатов сейсмических данных, данных магнитной и гравитационной разведки установлено, что для исследуемой территории характерны материковый и субокеанический типы земной коры и связанное с ними блоковое строение фундамента (Бенинсон, 1988; Ч скале к, 1989; Куннн и др., 1995). Блоки разделены системами палеорифтов северо-восточного (Пур-Енисейская система рифтов, переходящая севернее в Ениссй-Хатангскую), северо-западного (Хатангско-Пасийская система рифтов) и меридионального (Уренгой-Колтогорская система рифтов) простирания (рис. 1.9). Глубинные разломы фиксируются и по данным геохимии (Титова и др., 20051) Возраст консолидации фундамента на территории ЯНАО изменяется от байкальского на востоке до герцинского на западе. По сейсмическим данным кровлю фундамента сопоставляют с горизонтом «А», а в районах распространения ПСЭ с ГОРИЗОНТОМ -111).

Начавшаяся в карбон-пермское время гернинская эпоха складчатости в районе Полярного Урала. Пай-Хоя. Пур-Ениссейской системы палеорифтов и п-ова Таймыр привела к частичному изменению структуры древнего фундамента. Процессы горообразования, реактивизации древних и образование новых рифтов способствовали формированию верхнепалеозойского, пермь-триасового (до индского яруса) возраста комплекса отложений.

Блочное строение разновозрастного фундамента, процессы древнего и пермь-триасового рифтогенеза, различная интенсивность по блокам влияния герцинской складчатости на структуру фундамента и нижнего ПСЭ определили особенности структуры нижних горизонтов осадочного чехла.



5. Нефтегазоносность

В настоящее время на севере Западно-Сибирского нефтегазоносною бассейна вылсляются следующие нефтегазоносные комплексы [Курчиков, 19921 - U лоюрский, 2) нижнсюрский (иалояхекая, китербютская, шара-поискал, ленинская, лайдинская, зимняя спиты). 3) срелнеюрский (малы- шевская, леонтьевская и вымокая свиты), 4) верхнеберриасс-нижневалан-жинский, 5) верхневаланжинский, 6) нижнеготеривский, 7) верхнеготе-рив-барремский. 8) аптский и 9) верхнеальб-сеноманский; на востоке. И юго-востоке исследуемой территории верхнеюрский нефтегазоносный комплекс.

В доюрском нефтегазоносном комплексе объектами поисков и разведки нефти и газа являются карбонатные отложения палеозоя (в районах их распространения), терригенные отложения там пейс кой серии среднего и верхнею триаса и коры выветривания фундамента. Нефтегазоносность палеозойской карбонатной толщи на территории ЯНАО доказана на Бованенконском и Ноноиортовском месторождениях.

На исследуемой территории в целом наблюдается закономерное уменьшение с глубиной значений фидьтраиионно-емкостных свойств (ФЕС) (рис. 1.20). Однако при эллизионном гидродинамическом режиме (районы распространения ЛВПД) на глубине более 2500 м в песчано-глинистых отложениях, содержащих газ, нефть иди воду, коллекторские свойства ухудшаются с меньшей интенсивностью. Изменение значений пористости на отдельном месторождении в условиях АВПД составляет 10-17 % (глубина отбора керна 2500-3000 м). Некоторые образцы исследуемых отложений характеризовались значениями пористости до 17-19%, проницаемости -до 2 мД. По данным А.Ю. Нехаепа с соавт. [Нехаев и др., 2002], средние значения пористости пижнесреднеюрских отложений на севере Западной Сибири изменяются от 7 до 15 % (на глубине более 3750 м не превышают 10 %), а проницаемости - от 0,03 до 7,9 мД (на глубине более 3250 м не превышают I мД), Следует отметить, что эти исследователи отмечают участки повышенных значений проницаемости (более 1 мД) в плинсбахских отложениях нижней юры. залегающих на глубине более 3700 м.



6. Входные данные для бассейнового моделирования

6.1 Характеристика нефтегазоматеринских толщ

Для того, чтобы подтвердить или опровергнуть предположение о перспективности осадочного бассейна, требуется определить генерационный потенциал нефтематеринской толщи. Чтобы это сделать, требуется определить три важнейшие характеристики органического вещества, сосредоточенного в породе: это тип керогена, его зрелость и количество.

Ученые выделяют четыре типа керогена, которые называются римскими цифрами (I, II, III и IV соответственно), и различаются исходным составом органического вещества и видом генерируемых углеводородов. Первые два типа генерируют преимущественно нефть, третий тип - преимущественно газ, а четвертый тип практически не генерирует углеводородов. Также существует переходный тип II/III, который генерирует и жидкие, и газообразные углеводороды.

Следующий, весьма немаловажный показатель - это количество органического вещества. Оно может выражаться по-разному. Обычно рассматривают показатель Сорг, выражающийся в мг/г породы. Этот же показатель применяется при построении модели Прикаспийского бассейна. В англоязычной литературе он записывается как TOC - total organic carbon (общее количество органического углерода).

Таким образом, к породам-коллекторам относятся песчаники и известняки триасового периода (T), среднеюрской эпохи (J2) и нижнемеловой эпохи (K1). Породы, которые могут являться породами-покрышками, были образованы в палеозойскую эру (PZ), в позднеюрскую эпоху (J3) и в раннюю верхнемеловую эпоху (К2). Они представлены глинами и аргиллитами (не более 10%). Также, обнаружены нефтегазоматеринские породы, образованные в нижнеюрскую эпоху (J1). Это 65% глины и 35% аргиллиты.

Нефтегазоматеринская порода - порода, обогащённая ОВ. Для них характерно, что ТОС ? 0,5% для терригенных пород и ТОС ? 0,3% для карбонатных пород. В данном случае ТОС = 3%.

Если предположить, что нефтематеринские породы исследуемого осадочного бассейна зрелые (наличие Прикаспийской нефтегазовой провинции и множества месторождений с промышленными притоками нефти позволяют допустить такой исход), то можно сказать, что нефтематеринская порода генерирует нефть и газ, относится к удовлетворительному классу НМП и находится в стадии зрелости. Территория вполне перспективна для разведки и эксплуатации нефтяных, газовых либо газоконденсатных месторождений.

6.2 Характеристика региональных природных резервуаров и флюидоупоров

Для назначения элементов углеводородной системы применялся литолого-фациальный анализ. Суть этого метода заключается в том, что определенным физико-географическим условиям соответствуют определенные осадки, а впоследствии и определенные типы пород. Такие физико-географические условия называются фациями. В понятие «фация» входит большой набор факторов, которые влияют на седиментогенез: температура, влажность, соленость, наличие живых организмов, pH среды, окислительно-восстановительный потенциал и многое другое. По породам в их современном виде можно определить условия среды, в которых они были сформированы. Монументальный принцип, который позволяет производить литолого-фациальный анализ, - это принцип актуализма. Он гласит, что современные геологические процессы идентичны древним, а настоящее - ключ к познанию прошлого.

Литолого-фациальный анализ включает в себя ряд более специфических методов: микропалеонтологический, изучение аутигенных минералов, гранулометрический метод в шлифах и шлихах, циклический анализ и многие другие. Однако литологические данные к этой лабораторной работе не позволяют применить все эти методы - информация о породах весьма ограничена. Литолого-фациальный анализ в таком случае сводится к определению глубины осадкообразования исходя из того, что определенным глубинам океана (озера, моря) соответствуют определенные типы терригенных и карбонатных пород.

Результаты данного анализа показали, что изучаемый осадочный бассейн может быть перспективен с точки зрения нефтегазоносности. Морские условия и спокойные гидродинамические обстановки могли способствовать накоплению осадочных толщ с частицами пелитовой размерности, которые при восстановительных обстановках могли накапливать органическое вещество, а впоследствии стать нефтематеринскими толщами. Также исходя из литологической таблицы, можно высказать предположение о том, что меловые и юрская толщи могут обладать хорошими коллекторскими свойствами. Они сложены терригенными породами (песчанками и алевролитами), для которых характерны межзерновая пористость и высокие показатели пористости и проницаемости. Кроме того, терригенные коллекторы лучше изучены и легче подвергаются эксплуатации. Пласт позднеюрских и раннемеловых отложений может выступать в качестве покрышки - он сложен однородным, непроницаемым мергелем - глинисто-карбонатной породой.

Таким образом, в данном осадочном бассейне есть все элементы углеводородной системы: нефтематеринская толща, породы-резервуары и породы-покрышки.



7. Моделирование генерационно-аккумуляционных углеводородных систем

7.1 Моделирование процесса осадконакопления и литофаций

Палеотектонические профили строятся начиная от самого древнего события к молодым. Кровля стратона (например, эратемы или системы) принимается за нулевую отметку, а мощность отложений откладывается по нормали вниз. Считается, что прогибание полностью компенсировалось осадконакоплением. Для каждого следующего профиля за нулевую отметку (поверхность осадконакопления) принимается кровля каждого стратона, а суммарная мощность осадков с каждым профилем возрастает.

Чтобы охарактеризовать территорию, как перспективную зону, с точки зрения традиционной модели нефтегазообразования, важными её параметрами должны быть наличие отрицательных структур и мощные пласты пород разного состава. Для этого в её развитии необходимо устойчивое и дифференцированное прогибание.

В раннеюрский период можно наблюдать значительное накопление осадочных пород. Затем начинается прогибание в правой части разреза, где накапливаются породы раннемелового периода.

Постепенно согласно накапливаются осадочные породы до палеогенового периода. В неогеновый период, возможно, произошла трансгрессия, и породы не накапливались. И к началу четвертичного периода снова возобновилось осадкообразование.

Данная территория может считаться перспективно нефтегазоносной по той причине, что на протяжении многих миллионов лет она испытывала интенсивное прогибание и при этом была тектонически активной, а преобладающим режимом был морской. При таком режиме возможно формирование нефтематеринских толщ - определенные условия для ее развития соблюдены. Кроме того, при таких условиях могли сформироваться толщи пород-коллекторов, преимущественно терригенных, реже карбонатных. И последнее, но отнюдь не маловажное условие - это формирование ловушек. Предположительно, здесь будут распространены структурные ловушки, сводового или тектонически экранированного типа.

7.2 Восстановление тепловой истории осадочных бассейнов

Для построения модели Прикаспийского бассейна были введены три типа граничных значений: палеоглубин океана, значения тепловых потоков для каждого оцифрованного пласта и значения температур. В программе Petromod эти данные выстраиваются в три тренда, которые называются PWD, HF и SWIT соответственно. Последний тренд рассчитывается автоматически в программе. Для того, чтобы сделать модель прогрева, достаточно указать широту и регион, для которого проводится моделирование. В программу встроены статистические данные, которые позволяют довольно точно это рассчитать. Палеоглубины вычисляются исходя из литологического состава отложений, которыми представлен данный период геологического времени (Табл.2).

Таблица 2. Глубина образования пород

	Литология	Глубина образования, м
Q	60 глина 40 песчаник	88
Pg	20 глина 80 песчаник	51
K2-2	95 глина 5 мергель	127,5
K2-1	100 глина	125
K1	55 песчаник 45 известняк	32,5
J3	90 глина 10 аргиллиты	115,75
J2	50 известняк, 50 песчаник	32,5
J1	65 глина 35 аргиллиты	92,625
T	100% песчаник	32,5
PZ	100 глина	125



Значение теплового потока для данного региона составляет 60 мВт/м², что является стандартным для плит и древних платформ. Программное обеспечение на основании этих граничных данных рассчитывает значения температур и по ним составляет карту прогрева для исследуемой территории.

Термобарический анализ применяется для определения условий формирования углеводородов, прогнозирования перспективности в плане нефтегазоносности на территории региона. Основное внимание при термобарическом анализе уделяется непосредственно нефтематеринской толще, в которой сосредоточено органическое вещество. Для того, чтобы из органического вещества нефтематеринских пород сгенерировались углеводороды, необходимо соблюдать несколько важных условий, в частности, устойчивое прогибание территории и прогрев осадочных пород. Для созревания органического вещества необходимо, чтобы температура нефтематеринских пород постепенно увеличивалась до определенных температур. В зависимости от температур выделяются следующие зоны: главная фаза нефтеобразования (80-160^оС), главная фаза газообразования (160-220^оС), а также предшествующая зоне нефтеобразования стадия биогенного газа. С точки зрения формирования осадочных толщ ГФН приходится на стадии МК1-МК3 (мезокатагенез-1 - мезокатагенез-3), а образование газа (в основном метана) происходит на стадиях МК4-АК2. Для того, чтобы определить, какие углеводороды могли сформироваться в условиях данного разреза, была создана модель прогрева, рассмотрены палеотемпературные разрезы.

В наши дни для нефтематеринских пород характерны поздняя зрелость практически по всей площади выход из нефтяного окна (перезрелые породы). На данной территории есть залежи нефти и газа

Что касается типа керогена ОВ, то он определяется по значению водородного индекса (HI). Здесь HI = 310 мгУВ/гСорг, что относится ко II типу керогена, где преимущественно генерируются жидкие УВ.



7.3 Калибровка модели

Изначальные значения граничных условий являются усредненными либо теоретически рассчитанными для данной территории. Для того, чтобы модель была более точной, ее нужно откалибровать по скважинным данным - замеренным в скважинах. Обычно такими данными являются глубинная температура, пластовое давление, отражательная способность витринита и т.д. После калибровки в исходные данные по тепловому потому вносятся изменения.

Исходные данные: геологический разрез изучаемой территории с расположением скважины и калибровочные данные по скважине (Табл.3)

Таблица 3. Калибровочные параметры по скважине

Глубина, м	2100	2200	2400	2450	2500
Температура, oС	73,5	77	84,5	86,2	88

Калибровка модели - это неотъемлемая часть двумерного моделирования. В программный продукт Petromod встроен мощный математический аппарат, который позволяет просчитать различные данные для модели и составить необходимые графики и карты с использованием граничных значений и статистических данных, заложенных в самой программе. Однако самой достоверной информацией по территории являются данные скважин. Поэтому для моделируемого осадочного бассейна необходимо провести калибровку по скважинным данным. После того, как будут введены скважинные данные, необходимо поставить модель на просчет, для того, чтобы рассчитать теоретические данные и сравнить их с показателями в скважинах. В данном случае калибровка проводится по одному параметру - по температуре. После просчета модели необходимо откорректировать данные в трендах так, чтобы графики температуры в скважинах и расчетные графики температур совпадали. Чем точнее проводится калибровка, тем лучше будет описана модель.

На графике температурного режима заметно явное отклонение смоделированной температурной кривой от замеренных температур в скважинe. Наименее достоверными являются значения теплового потока на современном этапе в данном регионе, т.к. их взяли осреднённо, поэтому эти параметры подвергаются изменениям. Величина теплового потока уменьшена с 60мВ/м² до 36мВ/м², результаты пересохраняются, модель пересчитывается.

7.4 Моделирование процесса генерации углеводородов

Для изучения генерационно-аккумуляционных процессов, подсчета запасов в пределах осадочного бассейна применяется объемно-генетический анализ. Он основывается на геолого-битуминологическом изучении прогнозируемого района.

Нефтематеринская порода на исследуемой территории представлена раннеюрскими отложениями. В литологическом отношении это глина с небольшой (35%) алевролитовой примесью, по показателям содержания органического углерода ее относят к удовлетворительным нефтематеринским породам. Разрез с нанесенными на него зонами нефтегазогенерации (Рис.14) показывает, что нефтематеринская толща находится в стадии жирного газа либо в стадии поздней нефти (Main Oil по Суинни и Бурхему, 1990).



Заключение

Был построен структурный каркас 2D модели УВ систем, введены характеристики литофаций, откалиброваны данные модели.

При построении 2D модели разреза п-ова Гыдан было выявлено, что слои осадочного чехла данного бассейна залегают моноклинально, с образованием прогиба. Развитие территории происходит унаследовано.

С точки зрения литологии, разрез благоприятен для скопления УВ. В разрезе присутствуют нефтегазоматеринские породы, породы-коллекторы и породы-покрышки.

Содержание органического углерода в нефтегазоматеринской породе ТОС= 3%, HI = 310 мгУВ/гСорг. Обнаружены антиклинальные сводовые залежи нефти и газа.

Можно сделать вывод о том, что территория п-ова Гыдан перспективна для поисков УВ. Залежи находятся на глубине 1-2 км. Также обнаружена залежь нефти на глубине 4,5 км.

геологоразведочный флюидоупор углеводородный тектонический



Список литературы

1. Брехунцов А.М., Бочкарев В.С., Дещеня Н.П. «Прогноз и поиск крупных и уникальных месторождений нефти и газа на севере Западной-Сибири» ООО «Геоинформмарк» с. 72-80.

2. Вайполин Ю.В. «Структурное тектоническое районирование подошвы платформенного чехла севера Западной Сибири по данным ОГТ» Новосибирск, 1988 г.

3. Гиршгорн Л.Ш. и др. «Нижне-среднеюрские осадочные бассейн севера Западной Сибир» Сов. Геология, 1987г. №11, с. 65-75

4. А.А. Плотников и т.д. «Стратегия поисков залежей нефти в юрских отложениях Севера западной Сибири».

Размещено на Allbest.ru

...