Модели строения и перспективы нефтегазоносности резервуаров нижней юры Надым-Тазовского междуречья

УЧРЕЖДЕНИЕ РОССИЙСКОЙ АКАДЕМИИ НАУК ИНСТИТУТ НЕФТЕГАЗОВОЙ ГЕОЛОГИИ И ГЕОФИЗИКИ ИМ. А.А.ТРОФИМУКА СИБИРСКОГО ОТДЕЛЕНИЯ РАН

I0UOO.9 09501 " На правах рукописи

НЕХАЕВ Александр Юрьевич

МОДЕЛИ СТРОЕНИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ РЕЗЕРВУАРОВ НИЖНЕЙ ЮРЫ НАДЫМ-ТАЗОВСКОГО МЕЖДУРЕЧЬЯ (ЗАПАДНО-СИБИРСКАЯ НГП)

25.00.12 - геология, поиски и разведка горючих ископаемых

ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Научный руководитель: Доктор геолого-минералогических наук Г.Г. Шемин

НОВОСИБИРСК - 2009

/

2 Оглавление Стр. ВВЕДЕНИЕ

4

ГЛАВА 1. ВЫСОКОРАЗРЕШАЮЩАЯ КОРРЕЛЯЦИЯ НИЖНЕЮРСКИХ

11

ОТЛОЖЕНИЙ 1.1. Фациальное районирование и стратиграфическая схема нижнеюрских

11

отложений 1.2. Методика и результаты высокоразрешающей корреляции нижнеюрских

12

отложений 1.2.1. Методика корреляции отложений. Принятая индексация песчаных

12

пластов 1.2.2. Результаты корреляции нижнеюрских отложений

20

1.3. Стратиграфическое положение региональных резервуаров нижнеюрских отложений

.-

•.

36

•

ГЛАВА 2. КОМПЛЕКСНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НИЖНЕЮРСКИХ

41

ПЕРСПЕКТИВНЫХ НА НЕФТЬ И ГАЗ РЕГИОНАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ 2.1. Терминология и классификация резервуаров

41

2.2. Методические аспекты изучения строения резервуаров, оценки их

45

качества и фильтрационно-ёмкостных свойств на больших глубинах 2.2.1. Методика построения региональных структурных карт, карт

45

толщин флюидоупоров, проницаемых комплексов и содержащихся в них песчаников 2.2.2. Методика составления карт вещественного состава проницаемых

47

комплексов резервуаров 2.2.3 Методика оценки качества резервуаров и их составных частей,

51

флюидоупоров и проницаемых горизонтов 2.2.4. Методика оценки фильтрационно-ёмкостных свойств резервуаров на базе выявленной закономерности их изменения в зависимости от глубины залегания

55

3 2.3. Комплексная характеристика тоарского, плинсбахского и геттанг-

64

синемюрского региональных резервуаров 2.3.1. Тектоническое строение юрского структурного яруса

64

2.3.2. Тоарский региональный резервуар

79

2.3.3. Плинсбахский региональный резервуар

108

2.3.4. Геттанг-синемюрский региональный резервуар

136

ГЛАВА 3. ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ РЕГИОНАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ НИЖНЕЙ ЮРЫ

161

3.1. Критерии оценки перспектив нефтегазоносности резервуаров

161

3.2. Методика количественной оценки перспектив нефтегазоносности

180

резервуаров 3.3. Перспективы нефтегазоносности тоарского, плинсбахского, геттанг-

191

синемюрского региональных резервуаров и нижнеюрских отложений в •целом

:

•.

•

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

203

ЛИТЕРАТУРА

205

4 ВВЕДЕНИЕ

Объектом исследования являются

региональные

резервуары

нефти и газа

нижнеюрских отложений Надым-Тазовского междуречья севера Западно-Сибирской НГП. Актуальность работы. В условиях, когда восполнение запасов нефти, конденсата и природного газа в Западной Сибири отстает от темпов их добычи, актуальной проблемой

становится

научное

обоснование

новых,

глубокопогруженных

нефтегазоносных этажей в уже известных нефтегазоносных областях. Одним из таких объектов являются нижнеюрские отложения Надым-Тазовского междуречья. Вопросы нефтегазоносное™

нижнеюрских

отложений

севера

Западной

Сибири

широко

обсуждаются, начиная с конца 50-х годов прошлого столетия, в работах В.Е. Андрусевича, С Ю . Беляева,

B.C. Бочкарева,

Г.П. Галунского,

Г.К. Боярских,

Ф.Г. Гурари,

Ю.В. Брадучана,

A.M. Брехунцова,

Н.П. Дещени,

А.А. Диковского,

В.П. Девятова,

Ю.Г Зимина, М.М. Зонн, Г.П. Евсеева, В.Г. Елисеева, О.М. Ермилова, A.M. Казакова, В.П. Казаринова,

Ю.Н. Карогодина,

В.А. Конторовича, Н.Х. Кулахметова, И.И. Нестерова,

Б.В. Никулина,

В.А. Каштанова,

А.И. Ларичева, В.Д. Наливкина, Н.Н. Немченко,

Л.И. Ровнина,

А.В. Рылькова,

В.Т. Подшибякина,

Г.П. Сверчкова,

В.А. Скоробогатова,

А.Э. Конторовича,

В.Н. Сакса,

Н.Н. Ростовцева,

М.Я. Рудкевича,

Ф.К. Салманова,

В.В. Семеновича,

Л.В. Смирнова,

О.Ф. Стасовой,

B.C. Суркова,

А.А. Трофимука, С И . Филиной, А.Н. Фомина, А . С Фомичева, Ф.З. Хафизова, Н.Г. Чочиа, Г.Г. Шемина,

С И . Шишигина,

В.И. Шпильмана

и

многих

других.

Анализ

опубликованных материалов свидетельствует о существовании различных взглядов на строение, условия формирования и перспективы нефтегазоносности

нижнеюрских

отложений (Гурари и др., 1990; Сурков и др., 1991, 1995; Нефтегазоносные бассейны..., 1994; Диковский, 1995; Лопатин, Емец, 1998; Брехунцов и др., 2001; Ушатинский, Рыльков, 2001; Геологическое строение..., 2005). В 80-90 годы на рассматриваемой территории были выполнены большие объёмы геолого-геофизических работ. В результате проведения региональных сейсмических работ и широкомасштабного глубокого бурения были получены новые сведения о строении и составе нижнеюрских отложений. В ряде скважин из этих образований получены притоки нефти и газа, а за пределами рассматриваемой территории открыты залежи нефти и газа. Поэтому возникла необходимость детально изучить полученный новый материал и на результатах

этих

нефтегазоносности

исследований нижнеюрских

выполнить отложений

более

обоснованный

Надым-Тазовского

прогноз

междуречья.

В

современной экономической обстановке исследования по уточнению критериев и оценке

5 перспектив нефтегазоносности нижнеюрских отложений исследуемого района являются крайне важными и актуальными. Цель исследования заключается резервуаров

нижнеюрских

отложений

в оценке перспектив Надым-Тазовского

нефтегазоносности

междуречья

на основе

результатов разработки .моделей их геологического строения и анализа тектонического, литолого-фациального, геохимического

и гидрогеологического

критериев прогноза

нефтегазоносности. Научная задача. Уточнить модели строения и критерии оценки перспектив нефтегазоносности

тоарского,

плинсбахского,

геттанг-синемюрского

региональных

резервуаров нижней юры Надым-Тазовского междуречья и на основе полученных результатов выполнить количественный прогноз их нефтегазоносности. Решение этой задачи было разделено на несколько этапов: •

детальная

корреляция

нижнеюрских

отложений,

выделение

региональных

резервуаров и их составных частей: флюидоупоров и проницаемых комплексов, уточнение индексации перспективных песчаных пластов; •

разработка моделей геологического, строения тоарского, плинсбахского, геттанг-

синемюрского региональных резервуаров и их составных частей: флюидоупоров и проницаемых комплексов; •

выявление зависимости фильтрационно-емкостных (ФЕС) свойств резервуаров от

глубины их залегания; •

оценка качества флюидоупоров, проницаемых комплексов и резервуаров в целом;

•

количественная оценка перспектив нефтегазоносности региональных резервуаров и

нижнеюрских отложений в целом. Фактический материал и методы исследования. В середине 1990-х годов в Институте геологии нефти и газа им. А.А. Трофимука (ИГНГ) СО РАН под руководством академика А.Э. Конторовича была развернута

широкая научная

программа по

комплексному изучению юрских отложений севера Западно-Сибирской НГП. В основу диссертации положены геолого-геофизические материалы, собранные сотрудниками Института (в том числе и автором) в результате совместных работ при выполнении проектов, прежде всего таких, как «Геолого-геохимическое обоснование перспектив нефтегазоносности глубокопогруженных

толщ палеозоя, триаса и юры в Надым-

Тазовском междуречье» (1998 г.), «Литолого-палеогеографические, палеотектонические и геохимические

критерии

нефтегазоносности

юрских

отложений

севера

Западно-

Сибирской плиты» (2001 г.) и «Переоценка перспективных, прогнозных и суммарных

6 начальных ресурсов нефти, газа и конденсата Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции» (2003 г.). В работе использовался материал по 98 глубоким скважинам, вскрывшим отложения нижней юры на территории Надым-Тазовского междуречья (комплекс ГИС, дела скважин, описание керна, акты испытания скважин, определения

возраста

отложений,

более

10

тыс.

биостратиграфические

определений

пористости

и

проницаемости) и результаты интерпретации региональных сейсмических профилей (рис. 0.1.). В качестве тектонической основы-для характеристики юрского структурного яруса Надым-Тазовского междуречья автором использовались «Тектоническая карта юрского структурного яруса Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции» (Конторович и др., 2001)

и структурные

карты осадочного

чехла Западно-Сибирской геосинеклизы,

построенные в ИНГГ СО РАН. Описание вещественного и минералогического состава резервуаров осуществлялось с привлечением результатов исследований сотрудников Лаборатории седиментологии (Л.Г. Вакуленко и др.) При характеристике катагенеза органического

вещества

нижнеюрских

отложений

севера

Западно-Сибирского

мегабассейна была использована «Карта катагенеза базальных горизонтов юры северных районов Западно-Сибирского мегабассейна» (Фомин, Конторович, Красавчиков, 2001). Для оценки, генерационного потенциала нижнеюрских

отложений использовались

литературные данные и аналитические материалы, предоставленные

сотрудниками

Лаборатории геохимии нефти и газа ИНГТ СО РАН (рук. А.Н. Фомин). При расчленении

и

корреляции отложений

применялся

в

полной

мере

литостратиграфический (комплекс каротажных диаграмм КС, ПС, ГК, НГК, описание керна скважин и сейсмические профили ОГТ) и в меньшей степени, в связи с низким выносом керна, биостратиграфический методы. Корреляция отложений осуществлялась с использованием правила последовательности залегания пачек циклического строения и прослеживанием этой последовательности по разрезам, упорядоченности изменений их толщин при изменении толщин свит и подсвит. Учитывалась также направленность изменения литологического состава. Оценка качества региональных резервуаров осуществлялась на основе оценок их составных частей (флюидоупоров и проницаемых комплексов) (Мельников, Шемин, 1985; Шемин, 1994). В ней наиболее значимым критерием принято качество проницаемых комплексов, поскольку этот параметр является критичным для формирования залежей нефти и газа в выделенных резервуарах (Шемин и др., 2002). При количественной оценке перспектив нефтегазоносности резервуаров нижней юры

использовался

геологический

способ

по

удельным

плотностям

запасов

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ Скважины, вскрывшие отложения |(§)2i | тоарского, плинсбахского и геттанг-синемюрского резервуаров r-ps-—| Скважины, вскрывшие отложения I ™ 4 7 ! тоарского и плинсбахского резервуаров г-~—| Скважины, вскрывшие отложения ИЕ_1 тоарского резервуара |д, 3 | Скважины, в которых отложения ™ — ' нижней юры отсутствуют b l S ^ l Региональные сейсмические профили игаикая^) £

==| Административные границы

\СЗ\

Район работ

| 0 | Населенные пункты

Рис. 0.1. Схема изученности региональной сейсморазведкой и глубоким бурением нижнеюрских отложений Надым-Тазовского междуречья

8 углеводородов метода внутренних геологических аналогий (Методическое руководство..., 2000). Основные защищаемые положения 1. Проницаемые комплексы нижнеюрских резервуаров

сложены циклически

построенными пачками, в основании которых залегают пласты песчаников, являющиеся вместилищами залежей нефти, и газа. Песчаники, характеризуются

пониженными

значениями открытой пористости, низкой проницаемостью. На большей части территории качество проницаемых комплексов среднее и пониженное. Флюидоупоры сложены преимущественно глинистыми породами. Толщины их соответствуют экранам высокого качества (50-70 м), а содержание алеврито-песчаных пород - от низкого до высокого (от нескольких до 50 %). Для флюидоупоров плинсбахского и геттанг-синемюрского резервуаров характерно среднее качество, а для тоарского - пониженное. В целом нижнеюрские резервуары имеют пониженное качество. 2. Фильтрационно-смкостные свойства пород резервуаров нефти и газа юры севера Западно-Сибирской НГП с увеличением глубины их залегания монотонно ухудшаются. Открытая пористость и гранулярная проницаемость их в интервале глубин от 2500 м до 4500 м уменьшаются от 14 - 17 до 8 - 10 % и от (1 - 10) • 10"3мкм2 до 0,01 • 10"3 мкм2 соответственно. Глубже 4500 м породы резервуаров обычно имеют пористость и проницаемость ниже граничных значений коллекторов. Вероятность встречи гранулярных коллекторов глубже 4500 м весьма низка. С увеличением глубины залегания резервуаров проницаемость

коллекторов уменьшается

с большим

градиентом,

чем открытая

пористость. Понижение ФЕС коллекторов с увеличением глубины их залегания в основном связано с уплотнением пород под воздействием горного давления. 3. Перспективы нефтегазоносное™ нижнеюрских отложений на большей части рассматриваемого

региона

характеризуются

прогнозируется преимущественно

пониженными

и

низкими.

газ. Лишь в северной и юго-западной

В них частях

прогнозируются среднеперспективные земли с плотностью ресурсов углеводородов 30 — 50 тыс. т УУВ/км2. Оцененные в 3400 млн т ресурсы углеводородов относятся к прогнозным, в основном к категории Di. Среди региональных резервуаров наибольшими перспективами на поиски залежей нефти и газа обладает тоарский резервуар, меньшими плинсбахский,

низкими - геттанг-синемюрский.

Основные

ресурсы

нефти

прогнозируются в тоарском резервуаре, значительно меньше - в плинсбахском. В геттангсинемюрском резервуаре нефть не предполагается. Научная новизна. Использование приемов высокоразрешающей корреляции отложений с применением литостратиграфического и биостратиграфического методов

9 позволило уточнить стратиграфическое положение, объёмы и индексацию продуктивных и перспективных пластов нижней юры. Статистическая обработка огромного массива анализов ФЕС позволила выявить закономерности изменения их значений в зависимости от глубины залегания резервуаров. Показано, что сверху вниз по разрезу значения пористости и проницаемости монотонно уменьшаются, причем градиент уменьшения второго параметра больше. Обоснованы геологические факторы ухудшения ФЕС с увеличением глубины залегания отложений. Впервые выполнена комплексная характеристика резервуаров и их составных частей (флюидоупоров и проницаемых комплексов). Рассмотрены их современные структурные планы; вещественный и минералогический состав; условия формирования отложений; распределения их суммарных

толщин, толщин песчаников и толщин

коллекторов; ФЕС; проведена оценка качества флюидоупоров, проницаемых комплексов и резервуаров в целом. Опираясь на результаты разработки уточнённых моделей строения резервуаров и анализа критериев прогноза нефтегазоносности, выполнена количественная оценка перспектив нефтегазоносности региональных резервуаров и нижеюрских отложений в целом. Осуществлено районирование резервуаров в зависимости от их перспектив, спрогнозированы объёмы и фазовый состав углеводородов. Практическая значимость. Изложенные в работе результаты

выполненных

исследований широко использовались при реализации Государственных проектов: № 4803 «Переоценка перспективных, прогнозных и суммарных начальных ресурсов нефти, газа и конденсата Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции» (2003),

П-1-11

«Разработать программу геологического изучения, воспроизводства и освоения ресурсов нефти и газа Западной Сибири» (2005),

а также

при разработке

ряда

научно-

исследовательских Программ СО РАН «Нафтидогенез и его эволюция в истории Земли; закономерности генерации, миграции, аккумуляции и сохранения залежей углеводородов в осадочных бассейнах Сибири», «Фундаментальные проблемы геологии, размещения, формирования и генезиса нефти и газа в осадочных бассейнах; научные основы совершенствования нефтегазового комплекса Сибири» и при выполнении договоров по заказам ведущих российских нефтегазовых компаний. Апробация

работы

и

публикации.

Апробация

основных

положений

диссертационной работы проводилась на различных международных, всероссийских и региональных научных конференциях (Томск, 1998 г.; Москва, 2000, 2004 гг.; Пермь, 2000 г; Ханты-Мансийск, 2003 г; Новосибирск, 2004, 2009 гг.; Тюмень, 2004, 2005, 2007 гг.; Санкт-Петербург, 2008 г.).

10 Изложенные в диссертации результаты исследований опубликованы в 27 работах, в том числе в трех статьях в журналах, рекомендованных ВАК. Работа выполнена в Лаборатории геологии нефти и газа

глубокопогруженных

горизонтов осадочных бассейнов ИНГГ СО РАН под научным руководством д.г.-м.н. Г.Г. Шемина, которому автор выражает искреннюю благодарность за всестороннюю помощь, ценные замечания и постоянную поддержку. Персоналия. Автор признателен за консультации и рекомендации, оказанные автору при написании работы академику А.Э. Конторовичу; членам-корреспондентам РАН: В.А. Конторовичу и Б.Н. Шурыгину; докторам геолого-минералогических наук: Г.Ф. Букреевой,

Ю.Н. Занину,

В.И. Ильиной,

B.C. Кусковскому,

В.Р. Лившицу,

С В . Мелединой, В.И. Москвину, Б.Л. Никитенко, А.Н. Фомину; доктору технических наук В.О. Красавчикову, кандидатам геолого-минералогических С Ю . Беляеву,

Л.М. Бурштейну,

Л.Г. Вакуленко,

О.С Дзюбе, А.Г. Замирайловой, С В . Ершову,

наук: А.Л. Бейзелю,

Е.А. Гайдебуровой,

Л.А. Глинских,

В.А. Казаненкову, В.Н. Меленевскому,

А.Ф. Фрадкиной. Автор благодарен за помощь, которою ему оказали при оформлении работы

коллеги

В.А. Шарикова,

и

сотрудники

Н.А. Щекочихина,

института: а

также

Н.Н. Костагачева, сотрудники

технологий института и его руководитель Д.В. Косяков.

отдела

Н.В. Первухина, информационных

11 ГЛАВА 1. ВЫСОКОРАЗРЕШАЮЩАЯ КОРРЕЛЯЦИЯ НИЖНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ

В настоящей главе кратко рассмотрены утвержденные фациальное районирование и стратиграфическая схема нижнеюрских отложений применительно к рассматриваемому региону;

методика и результаты

высокоразрешающей

их корреляции; уточненная

индексация песчаных пластов и стратиграфическое положение региональных резервуаров.

1.1. Фациальное районирование и стратиграфическая схема нижнеюрских отложений

Проблемами междуречья,

стратиграфии

обоснования

нижнеюрских

возраста,

выделения

отложений

Надым-Тазовского

местных

стратиграфических

подразделений занимались многие известные исследователи, среди которых можно отметить

Н.И. Байбародских, B.C. Бочкарева, Ю.В.Брадучана,

Е.А. Гайдебурову,

Ф.Г. Гурари,

В.П. Девятова,

А.В. Булынникову,

В.И. Ильину,

A.M. Казакова,

Ю.Н. Карогодина, В.К. Комиссаренко, М.В. Коржа, Н.Х. Кулахметова, Н.К. Могучеву, А.А. Нежданова, И.И. Нестерова, Б.Л. Никитенко, В.В. Огибенина, С И . Пуртову, Л.В. Ровнину, 3.3. Ронкину, Н.Н. Ростовцева, В.Н. Сакса, Л.И. Смирнова, B.C. Соседкова, Л.Я. Трушкову, Г.Г. Шемина, Б.Н. Шурыгина, Г.С. Ясовича и др. Стратиграфические исследования нижнеюрских отложений

Надым-Тазовского

междуречья начались в конце 50-х годов прошлого столетия. Полученные результаты бурения первых глубоких скважин послужили основой для разработки стратиграфических схем юрских отложений. Первая унифицированная стратиграфическая схема была принята

на

Межведомственном

совещании

по

разработке

унифицированных

стратиграфических схем Сибири (Решение..., 1959). Согласно этой схемы отложения средней и нижней юры были представлены тюменской свитой. На утвержденной стратиграфической схеме 1969 г. в Усть-Енисейском районе исследуемого

региона

нижнеюрские отложения представлены зимней, левинской и джангодской свитами в составе болынехетской серии. На остальной, большей части его территории, они попрежнему

относились

к тюменской

свите

(Решения...,

1969).

На региональной

стратиграфической схеме, принятой в 1991 году, отмеченное расчленение нижнеюрских отложений осталось без изменения (Решения..., 1991). С увеличением объемов глубокого бурения и появлением новых данных по стратиграфии нижнеюрских отложений применительно к Надым-Тазовскому междуречью

12 были получены несколько новых представлений по их расчленению на местные стратиграфические подразделения. Одни исследователи предлагали выделять на большей части этой территории береговую, левинскую, шараповскую, надояхскую и лайдинскую свиты (Гурари и др., 1988), другие - береговую, таркосалинскую, черничную, тогурскую, селькупскую и перевальную свиты (Казаков, Девятов, 1990). Третьи вместо береговой свиты вьщелили новоуренгойскую (Бородкин, Бочкарев, Кулахметов, 1986). На севере исследуемой территории большинство исследователей обособляли зимнюю, левинскую, шараповскую, тогурскую, надояхскую и лайдинскую свиты. Согласно решения Пятого Межведомственного регионального стратиграфического совещания

по

Западной

Сибири,

нижнеюрские

отложения

северных

районов

рассматриваемого региона представлены зимней, левинской, джангодской и лайдинской свитами, центральных - береговой, ягельной и котухтинской свитами, а восточных и юговосточных - береговой, ягельной и худосейской свитами (Решения..., 1991). Последняя региональная стратиграфическая схема нижнесреднеюрских отложений Западной Сибири утверждена в 2004 г. (Решение..., 2004). В соответствии с принятым фациальным территории

районированием выделяются

нижнесреднеюрских

следующие

отложений,

фациальные районы. Север

на

исследуемой

рассматриваемого

региона относится к Ямало-Гьтданскому фациальному району, северо-восток - к УстьЕнисейскому, северо-запад - к Нижнеобскому, запад - к Надымскому, центральная и южная части - к Уренгойскому, восточная - к Часельскому, юго-запад - к Фроловскому, а юг - к Варьеганскому

(рис.1.1). В каждом из отмеченных фациальных районов

выделяются следующие местные стратиграфические подразделения этих отложений. В Ямало-Гыданском и Усть-Енисейском - зимняя, левинская, шараповская, китербютская, надояхская и лайдинская свиты; в Уренгойском, Надымском и Варъеганском - береговая, ягельная и котухтинская; в Часельском - береговая, ягельная и худосейская; во Фроловском — береговая, ягельная и шеркалинская. В Нижнеобском фациальном районе отложения нижней юры отсутствуют (рис. 1.2).

1.2. Методика и результаты высокоразрешающей корреляции нижнеюрских отложений

1.2.1. Методика корреляции отложений. Принятая индексация песчаных пластов В

нижнеюрских

отложениях

Надым-Тазовского

междуречья,

согласно

Утвержденной региональной стратиграфической схеме (Решение ..., 2004), выделяются

13 84

68

о

100 км

1_

70

~\~Z^!3P*>

Новый Уренгой

66

J

Я

Ноябрьск Рис. 1.1. Фрагмент схемы структурно-фациального районирования нижней и средней юры (без келловея) Западной Сибири (Решение ...., 2004) 1 - фациальные районы: А - Ямало-Гыданский, Б - Усть-Енисейский, В - Нижнеобской, Г - Надымский, Д • Уренгойский, Е - Часельский, Ж - Фроловский.З- Варьеганский; 2 - границы фациальных районов; 3 • граница выклинивания нижнесреднеюрскихотложений;4-регион исследования;5-города.

14

Общая шкала

н Я о

о»

и

О ад s в Э

а. U

с. S и Я

о

пя <

К о р р е л я ц и я

УстьЯмало Гыданский Енисейский район район

S

н о S

Регио­ нальные страти­ графические подраз­ деления

Лайдинский

Лайдинская свита 45-ЮОм

Нижне­ обский район

м е с т н ы х

Фроловский район Пачка 2 (Радомская) 15Сейсмогоризонт Т rd (Т

Надояхская свита «

Надояхский

Я 'Л и О. ее

ЮН, 0 , ЮЯ 1 0 , ЮЕ 1 ( М 2

185-ЗООм

« Китербютский

Китербютская свита

зЯ 40-60м

Шараповская свита Шараиовский Ю Н , Р ЮЯи,

ЮЕ, } , 4

5S

£

Я w й Ю и Я Я

100-200м

Ленинский

юя,

ч Е

ма s и О.

2

а> X S

Левинская свита

Зимний

10-80м,

Зимняя свита 600м

U за я и U

3 н н

С Рис. 1.2. Фрагмент "Региональной стратиграфической

схем

Ф

X

E о—

•o (D

1^

s

о *»

О

-

^

73

S 01

-=Г>~

c~T

H

r^

г

О

О

9

•

о 2

ч

1

w

1

' , 1 1

Н

м

i

и a со

i 1

1

о 2

§

fa

5Q

н

Д

" Я

К

ю з н

a о

5 и г1

2

1 О

и-,

о Г*

1 , 1

м

н »a •в

с

1

я ге й 5а

8

1

I

о

1

л •ч о

^-^-'-N-'-Ч^-Ч

re •а

Р

о

S

а о

OS р

О

s

5

л 1 о

73

(71

33 I О S<

w

73 СГ

5

о s<

X

Ф

•a

s x Ф s< s о

X

о to о о 2

Л

га

S

2

•О S

3

Я ns и*

»Я А

о 1 1Л 2

•fc.

Я Я

s н

1*

э*Я <3 jg

О

Я

3 н

»

d

1 *

Я: о

О

Н и ж н я я подсвита

*

-

Е

м

S3 М,

^ я • А 3«

>

ю

О w

Р

О

ON

о

Л

0"

5

о «О

я Г,

в Я

1

а

К) о

en О

Н г: •

S

S

5

2

'-Л

о

1

в к>

свита

1

|

|

8s

"S я

Г)

к2

1—1

X ^^

X

Ё Я ^ Я

Р

г^

<-

Я 2 ж 2

•1

Ц М

1

и,

1

я

•-*ч

"S я §2 L

I

у

В е р х н я я подсвита

Худосеиская

2

§О

» SН

с

^я я

Г,

»

3Я

З а '

'

о

Верхняя подсвита

О

Н и ж н я я подсвита

а

ё **

a

£

•3 я

и

Я *» но

£

я

свита

' о 12

о -

to | с

н

О 1 •вВ 1

1

Я so

Я

|1 а

g о

'» 1о

О

U)

О

О

о

5 Л

!

в

S —

свита

- \-

5

Н и ж н я я подсвита

„

В е р х н я я подсвита ( Н о в о г о д н я я )

Кот у х т и н с к а я

=:

^ к о т у х т и н с к а я

i.

ш

S

о 2

00

о •

00

о

"и

5

ю

-«—

О

2

О

о

ш

-

*(^

S.

5

1 ""

С

St

3

-1 О

US

Яс

Я

Я

а •*

го

w

43

is

О

Я

Я

о

л

S

-е-

"в

п

=

н

43

н

Is

Р

Л

а а:

Я

2 я

Net

S3

ас

а «

о

р S:

^

Ее

2 PI

65

и

__ _ . -

15 береговая,' ягельная и котухтинская свиты и их возрастные аналоги, которые имеют чёткое циклическое строение, т.е. представлены

серией более мелких

вспомогательных

стратиграфических подразделений или циклически построенных пачек (Шемин и др., 2001). Каждая из них состоит из набора различных пород,

характеризующихся

направленностью изменения их гранулометрического состава. Они обычно сложены в основании песчаниками, которые вверх по разрезу постепенно переходят в алевритовоглинистые породы, т.е. им свойственна прогрессивная направленность изменения литологического состава. Толщина пачек изменяется от 30 до 150 м. Границы между ними четкие. Отмеченная особенность строения циклически построенных пачек отчетливо выражена в комплексе каротажных диаграмм КС, ПС, ГК, НГК. Выделение и сопоставление их обычно не вызывает затруднений. Они уверенно прослеживаются по площади и наряду с общеизвестными глинистыми горизонтами (радомская и тогурская пачки) использовались

в качестве литостратонов

при корреляции нижнеюрских

отложений. При расчленении и корреляции отложений использовались в полной мере литостратиграфический (комплекс каротажных диаграмм КС, ПС, ГК, НГК, описание керна скважин и сейсмические профили ОГТ) и в меньшей степени, в связи с низким выносом керна, биостратиграфический органическим остаткам: двустворкам, геохимическое...,

Кн.

1.,

1998,

методы

(определение

возраста

микрофауне, спорам и пыльце)

ф.). Корреляция отложений

пород по (Геолого-

осуществлялась

с

использованием правила последовательности залегания пачек циклического строения и прослеживанием этой последовательности по разрезам, упорядоченности изменений их толщин при изменении толщин свит и подсвит. Учитывалась также направленность изменения литологического состава. Приведенный методический

прием позволил нам расчленить нижнеюрские

отложения береговой, ягельной и котухтинской свит и их возрастных аналогов соответственно на две, две и семь пачек циклического строения и осуществить корреляцию этих отложений по трем корреляционным профилям, охватывающим все выделенные фациальные районы на территории Надым-Тазовского междуречья (рис. 1.31.5). Первый корреляционный профиль, иллюстрирующий сопоставление отложений верхнего триаса (варенгаяхинская и витютинская свиты) и нижней юры (зимний, левинский,

шараповский,

китербютский,

Нижнеобского, Надымского, Уренгойского

надояхский

и

и Часельского

лайдинский фациальных

горизонты) районов,

простирается в субширотном направлении от Полуйской до Светлогорской площадей. Он включает разрезы десяти скважин, с запада на восток: Полуйской скв. 204, Ярудейской

16

Фрагмент схемы структурно-фациального районирования нижней и средней юры (без келловея) Западной Сибири (Решение 2004) 1 - фациальные районы: А - Ямальско-Гыданский, Б - УстьЕнисейский, В - Нижнеобской, Г - Надымский, Д - Уренгойский, Е Часельский, Ж - Фроловский, 3- Варьеганский; 2 - границы фациальных районов; 3 граница распространения нижнесреднеюрских отложений; 4 -линия корреляционного профиля; 5 Корреляционные профиля I - I ПолуйскаяСветлогорская площади (Полуйская скв. 204, Ярудейская скв. 2, Надымская скв. 7, Уренгойская скв. 673, Уренгойская скв. 414, Ево-Яхинская скв. 356, Тюменская скв. СГ-6, Геологическая скв. 35, Южно-Часельская скв. 15, Светлогорская скв. 308); 6 - район исследования.

Рис. 1.3. Схема детальной корреляции нижнеюрских отложений по профи

Уренгойская скв. 673 ПС • КС

гк нгк

Еве Уренгойская скв. 414

екая скв. 7

Витутин. свита Варенг. свита Палеозой

тю Полуиская - Светлогорская площади. Составили: А.Ю. Нехаев

1-16-пор глинистые глинистые гравелите 15 - поре-/: подсвит, 2 (по Ехлак Пуртовой построен! Цифры в i м: J, (фле (флора); 1 10-инт. 5 5575-560С

Г.Г. Шемин (по материалам ОАО "Ямалнефтегазгеология", "Ypei

\

c^

Светлогорская скв. 308

--

— 4

1 10

11 J^l

17

ie|

12

J19 F

5

'-

|6 '— " ' 7

•

-

8

15 —• — 16

14 21

-

CD

22

61——i

/2 3

|ды: 1 - глины (аргиллиты), 2 - глины алевритистые, 3 - алевролиты глинистые, 4 - алевролиты и алевритистые, 5 - алевролиты, 6-песчаники алевритистые и алевритовые, 7 - песчаники и алевритистые, 8 - алевролито-песчаники, 9 - песчаники, 10 - песчаники гравелитистые и зые, 11 -углистые породы, 12-известняки, 13-глинистые карбонатные породы, 14-эффузивы, ы фундамента, 16 - породы коры выветривания; 17 - перерывы; 18-21 - границы: 18 - свит, 19 Э -пачек, 21 - песчаных пластов; 22 - биостратиграфические определения возраста отложений ley, Угрюмову (1996); Киричкову и др. (1999); Бочкареву и др., (1996); Шурыгину и др., ( 2000); (1996) и Могучевой (1994)) ; 23 - фрагмент литологической колонки: а - интервалы разреза, ые по керновому материалу и ГИС, б - интервалы разреза, построенные по материалам ГИС; ружках: 1 - инт. 4709-4732 м: J, (двухстворки); 2 - инт. 5188-5220 м: Т (флора); 3 - инт. 4745-4763 ра); 4 - инт. 4912-4928 м: J, (флора); 5 - инт. 5195-5213 м: J, (флора); 6 - инт. 5351-5377 м: J, - инт. 5688-5713 м: Т 3 (флора); 8 - инт. 4858-4867 м: J,t2 -J2al (СПК); 9 - инт. 4993-5024 м: J,t, (СПК); 28-5139 м: Л,р12(СПК); 11 -инт. 5192-5209 м: J,pl2 (СПК); 12 - инт. 5281-5310 м: J,pl2 (СПК); 13 - инт. M:J,-T 3 I (СПК); 14-инт.3590-3605M:J,I (флора); 15-инт.3730-3753M:J,pl 2 (флора,СПК)

•гойнефтегазгеология" и "Пурнефтегазгеология")

17

Рис. 1.4. Схема детальной корреляции нижнеюрских OTJ (по материалам ОАО "Ямалнефтегазгеология", '

Уренгойская скв. 414 Западно-Таркосалинская скв. 99 Западно-Новогс

1 - фациальные районы: А - Ямальско-Г Надымский, Д - Уренгойский, Е - Часель фациальных районов; 3 - граница вьш корреляционного профиля; 5 корр< Вынгапуровская площади (Новопортовс 414, Западно-Тарскосалинская скв. 99, 3, ; 6-район исследования.

южении по профилю Новопортовская - Вынгапуровская плеч Уренгоинефтегазгеология" и "Пурнефтегазгеология"). Услов

!

a >дняя скв. 210

с

Вынгапуровская скв. 300

®(® /-*

1 3

5

III

9

Р^Ч] VJM\

1| || 100 км

,щанский, Б - Усть-Енисейский, В - Нижнеобской, Г ;кий, Ж - Фроловский.З- Варьеганский; 2 - границы инивания нижнесреднеюрских отложений;, 4 -линия пяционные профиля: II - II Новопортовская ая скв. 107, ЕньЯхинская скв.501, Уренгойская скв. падно-Новогодняя скв. 210, Вынгапуровская скв. 300) Фрагмент схемы структурно-фациального районирования нижней и средней юры (без келловея) Западной Сибири (Решение..... 2004)

дади. Составил и: А. Ю. Нехаев, ГГ. Шемин (Ые обозначения см. на рис. 1.3.

18

Сугмутская скв. 423 пс -гк КС нгк

Комсомольская скв. 199 - ПС -гк - КС -нгк j

Западно-Тар - ПС - КС

?L

1 - фациальные районы: А - ЯмальскоГыданский.Б - Усть-Енисейский,В Нижнеобской, Г - Надымский, Д - Уренгой­ ский, Е - Часельский, Ж - Фроловский ,3Варьеганский; 2 - границы фациальных районов; 3 граница выклинивания нижнесреднеюрских отложений; 4 -линия корреляционного профиля; 5 корреляционные профиля III - III Сугмутская-Западно-Красноселькупская площади (Сугмутская скв. 423, Комсомольская скв. 199, ЗападноТаркосалинская скв. 99, Харампурская скв. 340, Северо-Толькинская скв. 304, ЮжноЧ а с е л ь с к а я с к в . 15, Западно-

Фрагмент схемы структурнофациального районирования нижней и средней юры (без келловея) Западной Сибири (Решение 2004) 'Аф(

Рис. 1.5. Схема детальной корреляции нижнеюрских отложений по профил (по материалам ОАО "Ямалнефтегазгеология", "Уренгойнефтеп

осалинская скв. 99 -гк Харампурская поисковая скв. 340 -нгк

Харампурская поиско! - ПС - КС

о Западно-Красноселькупская-Сугмутская площади. Составили: А.К згеология" и "Пурнефтегазгеология"). Условные обозначения см. на

Западно-Крас

ая скв. 342 ГК

Северо-Толькинская скв. 304 пс -гк - КС, I -нгк

Нехаев, ГГ. Шемин рис. 1.3

Южно-Часельская (Ютырмальская) скв. 15 - пс -гк - кс -нгк

/I юселькупс жая (Черничная)скв. 46 -гк F - пс - КС -нгк

e

_ОГз400_Г

Ч— -rt

у S

_0

Q. 0

• [-

03

.

_S

го _ т го

ГО н _ ш о

1= 5-

~ " ^ Hir

ft

J

3jg<350]3 L

1— —

"^_. ^_-*

— — | \ ,_ Р^_=? |—___ — —

-=£ г"?

~Ь^4 "Эр

^ *

_______ z____

^ •3^ с

'J " .'" r

*^^1

-<J/

8 1? -.г"

I — _- -'

^^^3 ^ 5 ^

-CJ^_Г__-?=-

~~га700-

г-J-o - 0 .

^^800^

4Sir

__rr_

-*•

__1_Z._

i

^- / ,. -^fr-.. ^^^^.

—

—

-

•

-

-_>_-

~~i

~5 —-_=

~С<3900~

__?__—.

?л»

II If %p ч

~"^т"\

^—• J

^-*'

• _ — . - _ . - _ •

j|

§=_i2p

^§ ) '

__P3EI

? ^ J T^

°

_

_

О I

•_ CD

1 X CD

_

m

ЧГ

^ю16 'ю

a

•_л

1

s 0 X 0 ct CO

X

\

ч

!^

*

a. 0

ro _ и a

a ro S X 3:

>

>_ _

lis

_

к CN

S

тз .с

I

1

1

тз -С

f_ CD 1-

I

>_

_s 0 m 0 tr

>_ _ 3

CD Q_ CD

S I

3

0 X

ю,9

ro

Ю 0 X

i

О)

д \Ю20

_

>s

го I -0

ш

_ 0 X s

CO

d)

1

О)

П X a> CO

_;

-С

Нижн. го ш _ со о. и) LQ

>s I

_ -

r\i з л е

Син.

CO

Гет.

__rtrr

~

cJ

I со

0 3 О Й

_ О

>_ _

0

цИ

h O

i

0

—-

—.—._

<

ro I
>_ _

ш _

о

тз .с

ю17

ю1в

i

s

го _ о >_

<„ V

5 0

CD

S

X X 0. o>

_

ю 15 KJ1fi"

о a

_;

-С

_§

i — |__Г_Г_

[=

1 X Q. 1Л

| _""_"__: 1— '-т _

—

>> а К

со _ а __

о;

\*V

0

0

^ 2 3600

pin

_ _ О

'ю„ _ _ Е

1

Щ::

1-

о га "о 5 т 0 га Ч - со

fe

ЩЩ

го

н X 0

°L

Q

19 скв. 2, Надымской скв. 7, Уренгойской скв. 673, Уренгойской скв. 414, Ево-Яхинской скв. 356, Тюменской сверхглубокой скв. 6 (СГ-6), Геологической скв. 35, Южно-Часельской скв. 15, Светлогорской скв. 308 (см. рис. 1.3). На втором корреляционном профиле приведена детальная корреляция отложений нижней юры по субмеридионально-ориентированному Вынгапуровская

площади.

Территориально

он

профилю Новопортовская -

охватывает

Ямало-Гыданский,

Уренгойский и Варьеганский районы. Этот профиль включает в себя разрезы 6-и скважин, с севера на юг: Новопортовской скв. 107, Ень-Яхинской скв. 501, Уренгойской скв. 414, Западно-Таркосалинской скв. 99, Западно-Новогодней скв. 210 и Вынгапуровской скв. 300 (рис. 1.4). Третий корреляционный профиль простирается с юго-запада на северо-восток от Сугмутской

до

Западно-Красноселькупской

площадей.

Он

включает

8

скважин:

Сугмутскую скв. 423, Комсомольскую скв. 199, Западно-Таркосалинскую скв. 99, Харампурскую скв. 340, Харампурскую скв. 342, Северо-Толькинскую скв. 304, ЮжноЧасельскую скв. 15 и Западно-Красноселькупскую 46, расположенных в Варъеганском, Уренгойском и Часельском районах (см. рис. 1.5). Выполненная детальная корреляция нижнеюрских отложений по циклопачкам позволила уточнить их строение, возрастное и литологическое взаимоотношение местных стратиграфических подразделений, а также стратиграфическое положение и объемы перспективных песчаных пластов. Индексация песчаных пластов юрских отложений Западно-Сибирской НГП имеет длительную историю. Решению этой проблемы были посвящены специальные совещания прошедшие в Горноправдинске в 1965 г., Сургуте в 1968 г., Уренгое в 1973 г. и Тюмени в 1986

г.

В

настоящее

время

продуктивные

и

перспективные

пласты

юрского

нефтегазоносного комплекса имеют индекс Ю. Нумерация их осуществляется сверху вниз от Юо до Югз (Решение ..., 2004). В нижнеюрских отложениях выделены пласты: от Юю до Ю2з (в котухтинской свите и ее аналогах - от ЮюДО Юп, в ягельной - ог Ю ) 8 до Ю19 и в береговой - от КЬо ДО Юзз) (см. рис. 1.2). В основе принятой индексации продуктивных и перспективных песчаных пластов использован

вышеотмеченный

подход

с

небольшим,

но

важным

уточнением,

заключающемся в следующем. Детальная корреляция отложений позволила вьщелить Г.Г. Шемину (Шемин и др., 2001; Шемин, Нехаев, 2005) в разрезах нижней юры регионально выдержанные песчаные пласты и локально распространенные (локальные) пласты. Цифровые индексы присваиваются не всем, а только регионально выдержанным (сквозным) пластам, обычно приуроченным к основаниям циклически построенных пачек.

20 Не сквозные пласты, характеризующиеся локальным распространением и залегающие в глинистой

части

циклопачек,

имеют

цифровой

индекс

основного

пласта- и

дополнительный буквенный индекс, сверху вниз по разрезу от "а" до "д". Они имеют a

6

индексы вида K)i5 , Ю15 и т.д. Кроме того, отличительной чертой

предлагаемой

индексации пластов является более точная их стратиграфическая привязка, не к свите или подсвите, а к конкретной пачке, подпачке, т.е. каждый пласт "закреплен" в разрезе (рис. 1.6). Всего в нижнеюрских образованиях выделено 7 "сквозных" пластов (Ю14, Ю15, Ю16, Юп, Ю18, Ю19, Ю20), залегающих в основании соответственно циклопачек hd-6, hd-5, hd-4, hd-3, hd-2, hd-1 и кровле циклопачки jag-1

и пользующихся

региональным

распространением во всех фациальных районах, а также 15 "не сквозных", приуроченных к различным стратиграфическим уровням их глинистых частей и имеющих ограниченное территориальное развитие (рис. 1.7).

1.2.2. Результаты корреляции нижнеюрски\ отложений

Нижнеюрские отложения исследуемого региона представлены, как уже отмечалось выше, зимним, левинским, шараповским, китербютским, надояхским и лайдинским горизонтами. Зимний

горизонт

(геттанг - низы верхнего плинсбаха) залегает в основании

юрских отложений на разновозрастных породах триаса и палеозоя и распространен в наиболее прогнутых частях рассматриваемой территории в пределах Ямало-Гыданского, Усть-Енисейского, Варьеганского, Уренгойского и Часельского фациальных районов. Толщина его изменяется от нескольких до 340 м. Сложен он гравелито-глинистопесчаными породами, которые обычно четко выделяются в разрезах скважин по материалам ГИС. Но в ряде случаев, там, где его разрез имеет сходное строение с перекрывающими и постилающими породами, обособить отложения горизонта весьма затруднительно. Так, граница триаса и нижней юры в Тюменской сверхглубокой скважине (CF-6) разными исследователями проводится на разных глубинах - 5588 м (Ехлаков, Угрюмов, 1996), 5655 м (Нестеров и др., 1995), 5660 м (Киричкова и др., 1999), 6012 м (Сурков и др, 1996; Казаков и др.,2002), 6240 м (Нежданов, 2004). Нами, по результатам выполненной детальной корреляции граница триаса и юры в СГ-6 проводится на глубине 5636 м (Шемин и др., 2001). На большей части рассматриваемой территории горизонт представлен береговой свитой и лишь на севере и северо-востоке региона, в ЯмалоГыданском и Усть-Енисейском фациальном районе - зимней свитой.

21 Р е г и о н а л ь н ы е р е з е р в у а р ы и их составные части: флюидоупоры и проницаемые комплексы

? о 5 2 с к

m О

Щ S

и

111 Георгиевско-баженовский флюидоупор

sq-b sg-4

сп-сг

#

sg-3 Верхневасю ганский проницаемый комплекс

Sg

ю,5

Нижневасгоганский флюидоупор

Ю2

tm-11

Ю ? "Ю 2 ' Ю'Ю

tm-10

Юа

Малышевский проницаемый комплекс

KVK>„'

tm-9

ю Ю5" Ю5"

Леонтьевский флюидоупор

ю ю6 Юс

KV

Ю7

ю Юа

KV

lm-4

Вымский проницаемый комплекс

ю ю,„*

т<г;

•

kth-6

*

*

Ю„» ю„ г ^ю7 ю. ю Ю„

Лайдинский флюидоупор

ж kth-5

kth-4

Верхнеджангодский проницаемый комплекс Ю,с"

ю ю„* к>„

Среднеджангодский (тогурский) ШПЮИЛОУПОРЫ

Рис. 1.6. Резервуары юрских отложений севера Западно-Сибирской НГП ГГ. Шемин (2005) 1-3 - песчаные пласты: имеющие локальное распространение, 2 - имеющие зональное распространение, 3 - имеющие региональное распространение.

22

ЕШ<

E

Рис. 1.7. Принципиальная схема стратиграфического положения персг

1- 2 - перспективные песчаные пласты: 1 - сквоз

и и

Часельский район

L'HIOIICKIIll

район

я

н

н

н я

5" S р я

С

и с

§

S X и

X

о

я

я S

f-

s

с

U

=

-* "= Е £. .^ _: _ ;

ггг--,-ю„'

ч1

9 и =

•.

S

-:-г-,-

<

ч

я я

;

•о

ю„

а •«- ю ro„d

1 _~ -"W^nr-- ю

X

и

J-г-.-.Ю,?

в

•о

с

03

ю„

я я И и :Х

-ecscHXj

ю„ Ю, £;> in

ю,:

и с

•с

• •

.

•гк. : ъ.' г —-»•

•о

X

ю„

X

5

= я

а я м

ы я

Si

я о й г

-

IOS—-«.-««*•

к е g я X

S

i

- Ю„

ю,8,.

X

X

а

Ю„

lfb-Ti.-a.-i.TL.-**—Ю

S

>>

к

ю„

:5

ч

ю„

"w^X*--^-*"- 3 '-*** 7 **'

•~ . -5-rr=-'

_5_

в

I J

—

я S

S = S

Б

Я се

се с

_ II

О.

« s я S

= s

CJ

U5

~->

/т-т-Г

з

ективных песчаных пластов нижнеюрских отложений Надым-Тазовского междуречья ные, 2 - локальные ; 3 - перерывы; 4 - преимущественно глины.

23 Береговая свита залегает в основании юрских отложений на преимущественно гравелитово-песчаных породах витютинской свиты триаса и развита на большей части рассматриваемого региона. Выделена свита в Геологической скв. 14, в интервале 47505031 м коллективом авторов (Гурари, Будников, Девятое и др., 1988). Отсутствуют отложения свиты лишь в наиболее приподнятых западной и восточной окраинных частях региона и на Комсомольском выступе фундамента. В Ямало-Гыданском и УстьЕнисейском

фациальных

районах

береговая

свита замещается

зимней. Толщины

береговой свиты в полностью вскрытых разрезах на севере Уренгойского района составляют 200-300 м. На большей же части региона они не превышают 150-160 м. Свита характеризуется различным литологическим составом. Выделяется три типа её разреза: глинисто-гравелито-песчаный (Уренгойские скв. 411, 414, 673, Ево-Яхинская скв. 356, Тюменская сверхглубокая скв. 6), глинисто-песчаный с редкими прослоями гравелитов (Геологическая скв. 35, Уренгойская 279, Харампурская 340), песчаноглинистый (Светлогорская скв. 308, Медвежья скв. 1001). Первый тип разреза свиты, являющийся для рассмотренной территории наиболее характерным, особенно для Уренгойского района, представлен чередованием пластов разнозернистых песчаников с прослоями гравелитов, конгломератов и пачек глинистоалевролитовых

пород. Для • этого типа характерна максимальная . стратиграфическая

полнота разреза и наибольшие толщины. В разрезе этого типа в.Уренгойских скв. 411, 414 и 673 и Ево-Яхинской скв. 356 выделяются две пачки циклического строения: br-1 и br- 2 (см. рис. 1.3, 1.4). Пачка br-1 включает нижнюю часть свиты. Представлена она переслаиванием пластов гравелито-песчаников и глин мощностью 3-15 м. Количество пластов сложенных крупнообломочным материалом в Ево-Яхинской скв. 356 снизу вверх

по разрезу

увеличивается. Толщина пачки изменяется от 50 до 90 м. В ней выделяется один локальный гравелито-песчаный пласт Ю 2 1 Г толщиной от 30 до 60 м. Пачка br-2 охватывает среднюю и верхнюю части береговой свиты и она имеет строение, подобное подстилающей пачке. Толщина её составляет 140-200 м. В основании она представлена переслаиванием пластов гравелито-песчаников и глин мощностью 3-15 м, выше по разрезу количество гравийно-песчаного материала увеличивается, и верхняя часть пачки сложена преимущественно гравелито-песчаниками. Отмеченная особенность строения пачки четко отражена в материалах ГИС уменьшением снизу вверх по разрезу значений ПС и ГК и увеличением показателей КС, что позволяет надежно выделять ее в разрезах скважин. По своему составу она подразделяется на три четко выраженные в диаграммах

ГИС пачки

более

низкого

порядка

- преимущественно

глинистую,

гравелитово-песчано-глинистую и преимущественно гравелитово-песчаную, толщиной от 30 до 80 м. В этих подпачках соответственно выделяются три пласта гравелитовопесчаного состава: Ю21В, Ю 2 1 б и ГСЬД толщина которых изменяется от 20 до 40 м. Примерно такой же разрез береговой свиты вскрыт Тюменской сверхглубокой скв. 6. Он также имеет глинисто-гравелито-песчаный состав, но размер зернистости его

24 уменьшается снизу вверх по разрезу. Он также подразделяется на две пачки циклического г В строения. В этом подтипе вьщеляются гравелитово-песчаные пласты Ю 2 1 , Ю21 , Ю 2 ] и а Ю21 толщиной от 20 до 90 м. Южнее, в разрезе береговой свиты (Харампурской скв. 342) циклические пачки не выделяются, а все гравелитово-песчаные пласты имеют локальный характер и количество их возрастает до 9. Наиболее сокращенный разрез первого типа представлен ЗападноНовогодней скв. 210, где его толщина составляет 124 м. Второй глинисто-песчаный с редкими прослоями гравелитов тип разреза береговой свиты распространен в Варъеганском, Часельском и Уренгойском фациальных районах, как бы окаймляя с севера, востока и юга зону развития разреза первого типа. Местами, в северной части Уренгойского района, он вскрыт не на полную мощность. В Уренгойской скв. 279 и Самбурской скв. 700 вскрытая толщина отложений соответственно составляет 200 и 120 м. Верхняя часть разреза этого типа в этих скважинах сложена преимущественно глинами, нижняя - глинами с пластами песчаников толщиной от 20 до 40 м. В первой скважине выделяется три песчаных пласта ЮоД Ю21 и Ю 21 а , а во второй один Ю21а. Наиболее полный разрез этого типа представлен в Харампурской скв. 340, где толщина береговой свиты составляет 240 м, и представлена она чередованием песчаных пластов и аргиллитов. Вверх по разрезу количество песчаного материала увеличивается, и средняя и верхняя части свиты сложены преимущественно песчаниками. Из-за резкой фациальной изменчивости песчаные пласты имеют локальное распространение. В Геологической скв. 35 толщина свиты составляет 190 м. Верхняя часть её сложена преимущественно гравелито-песчаниками (пласт Ю2оа)> а средняя и нижняя - глинами с двумя пластами гравелито-песчаников Ю21° и ЮоД толщина которых колеблется от 20 до 40 м. В большинстве скважин (Толькинская скв. 300, Сугмутская скв. 423, ЗападноКрасноселькупская скв. 46, Северо-Толькинская скв. 304, Южно-Часельская скв. 15) разрезы этого типа представлены в сокращенном стратиграфическом объеме за счет выклинивания нижней части свиты, а местами предположительно и низов верхней части. Толщина её варьирует от 40 до 100 м. Количество песчаных пластов изменяется от трех (Краеноселькупская скв. 46) до одного (Сугмутская скв. 423), и толщина их колеблется от 10 до 20 м. Разрез береговой свиты третьего типа - песчано-глинистого, вскрыт только в двух скважинах, на западе рассматриваемого региона (Медвежья скв. 1001) и на юго-востоке (Светлогорская скв. 308). В первой скважине береговая свита имеет толщину 157 м, представлена глинами и алевролитами с редкими прослоями песчаников, толщина которых не превышает 5-7 м. Только в верхней части свиты выделяется пласт KD2ia. В Светлогорской скв. 308 толщина береговой свиты составляет не более 60 м. Сложена она в основном аргиллитами и глинистыми алевролитами с редкими прослоями песчаников. Песчаный пласт K) 2 i a выделяется в верхней части свиты. Его толщина не превышает 10 м.

25 Зимняя свита распространена на севере и северо-востоке рассматриваемой территории на больших глубинах и поэтому скважинами не вскрыта. Выделена она в низовьях р. Енисей, где представлена в стратотипическом разрезе песчаниками с подчиненными пачками алевролитов и аргиллитов, прослоями конгломератов и гравелитов (Байбародских и др., 1968). Толщина её, судя по материалам региональных сейсмических профилей, на территории региона составляет 100- 300 м. Левинский горизонт (нижняя часть- верхнего плинсбаха) залегает на отложениях зимнего горизонта и,отчасти на более древних породах палеозоя и триаса. Распространен он несколько шире, чем подстилающий горизонт. Толщина горизонта изменяется от 30 до 120 м (Самбургская. скв. 700, Уренгойская скв. 411). Сложен он- преимущественно глинистыми породами и является региональным реперным стратиграфическим уровнем при корреляции отложений нижней юры (отражающий сейсмический горизонт Ts). В Уренгойском, Часельском, Надымском, Варъеганском и Фроловском фациальных районах левинский горизонт представлен ягельной свитой, а в .Ямало-Гыданском и УстьЕнисейском — левинской. Ягельная свита перекрывает вышеописанные отложения береговой свиты, а также более древние отложения1 и развита на вышеотмеченных участках исследуемой территории. Выделена она в Уренгойской скв. 414 в интервале глубин 4854-4928 м (Бочкарев, Брадучан и др., 1989). Обычно свита представлена глинистым разрезом с пластом песчаников в средней части и характеризуется выдержанной мощностью от 60 до 120 м. В южной и юго-восточной части территории распространения свиты толщина её уменьшается до 30-60 м, а количество пластов» песчаников возрастает до 2-3, т.е. здесь разрез свиты несколько опесчанивается. Возраст свиты обоснован находками остатков флоры и фауны в разрезах Западно-Новогодней скв. 210, Уренгойской скв. 410, Тюменской скв. СГ-6 и других (Шурыгин и др., 2000). Она четко выражена в диаграммах ПС, КС и РК, корреляция ее не вызывает затруднений. Свита является надежным реперным горизонтом в нижней части осадочного чехла. По особенности строения, она подразделяется на две пачки циклического строения jag-1 и jag-2, которые прослеживаются практически повсеместно на рассматриваемой территории. Пачка jag-1 охватывает нижнюю половину свиты. Она обычно представлена глинами с пластом песчаников в кровле, имеющим повсеместное распространение (пласт Ю2о). Толщина пачки изменяется-от 20 до 60 м, а пласта - от 5 до 25 м. В восточной части территории ее распространения кроме вышеотмеченного пласта в разрезе пачки на б различных стратиграфических уровнях часто вскрывается пласт Ю2о , толщиной 10-25 м. Песчаный пласт КЬо наиболее широко развит в Уренгойском районе и представлен песчаниками с прослоями аргиллитов и глинистых алевролитов. Участками (ЗападноТаркосалинская скв. 99) пласт сильно заглинизирован, вплоть до полного литологического выклинивания (Северо-Толькинская скв. 304). Пачка jag-2 выделяется в объеме верхней части ягельной свиты. Она обычно сложена глинами с прослоями алевролитов, редко с пластом песчаников (пласт Ю2оа).

26 Толщина пачки, в наиболее прогнутой части Уренгойского района (Самбургская скв. 700); изменяется от 20 до 66 м. В'восточной части Уренгойского фациального- района пласт Ю2оа имеет повсеместное распространение. Кроме того, здесь подошва пачки опесчанивается, за счет чего стратиграфический объем и толщина пласта Ю2о увеличиваются. На юге региона (Вынгапуровская скв. 300 и Сугмутская скв. 423) разрез свиты сокращен, что затрудняет выделение отмеченных пачек. Левинская свита развита на севере и северо-востоке рассматриваемого региона, в Ямало-Гыданском и Усть-Енисейском фациальных районах. Глубокими скважинами она в отмеченных участках не вскрыта. Свита- впервые выделена в низовьях р. Енисей, где представлена аргиллитами с редкими прослоями алевролитов, песчаников и конгломератов (Байбародских и др., 1968). Толщина её в этом разрезе составляет 199 м, а в рассматриваемом регионе, по сейсмическим материалам, предполагается от 80 до 120 м. Шараповский, китербютский, надояхский и лайдинский горизонты (верхняя часть верхнего плинсбаха - нижняя- часть верхнего аалена) представлены, циклическим чередованием алевролито-песчаных и алевролито-глинистых отложений. Толщина этого комплекса колеблется от 150-300 м на юге, западе и востоке региона, до 600-700 м в центральной части Уренгойского района. Горизонты обычно имеют четкие литологические границы, позволяющие уверенно прослеживать их по комплексу ГИС и материалам сейсморазведки, особенно те из них, которые сложены преимущественно глинистыми породами. Так, китербютский горизонт соответствует сейсмическому горизонту Т4, а лайдинский - Тз. Согласно утвержденной стратиграфической схеме (Решение..., 2004) на рассматриваемой территории упомянутым горизонтам отвечают в Надымском, Уренгойском и Варьеганском районах - котухтинская свита, в Часельском - худосейская, во Фроловском - шеркалинская, а в Ямало-Гыданском и Усть-Енисейском соответственно снизу вверх по разрезу - шараповская, китербютская, надояхская и лайдинская свиты. В Нижнеобском фациальном районе отложения вышеперечисленных горизонтов (по данным утвержденной стратиграфической схемы) отсутствуют. По материалам ГИС в рассматриваемых разрезах отчетливо выделяются семь пачек циклического строения, которые прослеживаются на всей исследуемой территории. Ниже приведена краткая * характеристика отмеченных местных стратиграфических подразделений и результаты детальной корреляции их разрезов на уровне пачек циклического строения (см. рис. 1.3 - 1.5). В Уренгойском, Варьеганском и Надымском фациальных районах отложения шараповского, китербютского, надояхского и лайдинского горизонтов- представлены котухтинской свитой, в которой выделены и прослежены семь пачек циклического строения. Котухтинская свита впервые выделена в Болыпекотухтинской скв. 105 в интервале глубин 3352-3705 м (Нежданов, Огибенин, 1987). Толщина свиты в центральной части Уренгойского района обычно изменяется от 500 до 700 м. В западном, восточном и южном направлениях (Надымская скв. 7, Ярудейская скв. 2, Геологическая

27 скв. 35, Комсомольская скв. 199, Сугмутская скв. 423, Западно-Новогодняя скв. 210, Вынгапуровская скв. 300) она сокращается до 100-300 м за счет стратиграфического выпадения

нижней

части

разреза.

Свита

подразделяется

на

две

подсвиты:

нижнекотухтинскую и верхнекотухтинскую. Нижнекотухтинская подсвита представлена тремя пачками песчано-глинистых пород суммарной мощностью в наиболее прогнутой северной части региона - 200-360 м. В восточном и западном его участках (Береговая скв. 35, Ярудейская скв. 2) её значения уменьшаются до 50-150 м. В южной же части территории фиксируется незначительное (Западно-Новогодняя скв. 210, Вынгапуровская скв. 300, Сугмутская скв. 423) и полное (Комсомольская

скв.

720,

Комсомольская

скв.

199)

отсутствие

образований

нижнекотухтинской подсвиты. Нижние две пачки отвечают шараповскому горизонту, а третья - китербютскому. Пачка kth-1 залегает в основании подсвиты и обычно характеризуется циклическим чередованием пластов песчаников и глин, причем снизу вверх по разрезу количество последних увеличивается. Отмеченная особенность строения позволила в зоне развития наибольших толщин (Ево-Яхинская скв. 356, Уренгойская скв. 414) расчленить разрез пачки на три подпачки: kth-l a , kth-1 и kth-1 в , в каждой из которых снизу вверх по разрезу соответственно выделяются песчаные пласты Ю19, Ю 1 9 в , Ю ] 9

и Ю 1 9 а . Толщина пачки

изменяется от 100 до 170 м. В разрезах Комсомольской скв. 199, Комсомольской скв. 720, Харампурской скв. 340 ее отложения отсутствуют, а в Ярудейской скв. 2, ЗападноНовогодней скв. 210, Сугмутской скв. 423 и Вынгапуровской скв. 300 - значительно сокращены. Пласт K)i9 соответствует нижней части пачки, толщина его колеблется от 5-10 до 50 м. Наиболее часто он сложен песчаниками, реже песчаниками с прослоями аргиллитов и алевролитов. Местами песчаный пласт частично или полностью

глинизируется

(Уренгойская скв. 266). Пачка kth-2 имеет строение, подобное подстилающей пачке, однако редко имеет трехчленное строение, в основном преобладает двухчленное строение, т.е. она состоит из а

б

двух подпачек kth-2 и kth-2 , в основании которых соответственно залегают пласты Ю ^ и a

K)i8 . Кроме того, в глинистом разрезе верхней подпачки местами выделяется пласт K)ig . Толщина пачки изменяется от 60 до

120 м. Она характеризуется

значительными

фациальными преобразованиями по латерали от разрезов преимущественно песчаных (Уренгойская скв. 673, Уренгойская скв. 266) до существенно глинистых (Тюменская скв. 6, Уренгойская скв. 279). Тем не менее, четкая корреляция подстилающих и перекрывающих пачку отложений обычно позволяет однозначно выделять ее в разрезах. В заключение характеристики пачки следует отметить, что в разрезах Ярудейской скв. 2, Надымской скв. 7, Западно-Новогодней скв. 210, Вынгапуровской скв. 300 её толщина значительно сокращена, а в Комсомольской скв. 720 и полностью отсутствует.

Комсомольской скв. 199 она

28 Пласт K>i8 распространен на исследуемой территории почти повсеместно. Толщина его колеблется от 5 до 50 м. Местами он значительно глинизируется (Самбургская скв. 700), в ряде же скважин (Уренгойская скв. 266, Уренгойская скв. 673) «сливается» с другими песчаными пластами и толщина его возрастает до 115 м. Пласт характеризуется преимущественно песчаным составом. Лишь участками он представлен переслаиванием песчаников,

алевролитов,

аргиллитов

и

реже

углистых

пород,

гравелитов

и

конгломератов. Результаты приведенной корреляции нижней части нижнекотухтинской подсвиты позволяют наметить на юге рассматриваемой территории палеовыступ

фундамента

(Комсомольская скв. 720 и Комсомольская скв. 199). Его амплитуда составляет 400-500 м, и

в

его

пределах

отложения

нижнекотухтинской

подсвиты

обычно

полностью

отсутствуют. Пачка kth-З залегает в кровле нижнекотухтинской подсвиты. Представлена в основании пластом

песчаников

(пласт

Ю 1 7 ), а в средней

и верхней

частях

-

преимущественно глинами (тогурская пачка), иногда с пластом песчаников (пласт Ю| 7 а ). Пачка kth-З соответствует китербютскому горизонту. Толщина пачки составляет 50-100 м, а глинистой ее части (тогурской пачки) - 20-70 м. Стратиграфическое положение этой пачки в разрезах Уренгойской скв. 279, Уренгойской скв. 266, Тюменской сверхглубокой скважины обосновано палеонтологически. Строение пачки и ее тощина выдержаны по площади, что позволяет уверенно выделять пачку по материалам ГИС в разрезах скважин. Она является одним из реперных стратиграфических подразделений нижней юры и отвечает сейсмическому горизонту Т4. Пласт K)i7 сложен в основном песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Толщина его колеблется от 3-5 м до 40 м (Геологическая скв. 35). Местами пласт полностью глинизирован (Уренгойская скв. 414). Верхнекотухтинская подсвита, по существу, имеет такое же строение, что и выше описанная. Толщина ее изменяется от 100 до 350 м. По особенностям строения она подразделяется на четыре пачки циклического строения. Нижние две циклопачки отвечают надояхскому горизонту, а две верхние - лайдинскому. Пачка kth-4 в основании сложена песчаниками (пласт Ю16), а в средней и верхней частях - алевролитами и глинами местами с пластами песчаников (пласты Ю ^ , Ю\6 ). В наиболее прогнутых частях региона пачка характеризуется преимущественно глинистыми фациями (Тюменская сверхглубокая скв. 6, Геологическая скв. 35), а на юге в ней преобладают песчаники и часто не предоставляется возможность выделить отдельные циклопачки (Западно-Новогодняя скв. 210, Вынгапуровская скв. 300). Толщина пачки изменяется обычно от 40 до 85 м, достигая своего максимума в центральной части

29 Уренгойского района (Уренгойская скв. 266) и уменьшаясь в западном и южном направлениях. Местами, в пределах Комсомольского выступа, она уменьшается до 26 м (Комсомольская скв. 199) или полностью отсутствует (Комсомольская скв. 720). Пласт K)i6 распространен почти на всей территории региона и характеризуется по площади значительными фациальными изменениями. Толщина его колеблется от 3-5 м на западе и севере (Надымская скв. 7, Ярудейская скв. 2, Самбургская скв. 700) до 95 м на юге, где этот песчаный пласт «сливается» с вышележащими песчаными образованиями (Сугмутская скв. 423, Западно-Новогодняя скв. 210). В среднем же она составляет 20-25 м. На отдельных участках пласт полностью глинизирован (Геологическая скв. 35). Обычно он представлен чередованием песчаников, алевролитов и глинистых алевролитов. Пачка kth-5 представлена в средней части преимущественно глинистыми фациями (подлачки kth-5 и kth-5B) участками с пластами песчаников (пласты Ю ] 5 и Ю^"), а в нижней части - алевролитами, глинами и песчаниками (подпачка kth-5a; пласты Ю 15 , K)i5D). Толщина пачки составляет 65-160 м. В пределах Комсомольского выступа фундамента её отложения полностью отсутствуют (Комсомольская скв. 720), а на юге её невозможно обособить из-за значительного рпес'чанивания разреза. Пласт K)i5 залегает в основании пачки и обычно сложен переслаиванием песчаников, алевролитов и глинистых алевролитов. Толщина его колеблется от 4-5 м (Надымская скв. 7) до 30 м (Уренгойская скв. 279). Местами пласт полностью глинизируется (Геологическая скв. 35, Западно-Таркосалинская скв. 99), а на юге он «сливается» с другими песчаными пластами, общая толщина которых достигает 95 м (Западно-Новогодняя скв. 210, Вынгапуровская скв. 300). Пачка kth-б сложена в основании песчаниками (пласт Ю14), а в средней и верхней а

части - преимущественно глинами, местами с пластом песчаников (пласт Ю)4 )Характеризуется значительными фациальными изменениями по латерали, от существенно песчаных разрезов (Уренгойская скв. 674, Ево-Яхинская скв. 356) до глинистых (Уренгойская скв. 279, Ярудейская скв. 2). Толщина пачки составляет от 40 до 95 м (Уренгойская скв. 289). Пласт Ю]4 распространен на всей территории развития котухтинской свиты. Толщина его колеблется от 10-12 м на севере (Надымская скв. 7) и юго-востоке (Харампурская скв. 342) до 40 м в центральной части Уренгойского района (Ево-Яхинская скв. 356). Сложен пласт переслаиванием песчаников и алевролитов. На юге местами он «сливается» с нижезалегающими пластами (Сугмутская скв. 423).

30 Пачка kth-7 залегает в кровле котухтинской свиты. Имеет в целом такое же строение, что и выше описанные пачки. Она также характеризуется значительными фациальными изменениями по площади района. В основании пачки залегает регионально выдержанный пласт Ю^, а в верхней половине - редко встречающийся песчаный пласт Ю 13 а . Толщина пачки изменяется от 30 до 86 м. Пласт Ю[з обычно представлен переслаиванием песчаников и алевролитов. Толщина его обычно колеблется от 10 до 25 м, лишь на севере достигая 35 м (Самбургская скв. 700). Местами пласт глинизирован (Уренгойская скв. 282, Уренгойская скв. 414) В заключение характеристики верхнекотухтинской подсвиты следует отметить, что в южной и юго-восточной частях исследуемого района (Сугмутская скв. 423, ЗападноНовогодняя скв. 210, Вынгапуровская скв. 300) она представлена преимущественно песчаными фациями и толщина её составляет 80-100 м, в отличие обычных разрезов, где её толщина колеблется от 250 до 359 м а состав в основном песчано-глинистый. Отложения пачек kth-7 и kth-б (без пласта K>i4) соответствуют стратиграфическому объему

общеизвестной

радомской

пачки, являющейся

региональным

реперным

стратиграфическим уровнем и на сейсмических профилях отвечающей сейсмическому горизонту Тз. В Часельском фациальном районе отложения шараповского, китербютского, надояхского и лайдинского горизонтов представлены худосейской свитой, в разрезах которой выделяется семь пачек циклического строения (hd-1 - hd-7), синхронных выше описанным пачкам котухтинской свиты. Худосейская свита распространена в восточной части рассматриваемого региона в пределах

Часельского

фациального

района

(Решения..., 2004)

и

представлена

циклическим чередованием пластов песчаников и перекрывающих их алевритистоглинистых разностей пород. Стратотипический разрез свиты впервые был выделен в Верхнекаралькинекой скв. 101 (Нежданов, Огибенин, 1987). Полный стратиграфический разрез свиты вскрыт на территории региона 8-ю глубокими скважинами. Толщина свиты изменяется от 250 до 520 м, достигая максимальных величин на севере, в районе ЮжноРусской площади, и постепенно уменьшается в восточном и юго-восточном направлениях до 200-250 м. Это обусловлено выклиниванием нижних стратиграфических горизонтов. Свита подразделяется на две подсвиты: нижнехудосейскую и верхнехудосейскую. Нижнехудосейская

подсвита является полным стратиграфическим

аналогом

нижнекотухтинской подсвиты. Представлена она также тремя пачками песчано-глинистых пород суммарной толщиной от нескольких до 240 м. Максимальные её значения наблюдаются в северо-западных участках распространения подсвиты (Южно-Русская

31 скв. 21).

В

восточном

и

юго-восточном

направлениях

её

толщина

постепенно

уменьшаются до 150-180 м (Западно-Красноселькупская скв. 47, Светлогорская скв. 308, Северо-Толькинская скв. 304, Толькинская скв. 300). Еще восточнее и юго-восточнее, вблизи границы рассматриваемого региона, подсвита полностью выклинивается. Нижние две пачки подсвиты отвечают шараповскому горизонту, а верхняя - китербютскому. Пачка hd-1 залегает в основании подсвиты и обычно характеризуется циклическим чередованием пластов песчаников и глин, причем снизу вверх по разрезу количество последних увеличивается. Максимальная толщина пачки (90 м) отмечается на востоке региона (Толькинская скв. 300, Светлогорская скв. 308). На северо-востоке, в районе Южно-Русской площади (Южно-Русская скв. 24) толщина её сокращается до 47 м. По направлению к восточной границе региона отмечается полное выклинивание отложений пачки. Пласт K)i9 соответствует нижней части пачки. Толщина его колеблется от 20 до 50 метров. Наиболее часто он сложен песчаниками, реже песчаниками с прослоями аргиллитов и алевролитов. Пачка hd-2 имеет строение, подобное подстилающей пачке. В основании её залегает песчаный пласт Ю ] 8 , выше которого преобладают глинистые породы с редкими маломощными прослоями алевролитов и песчаников. Толщина пачки изменяется от 45 до 90 м. Она характеризуется значительными фациальными преобразованиями по латерали от разрезов преимущественно песчаных (Южно-Часельская скв. 15) до существенно глинистых (Северо-Толькинская скв. 304). Как и нижележащая пачка по направлению к восточной границе рассматриваемого региона, пачка hd-2 полностью выклинивается. Пласт Ю]8 распространен в восточной и юго-восточной частях

исследуемой

территории и выклинивается по направлению к сё восточной границе. В изученных скважинах его толщина колеблется от 10 м (Северо-Толькинская скв. 304) до 58 м (ЮжноЧасельская скв. 15). Пласт характеризуется преимущественно песчаным составом. Лишь участками он представлен переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов и реже углистых пород, гравелитов и конгломератов. Пачка hd-З залегает в кровле нижнехудосейской основании

пластом

песчаников

(пласт

подсвиты. Представлена в

Ю 1 7 ), а в средней

и верхней

частях

а

преимущественно глинами (тогурская пачка), иногда с пластом песчаников (пласт Юп ). Пачка hd-З соответствует китербютскому горизонту. Толщина её составляет 40-60 м, с выклиниванием её в юго-восточном и восточном направлениях. Строение пачки и ее толщина практически не меняется, и она четко прослеживаются по площади. Пачка

32 является одним из реперных стратиграфических подразделений нижней юры и отвечает сейсмическому горизонту Т4. Пласт Юп сложен в основном песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Толщина его колеблется от 5 до 42 м. Местами пласт полностью глинизирован (Светлогорская скв. 308). Верхнехудосейская

подсвита

соответствует

верхнекотухтинской

подсвите.

Распространена она на востоке рассматриваемого региона. Толщина ее изменяется от 190 до 285

м. По особенностям строения она, как и верхнекотухтинская

подсвита,

подразделяется на четыре пачки циклического строения. Нижние две циклопачки относятся к надояхскому горизонту, а верхние - к лайдинскому. Пачка hd-4 в основании сложена песчаниками (пласт Ю^), а в средней и верхней частях - алевролитами и глинами местами с прослоями песчаников (пласт K)i6a). Толщина пачки изменяется от 20 до 76 м, достигая своего максимума в юго-восточной части рассматриваемого региона (Светлогорская скв. 308) и уменьшаясь на запад, север и восток. Пласт Ющ распространён на всей территории развития пачки. Для него характерна значительная литологическая изменчивость. Толщина пласта колеблется от 5 м (ЗападноКрасноселькупская скв. 46) до 27 м (Светлогорская скв. 308). На отдельных участках пласт полностью глинизирован (Северо-Толькинская скв. 304). Обычно пласт представлен чередованием песчаников, алевролитов и глинистых алевролитов. Пачка

hd-5

представлена

в

средней

и

верхней

частях

глинистыми породами с пластами песчаников (пласты Ю 1 5

преимущественно

и KDi5a), а в нижней -

алевролитами, глинами и песчаниками. В основании пачки повсеместно

залегает

песчаный пласт IOi 5 . Максимальная её толщина отмечается на северо-востоке (ЮжноРусская скв. 24) и юго-востоке региона (Светлогорская скв. 308). В районе Толькинской и Северо-Толькинской площадей толщина уменьшается до 70-80 м. Пласт K)i5 залегает в основании рассматриваемой пачки и обычно сложен переслаиванием

песчаников, алевролитов

и глинистых

алевролитов.

Толщина его

колеблется от 15 м (Южно-Часельская скв. 15) до 50 м (Светлогорская скв. 308). В разрезе последней скважины он «сливается» с вышележащими песчаными пластами (пласт Ю 1 5 а ). Пачка hd-б сложена в основании песчаниками (пласт K)i 4 ), а в средней и верхней части - преимущественно глинами, местами с пластом песчаников (пласт Ю| 4 а ). Она характеризуется значительными фациальными изменениями по латерали, от существенно песчаных

разрезов

(Светлогорская

скв.

308

и Верхне-Часельская

скв.

157)

до

33 преимущественно глинистых (Южно-Часельская скв. 15 и Западно-Красноселькупская скв. 46). Толщина пачки изменяется от 40 до 74 м. Пласт Юи распространен на всей территории развития худосейской свиты. Толщина его колеблется от 10-12 м на севере (Южно-Русская скв. 21, ЗападноКрасноселькупская скв. 46) до 34 м в центральной части (Верхнечасельская скв. 157). Сложен пласт переслаиванием песчаников и алевролитов. Пачка hd-7 залегает в кровле котухтинской свиты. Она имеет в целом такое же строение, что и залегающая ниже. В основании пачки находится маломощный регионально выдержанный пласт Ю 13 . Толщина пачки изменяется от 30 м (ЮжноЧасельская скв. 15) до 58 м (Верхнечасельская скв. 157). Пласт ЮМз обычно представлен переслаиванием песчаников и алевролитов. Толщина его обычно колеблется от 5 до 10 м. Местами пласт полностью глинизируется (Западно-Красноселькупская скв. 46, Южно-Русская скв. 24). В заключение характеристики верхнехудосейской подсвиты следует отметить, что отложения пачек kth-7 и kth-б (без пласта Юм) соответствуют стратиграфическому объему

общеизвестной

радомской

пачки, являющейся

региональным

реперным

стратиграфическим уровнем и на сейсмических профилях отвечающей отражающему горизонту Тз. В Ямало-Гыданском и Усть-Енисейском фациальных районах, как.уже отмечалось выше, шараповскому, китербютскому, надояхскому и лайдинскому горизонтам отвечают шараповская, китербютская, надояхская и лайдинская свиты. Шароповская свита распространена в северо-западной и северо-восточной частях рассматриваемого

региона

в

пределах

Ямало-Гыданского

и

Усть-Енисейского

фациальных районов и соответствует одноименному горизонту (Решение..., 2004). Представлена она циклическим чередованием пластов песчаников и перекрывающих их алевритнсто-глинистых разностей пород, которые объединены в две циклопачки (shr-1 и shr-2), которые соответствуют первой и второй пачкам котухтинской и худосейской свит. Выделена свита вместо нижнеджангодской подсвиты (Гурари и др., 1988) со стратотипом в Усть-Енисейском районе по Малохетской скв. 10-Р (Байбародских и др., 1968; Решение..., 1991). Залегает она как на породах палеозоя, так и на породах левинской свиты. Глубокими

скважинами

свита

вскрыта

на

северо-западе

региона,

в

пределах

Сандибинской площади Пачка shr-1 - залегает в нижней части свиты. В её основании преобладают песчаники (пласт K)i9), а в средней и верхней частях - преимущественно аргиллиты и а

алевролиты, с редкими пластами выклинивающихся песчаников (пласт Ю]9 )- Толщина

34 пачки составляет 60 - 70 м. Северо-восточнее, за пределами рассматриваемого региона, она увеличивается до 180 м (Тото-Яхинская скв. 25). В направлении на запад и юго-запад от Сандибинской площади пачка постепенно выклинивается, и в пределах Лензитской площади она полностью отсутствует (Лензитская скв. 77). Пачка shr-2 - слагает верхнюю часть свиты. В основании её залегает регионально выдержанный пласт IOig, выше которого разрез сложен аргиллитами и алевролитами, с прослоями локально выдержанных песчаников (пласты Юц$а, Ю] 8 ). Толщина пачки в пределах Сандибинской площади составляет 53 м (Сандибинская скв. 1). В юго-западном и западном направлениях пачка постепенно выклинивается. Полностью её отложения отсутствуют в пределах Лензитской площади. В северном направлении толщина пачки увеличивается, а далее за пределами района - до 80 м (Тото-Яхинская скв. 25). Пласт K)i8 распространен на всей территории развития шараповской свиты. Толщина его обычно не более 15 м (Сандибинская скв. 1). На северо-востоке, за пределами региона, она уменьшается до 11 м (Тото-Яхинская скв. 25). Сложен пласт переслаиванием песчаников и алевролитов. Китербютская свита распространена в тех же районах исследуемой территории, что и подстилающая её шараповская свита. Выделена она вместо средней подсвиты джангодекой свиты и соответствует одноименному горизонту (Решение..., 2004). В качестве стратотипа принята средняя толща джангодской свиты, выделенной по Малохетской скв. 10-Р (Байбародских и др., 1968). Залегают её отложения обычно на породах шараповской свиты, но участками на отложениях палеозоя (Лензитская скв. 77). Толщина её колеблется от 38 м (Лензитская скв. 77) до 65 м (Сандибинская скв. 1). На севере, за пределами рассматриваемого региона она достигает 100 и более метров (Новопортовская скв. 88). Китербютская свита соответствует пачкам kth-З и hd-3 котухтинской и худосейской свит и сложена преимущественно аргиллитами с редкими прослоями алевролитов и песчаников (пласт Юп, Юп а ). Строение свиты и ее мощность выдержаны по площади, что позволяет уверенно выделять её по материалам ГИС в разрезах скважин. Она является одним из реперных стратиграфических подразделений нижней юры и отвечает сейсмическому горизонту Т4. Пласт Юп сложен в основном песчаниками с прослоями алевролитов. Толщина его в пределах Сандибинской площади достигает 10 м (Сандибинская скв. 1). В западном и юго-западном направлениях песчаный пласт выклинивается (Лензитская скв. 77), а в северном и северо-восточном направлениях (за пределами региона) увеличивается до 40 м (Новопортовская скв. 82).

35 Надояхская свита, как и выше описанные свиты, распространена в северо­ западной и северо-восточной частях рассматриваемого региона, в пределах ЯмалоГыданского и Усть-Еннсейского фациальных районов и соответствует одноименному горизонту (Решение..., 2004). Представлена она циклическим чередованием пластов песчаников и перекрывающих их алевритисто-глинистых разностей пород, которые объединены в две циклопачки (nd-1 и nd-2), которые соответствуют 4-ой и 5-ой пачкам котухтинской и худосеиской свит. Выделена вместо верхнеджангодскои

подсвиты

(Гурари и др., 1988) со стратотипом в Усть-Енисейском районе (Малохетская скв. 10-Р) (Байбародских и др., 1968). Залегают отложения свиты на китербютской свите. Толщина её изменяется от 66 м (Лензитская скв. 77) до 113 м (Сандибинская скв. 1). Пачка nd-1 - охватывает нижнюю половину свиты. В её основании преобладают песчаники (пласт Ю^), а верхняя часть представлена чередованием

аргиллитов,

алевролитов и песчаников (пласт Ю^'1). Толщина пачки меняется от 30 (Лензигская скв. 77) до 75 м (Сандибинская скв. 1). В северо-восточном направлении, за пределами рассматриваемого региона, толщина пачки увеличивается до 90 м (Тота-Яхинская скв. 25). . Пласт K)i6 отмечается на всей территории распространения.пачки, где значительно изменяется по составу. Толщина его увеличивается от 16 (Лензитская скв. 77) до 41 м (Сандибинская скв. 1). Пачка nd-2 - включают верхнюю часть свиты. В её основании преобладают песчаники (пласт Ю15), а выше по разрезу она представлена чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников (пласты Ю156 и Ю (5 а ). Толщина пачки изменяется в пределах рассматриваемого региона незначительно от 25 (Сандибинская- скв. 2) до 42 м (Сандибинская скв. 5). Пласт K)i5 сложен в основном песчаниками с прослоями алевролитов. Толщина его изменяется от 10 (Сандибинская скв. 1) до 23 м (Лензитская скв. 77). Лайдинская свита также распространена в северо-западной и северо-восточной частях рассматриваемого региона и соответствует одноименному горизонту (Решения..., 2004). Впервые выделена она в низовьях р. Енисей и представлена в стратотипическом разрезе

аргиллитами и аргиллитоподобными глинами с прослоями алевролитов и

песчаников (Байбародских и др., 1968). На рассматриваемой территории в составе свиты выделяются две циклопачки (ld-1 и ld-2), которые соответствуют пачкам 6 и 7 котухтинской и худосеиской свит. Залегает она согласно на нижележащей надояхской свите. Толщина её изменяется незначительно от 52 м (Сандибинская скв.5) до 68 м (Сандибинская скв. 2). В северо-восточном направлении, за пределами рассматриваемого региона, толщина свиты увеличивается, до 74 м (Тото-Яхинская скв. 25). Следует

36 отметить, что отложения свиты (без пласта Юн) соответствуют стратиграфическому объему

общеизвестной

радомской

пачки, являющейся

региональным

реперным

стратиграфическим уровнем и на сейсмических профилях отвечающей отражающему горизонту Тз. Пачка Id-1 в основании представлена регионально выдержанным пластом Юн, а в средней и верхней частях - преимущественно глинами, местами с пластом песчаников (пласт Юн ). Характеризуется значительными фациальными изменениями по латерали, от существенно песчаных разрезов (Лензитская скв. 77) до глинистых (Сандибинская скв. 5). Толщины пачки изменяются от 28 м (Сандибинская скв. 2) до 38 м (Лензитская скв. 77). Пласт Юн распространен на всей территории развития лайдинской свиты в рассматриваемом регионе. Толщина его колеблется от 4 м (Сандибинская скв. 5) до 26 м в пределах Лензитской площади (Лензитская скв. 77). Сложен пласт переслаиванием песчаников и алевролитов. Пачка ld-2 залегает в кровле лайдинской свиты. Имеет в целом такое же строение, что и залегающая ниже пачка. В основании пачки залегает маломощный регионально выдержанный пласт Ю13. Толщина пачки.изменяется от 15 м. (Сандибинская скв.. 1) до 40 м (Сандибинская скв. 2). Пласт Юп обычно представлен переслаиванием песчаников и алевролитов. Толщина его обычно колеблется от 5 (Сандибинская скв. 1) до 15 м (Сандибинская скв. 2). 1.3. Стратиграфическое положение региональных резервуаров нижнеюрских отложений В настоящем разделе, на основе выполненной детальной корреляции юрских отложений и уточнённой индексации песчаных пластов, приведено стратиграфическое положение тоарского, плинсбахского и геттанг-синемюрского региональных резервуаров и их составных частей - флюидоупоров и проницаемых комплексов. Юрские отложения северных и арктических нефтегазоносных областей ЗападноСибирской НГП соответствуют рангу одноимённого нефтегазоносного этажа или мегарезервуара (Карогодин, 1974; Геология..., 1975; Нефтегазоносные..., 1994 и др.). Флюидоупором его являются преимущественно глинистые отложения кимериджского и титонского ярусов (баженовская, георгиевская свита и их возрастные аналоги). Проницаемый мегакомплекс включает песчано-алевролитово-глинистые

образования

нижней и средней юры, а также Оксфорда. Нефтегазоносность этажа доказана на огромной территории Западно-Сибирской плиты, в том числе и в пределах исследуемой территории.

37 В

составе

юрского

нефтегазоносного

этажа

обычно

выделяется

несколько

нефтегазоносносных комплексов (региональных резервуаров) более низкого порядка: нижне-среднеюрский,

васюганский,

баженовский

(Геология...,

1975);

зимний,

шараповский, надояхский, вымский, малышевский (Девятое, Казаков, Шурыгпн, 1996; Геологическое..., 2005 и др.). Детальная корреляция нижнеюрских отложений на уровне циклически построенных пачек, приведенная в предыдущем разделе главы, позволила расчленить эти образования на три региональных резервуара: тоарский, плинсбахский и геттанг-синемюрский (Шемин и др. 2000, 2001) (рис. 1.8). Под региональным резервуаром нефти и газа понимается совокупность смежных флюидоупора (сверху) и проницаемого комплекса (снизу), в

которых

возможны миграция, аккумуляция

и консервация

углеводородов. Названия резервуаров соответствуют ярусам общей стратиграфической шкалы, в рамках которых выделены их проницаемые комплексы. В флюидоупорах и проницаемых комплексах, в свою очередь, выделяются подразделения более низкого порядка - циклопачки и песчаные пласты. Тоарский региональный резервуар (середина нижнего тоара - середина верхнего аалена,

надояхский

и

лайдинский

горизонты)

глинистыми породами верхнекотухтинской (верхнехудосейская

представлен

песчано-алевролито-

подсвиты и ее возрастными аналогами

подсвита, надояхская и лайдинская свиты). Разрез

резервуара,

изученный на исследуемой территории 98 глубокими скважинами, сложен чередованием пластов песчаников с пачками и прослоями углисто-глинисто-алевролитовых пород. В его нижней и средней частях выделены три пачки циклического строения (kth-4, kth-5 и нижняя часть kth-б) толщиной от 30 до 130 м, перекрытых преимущественно глинистыми отложениями лайдинского горизонта (верхняя часть пачки kth-б и пачка kth-7) (см. рис. 1.8). В основании каждой циклопачки обычно залегают пласты песчаников, имеющих выдержанное региональное распространение, а в верхней и средней частях среди углистоалевролитово-глинистых пород присутствуют пласты песчаников, имеющих локальное и зональное

развитие.

В

составе

тоарского

резервуара

выделяются

надояхский

проницаемый комплекс и перекрывающий его лайдинский флюидоупор. Надояхский проницаемый комплекс резервуара (верхняя часть нижнего тоара подошва нижнего аалена, надояхский горизонт) сложен углисто-глинисто-алевритовыми отложениями с пластами песчаников в нижней и средней частях верхнекотухтинской подсвиты и ее возрастных аналогов (нижняя и средняя части подсвиты,

надояхская

свита).

Он

характеризуется

циклически

верхнехудосейской чередующимися

алевролитами и песчаниками с пачками и прослоями глинисто-алевролитовых пород. В его составе выделяются две пачки циклического строения kth-4 и kth-5 и нижняя часть

38 о о о.

CL

х

О Р)

§

Q.

.О

га ,

^ 5 о

#21 '5

« CO

о - IT, С

l

8

11 И га

ф ra S. >

со

о Я Q.

CD Л X CO T

co

s

о

CK

CD

"*" CD

Региональные резервуа­ ры и их составные части: CD се ф л ю и д о у п о р ы и прони­ ц а е м ы е комплексы

о

Свита(подсвита)

Q. CD 00

I

ч: CD Q.

ОС СО

со S2 о

о

h х > Iо ъс

I

о

X Q. 0 03

Q. СО

.о

о X

о; о d" со X

X

i

со о о.

CD X X

Кит.

(hd)-6

CD О О

о х

Ц

СО

X

о

о X СО

ю о

>s s

X

X X

с

о.

о; со ^ о со о с со о. со

X CD X CD X

CD

X CD X

2^_

(hd)-2

• • •

X S

m CD

J3

.0

к со о .—.

СО

X

Д 5CD *£5 Д 5CD "S3 i_

i_

о;

о;

X

со

к со m о i_

CD О. CD LU

ЮГ„

I £>S CD S Q-

5

О CL CO О

ЮЕ Ш 2 ; ЮН,0; ЮЯ10; ЮГ 1М2 ; ЮВ,„

о S 1_

Q.

с о >N

0) m

CL

о. CD

V

CD CL

со

Шараповский проницаемый комплекс

О X

)^т сга Xл П JJ т U

•^ — со X

Ш

>

m CD

lag (lv)-1

• ••

\

ю.

Левинский флюидоупор

с;

X Q.

а.» I

юя, • юн„ ЮЕ^ЮГ™?:

юв„

к со СО

к CNj^

Китербют. флюид.

(hdy

5

х л С ? О.

CD

о

Is

ш

л

X

со

о

ю. ю„ ю„ ю; ю. ю.

•

• • •

CD О О

о 2

00

CD X

•

(hd)-3 • • •

о со

I-

со о. со

(hd)-4 • • •

Китер.(Й)

>Н

с:

Ю.

со X

•

IX

о ш о

Надояхский проницаемый комплекс

(hd)-5

о

5* О 1 хМ * S

s o

1

II

Ю.

с к

2 3. -a m "of ос со о

• • •

Лайдинский флюидоупор

•о

X CD X X CL ^ C D

i£ _

X

СО Ъ£

>s

со

ю„ ю.

g к

О

X S

Юи

(hd)-7

S -—'

>s со с;

О Tfr

i

|S о

±2

X

О

£

Е -Hi

ос со со о |_

к о; х

CD О. CD LQ

Е

СО

ю; ю;

Л2

1

iEZT

11

ЮЯ 1 2 ;ЮГ М ?

2 CD 5 О. CD >s

Ю,

ю„

CL

Зимний проницаемый комплекс

л О

X

л С со го X X

о

CD S "— CD CL

ЮГМ?

2

Рис. 1.8. Стратиграфическое положение региональных резервуаров и продуктивных пластов нижнеюрских отложений Надым-Тазовского междуречья 1-3-песчаные пласты: 1-имеющие локальное распространение, 2-имеющие зональное распространение, 3-имеющие региональное распространение.

39 (песчаный пласт) циклопачки kth-б. В основании циклопачек залегают регионально вьщержанные песчаные пласты Ю\в, Ю15 и Юн. Помимо них, в некоторых разрезах присутствуют пласты песчаников, пользующихся локальным и редко зональным распространением (пласты Ю]ба, Ю^", Ю15 , Ю15'1). Лайдинский флюидоупор резервуара (нижний аален - нижняя часть верхнего аалена, лайдинский горизонт) представлен преимущественно глинистыми отложениями верхней части верхнекотухтинской подсвиты и ее возрастных аналогов (верхняя часть верхнехудосейской подсвиты и лайдинская свита без песчаного пласта Ю^). Плансбахский региональный резервуар (верхняя часть верхнего плинсбаха - нижняя часть нижнего тоара, шараповский и китербютский горизонты) представлен

песчано-

алевролито-глинистыми породами нижнекотухтипскои подсвиты и ее возрастными аналогами (нижнехудосейская подсвита, китербютская и шараповская свиты). Разрез резервуара сложен чередованием пластов песчаников и алевролитов с пачками и прослоями глинисто-алевролитовых пород, тонкослоистых и массивных аргиллитов. В его нижней и средней частях

выделены три пачки циклического строения (kth-1, kth-2 и

частично kth-З) толщиной от 30 до 130 м, перекрытых глинистыми отложениями китербютского горизонта (верхняя часть пачки kth-З). В основании каждой циклопачки обычно залегают пласты песчаников, имеющих региональное распространение, а в верхней и средней её частях среди углисто-алевролито-глинистых пород присутствуют пласты

песчаников, имеющих

региональный

резервуар

локальное

состоит

из

и зональное

шараповского

развитие.

Плинсбахский

проницаемого

комплекса и

перекрывающего его китербютского флюидоупора. Шараповский

проницаемый комплекс резервуара

(верхняя

часть

верхнего

плинсбаха, шараповский горизонт) сложен глинисто-алевролито-песчаными отложениями нижней и средней частей нижнекотухтинской подсвиты и ее возрастных аналогов (нижняя и средняя части нижнехудосейской подсвиты и шараповская свита). Он характеризуется циклически чередующимися алевролитами и песчаниками с пачками и прослоями глинисто-алевролитовых пород. В его составе выделяются две пачки циклического строения kth-1 и kth-2 и нижняя часть (песчаный пласт) циклопачки kth-З (см. рис. 1.8). В основании циклопачек залегают регионально выдержанные песчаные пласты Ю19, KDig и Юп. Помимо них в некоторых разрезах присутствуют пласты песчаников, пользующихся локальным и редко зональным распространением (пласты K)i9a, IOi9G, Ю]9В, lOjg6, K)i8a). Китербютский

флюидоупор

резервуара

китербютский горизонт) представлен

(нижняя

преимущественно

часть

нижнего

тоара,

глинистыми отложениями

верхней части нижнекотухтинской подсвиты и ее возрастных аналогов (верхняя часть

40 нижнехудосейской

подсвиты и китербютской свиты). Большинство

исследователей

выделяют эти отложения как тогурскую пачку, которая является одним из наиболее выдержанных стратиграфических реперов нижнеюрских отложений и характеризуется обычно однородным, преимущественно глинистым составом (Девятов и др., 1994). Геттанг-синемюрский региональный резервуар (геттангский и синемюрский ярусы - нижняя часть верхнеплинсбахского

подъяруса, зимний и левинский горизонты)

представлен песчано-алевролито-глинистыми породами береговой свиты и глинистоалевролитовыми породами ягельной свиты и их возрастными аналогами (зимней и левинской свитами). Сложен он чередованием пластов алевролитов и песчаников с пачками и прослоями как галечных конгломератов и гравелитов, так и глинистоалевролитовых пород, тонкослоистых и массивных аргиллитов. В фациально изменчивой нижней его части (береговая свита) не представляется возможным выделение пачек, а в верхней его части (ягельная свита) выделены две пачки циклического строения (jag-1, jag2) толщиной от 25 до 70 м. В кровле циклопачки jag-1 отмечается пласт песчаников, имеющий выдержанное региональное распространение с изменяющейся по латерали фациальной характеристикой (Юго). Песчаные пласты береговой свиты выделяются только как пласты, имеющие локальное распространение, так как они очень изменчивы по латерали. Геттанг-синемюрский региональный резервуар

подразделяется на зимний

проницаемый комплекс и перекрывающий левинский флюидоупор. Зимний проницаемый комплекс резервуара (геттангский и синемюрский ярусы нижняя часть

верхнеплинсбахского

переслаиванием

подъяруса,

песчаников, галечных

зимний горизонт)

конгломератов,

гравелитов,

характеризуется алевролитов

и

аргиллитов. Для отложений проницаемого комплекса характерна большая изменчивость как по латерали, так и по вертикали. Выделяются только локальные песчаные пласты, имеющие ограниченное распространение (IC*2ia, ЮоД Kbi" и K>>ir)- Толщина пластов колеблется от 10 до 60 м. Как правило, для них характерно цикличное строение со сменой вверх по разрезу различных гранулометрических разновидностей терригенных пород - от конгломератов до мелкозернистых песчаников и алевролитов и аргиллитов. Левинский

флюидоупор

резервуара

(нижняя

часть

верхнеплинсбахского

подъяруса, левинский горизонт) представлен преимущественно глинистыми отложениями ягельной свиты и её возрастных аналогов (левинская свита).

41 ГЛАВА 2. КОМПЛЕКСНАЯ'ХАРАКТЕРИСТИКА НИЖНЕЮРСКИХ ПЕРСПЕКТИВНЫХ НА НЕФТЬ И ГАЗ РЕГИОНАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ.

В

настоящей

главе

приведена

комплексная

характеристика

плинсбахского, геттанг-синемюрского региональных резервуаров

тоарского,

нижней юры и их

составных частей - проницаемых комплексов и флюидоупоров;: а также основных содержащихся в них перспективных песчаных пластов Надым-Тазовского междуречья. Описаны их структурные планы, вещественный и частично минеральный состав, условия формирования; приведены характеристики их толщин, толщин песчаников и толщин коллекторов; изложены их фильтрационно-ёмкостные свойства пород и оценены качества флюидоупоров, проницаемых комплексов и резервуаров в целом. Глава состоит из трех различных по объёму разделов. Вначале рассмотрена терминология и классификация резервуаров, затем - методические аспекты изучения строения и оценки качества резервуаров и в третьем, в основном разделе, приведена комплексная

характеристика

тоарского,

плинсбахского,

геттанг-синемюрского

региональных резервуаров нижней юры Надым-Тазовского резервуара.

2.1: Терминология и классификация резервуаров Термин «резервуар» в отечественной геологической литературе стал широко использоваться после работ И.О.Брода, который понимал под ним «...горные породы, в которых может происходить циркуляция подвижных веществ (флюидов) в недрах» (Брод, 1951, с. 152). Чуть позже он расширил понятие, рассматривая резервуар как «Естественное вместилище для нефти, газа и воды (внутри которого может происходить циркуляция подвижных

веществ), форма которого обусловлено

соотношением коллектора с

вмещающим его (коллектор) плохо проницаемых пород» (Брод, Еременко, 1953, с. 147). В дальнейшем в работах А.А. Бакирова, Ф.Г. Гурари, Т.И. Гуровой, Г.П. Евсеева, В.П. Казаринова, Ю.Н. Карогодина, М.К. Калинко, А.Э. Конторовича, Н.В. Мельникова, Г.П. Мясниковой, М.Ф. Мирчинка, В.Д. Наливкина, И.И. Нестерова, Г.П: Ованесова, Г.Э. Прозоровича, Н.Н. Ростовцева, Ф.К. Салманова, А.А. Трофимука, Г.Г. Шемина, В.И. Шпильмана и других исследователей

приведены различные определения понятия

резервуар (табл. 2.1.). Существуют различные представления о строении резервуара. Одни исследователи под резервуаром понимают только проницаемый комплекс (Нефтегазоносные ...,1994), другие - сочетание проницаемого комплекса и флюидоупора (Еременко, 1988; Шемин,

42

Таблица 2.1. Определения понятия «резервуар» Определение

Источник И. О. Брод (1951)

Горные

породы,

в

которых

может

происходить

циркуляция

подвижных веществ (флюидов) в недрах И.О. Брод,

Естественное вместилище для нефти, газа и воды (внутри которого

Н.А. Еременко

может происходить циркуляция подвижных веществ), форма которого

(1953)

обусловлена соотношением коллектора с вмещающим его (коллектор) плохо проницаемых пород

А. Леворсен (1970) Часть ловушки, содержащая нефть и газ Геологический

Объем пород, могущий вместить нефть или газ вне зависимости от

словарь (1973)

формы и условий возникновения, но при наличии способности к аккумуляции и консервации нефти в ней

А.Э Конторович 1975

Геологическое комплексом

тело,

одного

образованное ранга

экраном

региональное™

и в

проницаемым границах, . где

распространены оба тела, будем называть резервуаром А.А. Трофимук,

Резервуар

-

это

породное

тело

(номинолит),

обладающее

Ю.Н. Карогодин,

ко л лекторскими свойствами, позволяющими ему быть потенциальным

Э.В Мовшович

или реальным вместилищем флюидов (нефти, газа, воды и различных

(1980)

их сочетаний, и ограниченное снизу (для воды) и (или) сверху (для углеводородов) относительно непроницаемыми (слабопроницаемыми) породами (экранами, водоупорами)

В. Д. Ильин

Геологическое

тело,

состоящее

из

пластов-коллекторов,

часто

А.Н.Золотов,

содержащие также пласты и линзы слабопроницаемых пород внутри

С.П.Максимов и

резервуарпых

др. (1986)

образующих единую гидродинамическую систему, и ограниченное

покрышек

и

проницаемых

пород

коллекторов,

сверху и снизу межрезервуарными покрышками Н.А. Еременко (1988)

Природная ёмкость для нефти, газа и воды, существование которой обусловлено

соотношением

коллектора

с

плохо

проницаемыми

породами Г.Г.Шемин(1994)

Совокупность смежных экранирующего (вверху) и проницаемого (внизу) комплексов, в которых возможны миграция, аккумуляция и консервация углеводородов

43

1994), третьи вводят понятие о трехчленном строении резервуара, состоящего из коллектора, покрышки ложной и покрышки истинной (Прогноз..., 1986). Ложная покрышка залегает между коллектором и истинной покрышкой. Иногда её называют флюидопроводящей толщей, проницаемым неколлектором, полупокрышкой, промежуточной толщей рассеивания, неэффективной покрышкой и т.д. По физическим свойствам слагающих пород она могла бы быть истинной покрышкой, если бы не их текстурные особенности (наличие трещин, слоистость, сланцеватость и т. д.) делающие её флюидопроводящей, не способной экранизировать залежи углеводородов. Понятие о трехчленном резервуаре наиболее полно и достоверно

отражает

строение резервуара и его свойства. Оно имеет весьма важное практическое значение, поскольку позволяет определить истинные объёмы ловушек. Однако степень изученности нижнеюрских отложений Надым-Тазовского междуречья низкая и она

не позволяет

достоверно выделить и оценить эту часть резервуара. Поэтому в настоящей работе будет использоваться определение «резервуара», предложенное Г.Г. Шеминым (1994). Под резервуаром нефти и газа понимается совокупность смежных комплексов, экранирующего (вверху) и проницаемого (внизу), в которых возможны миграция, аккумуляция и консервация углеводородов. Классификация резервуаров осуществлена по разным показателям: по форме, литологическому

составу,

генетическому типу, характеру

взаимоотношений

между

элементами резервуара и площади распространения. И.О. Брод, Н.А. Еременко (1953) предлагали различать резервуары пластовые, массивные и резервуары неправильной формы. По площади

распространения выделяют

региональные,

субрегиональные,

зональные и локальные резервуары, а по стратиграфическому объему - мегарезервуар, макрорезервуар, мезорезервуар и элерезервуар (Мельников, Шемин, Ефимов, 1989). И.И. Нестеров, В.В. Потеряев и Ф.К. Салманов (1975) предложили классификацию резервуаров

по соотношению в разрезе проницаемого комплекса проницаемых и

непроницаемых тел. По этому признаку все резервуары подразделяются на три типа. К первому относятся резервуары, проницаемые породы в которых гидродинамически связаны между собой по всему разрезу. Второй тип включает резервуары, проницаемая часть которых состоит из проницаемых и непроницаемых геологических тел. И третий тип объединяет резервуары, в которых преобладают непроницаемые породы. Ряд классификаций резервуаров подробно описаны в работе Н.А.Еременко (1988). Он отмечает, что классификации резервуаров могут быть основаны на следующих понятиях: класс, генетический тип, порядок, распространенность, морфологический тип.

44 Класс резервуара устанавливается по литологическому составу слагающих его коллекторов и перекрывающего флюидоупора: терригенный, терригенно-карбонатный, карбонатно-терригенный,

карбонатно-эвапоритовый,

пелитоидный,

вулканогенный,

вулканогенно-осадочный, осадочно-вулканогенный. При* определении класса в первой части указывается литологический состав пласта-коллектора, во второй - покрышки. Так название "терригенно-карбонатный" означает, что резервуар

сложен теригенными

коллекторами и карбона гной покрышкой; "терригенный" - что и пласт-коллектор и покрышка представлены терригенными породами. Резервуары могут быть моно- и полифациальными. Во втором случае, например, шельфовые пески могут сменяться баровыми или дельтовыми, аллювиальными

образованиями,

которые

в

совокупности

а последние -

формируют

единую

гидродинамическую систему. По характеру взаимоотношения между элементами, образующими резервуар, определяют его порядок - простой (совершенный и несовершенный) и сложный. Использование этих понятий вызвано тем, что между пластами-коллекторами нередко залегают пачки-проводники, т.е. между коллекторами отсутствуют флюидоупоры. В этих случаях пласты могут иметь единый водонефтяной или газоводяной контакты и между ними имеется гидродинамическая связь. Простой совершенный резервуар - это пласт-коллектор с перекрывающими и подстилающими флюидоупорами (покрышка + коллектор + покрышка) или пластколлектор при различных сочетаниях флюидоупоров и промежуточных пачек (покрышка + промежуточная пачка + коллектор + покрышка или покрышка + коллектор + промежуточная пачка + покрышка). Простой несовершенный резервуар - часть простого совершенного и представляет собой пласт-коллектор с перекрывающей и/или подстилающей промежуточными пачками либо

сочетание

пласта-коллектора

с

нижним

или

верхним

флюидоупорами:

промежуточная пачка + коллектор; коллектор + промежуточная пачка; промежуточная пачка + коллектор + промежуточная толща; покрышка + коллектор либо коллектор + покрышка. Сложный резервуар

- совокупность

нескольких

пластов-коллекторов

при

различных сочетаниях флюидоупоров и промежуточных пачек. При этом флюидоупоры и сверху и снизу должны быть едиными для всех пластов-коллекторов. Выделяются

три

морфологических

типа

резервуаров:

линзовидный,

рукавообразный и плащевидный. Линзовидный тип обычен при локальном развитии резервуара; плащевидный характерен для регионального или зонального распространения,

45 а рукавообразный наиболее часто встречается при зональном развитии резервуара. Последний тип связан с зонами распространения аллювиальных

отложений или

отложений течений либо с локальным развитием отложений мелких русел, рек, баров и т.д. В настоящей работе использовано выделение резервуаров и их составных элементов по возрасту и по площади распространения, что подробно разобрано в предыдущей главе (см. рис. 1.7.). По литологическим критериям как флюидоупор, так и проницаемый комплекс представлен терригенными породами. По морфологическому критерию выделенные региональные резервуары относятся к плащевидному типу и являются полифациальными, так как объединяют отложения различных фаций. 2.2. Методические аспекты изучения строения резервуаров, оценки их качества и фильтрационно-ёмкостных свойств на больших глубинах В этом разделе рассматриваются методические аспекты изучения строения резервуаров, их литологического состава, оценки их качества, фильтрационно-ёмкостных свойств пород-коллекторов на больших глубинах. В первую очередь приведена методика построения региональных структурных карт, карт толщин флюидоупоров, проницаемых комплексов и содержащихся в них песчаников. Затем кратко изложена методика составления карт вещественного состава проницаемых комплексов резервуаров, оценки качества резервуаров и их составных частей (флюидоупоров и проницаемых комплексов) и методике оценки фильтрационно-ёмкостных свойств резервуаров на базе выявления закономерностей их изменения в зависимости от глубин их залегания.

2.2.1. Методика построения региональных структурных карт, карт толщин флюидоупоров, проницаемых комплексов и содержащихся в них песчаников При характеристике региональных резервуаров нижней юры Надым-Тазовского междуречья автором использованы структурные карты по кровле их проницаемых комплексов, карты толщин флюидоупоров,

проницаемых

комплексов и толщин

содержащихся в последних песчаников. Методика построения региональных структурных карт осадочного чехла ЗападноСибирской геосинеклизы, базирующаяся на основе комплексной интерпретации геологогеофизических данных, разработана в лаборатории математического моделирования природных нефтяных и газовых систем ИЫГГ СО РАН (Красавчиков и др., 1998; Беляев и

46 др., 1998; Леус, 1998 а, 1998 б; Красавчиков, 2000, 2002). При построении этих карт она позволяет обрабатывать разноплановую информацию. Вначале по данным сейсморазведки (сейсмопрофильные данные, структурные карты по опорным отражающим горизонтам для отдельных площадей и участков) построены сеточные модели структурных карт по опорным отражающим горизонтам В, А, 1а, которые были увязаны с данными бурения с помощью специального программного обеспечения. В результате построены структурные карты по горизонту Б (баженовская свита) и подошве юры. Затем, на основе комплексной интерпретации материалов сейсморазведки и бурения, с использованием сеток по кровле и подошве юры, а также косвенной информации в рамках линейной модели С В . Гольдина (1971), построены структурные карты по кровле проницаемых комплексов региональных резервуаров нижней юры. Построение карт толщин (флюидоупоров, проницаемых комплексов, песчаников, коллекторов и пр.) также производится на основе комплексной интерпретации данных сейсморазведки и бурения с помощью методов компьютерной картографии, в том числе, разработанных в лаборатории математического моделирования природных нефтяных и газовых систем ИНГГ СО РАН. Эти технологии позволяют создавать электронные версии карт в изолиниях, адекватные бумажным носителям, производить гладкое сопряжение не вполне

согласованных

карт

по

отдельным

взаимоперекрывающимся

или

близкорасположенным фрагментам, учитывать разнообразную косвенную информацию, в том числе и сравнительно недавно обнаруженные В.А. Конторовичем и др. (1992, 1995) статистические зависимости и, соответственно, уравнения регрессии, описывающие связи между а) толщинами различных комплексов, б) толщинами песчаников и толщинами отложений,

вмещающих

эти

песчаники,

в)

абсолютными

отметками

реперных

структурных поверхностей для ряда крупных регионов Западной Сибири. Учет косвенной информации может вестись на основе использования нескольких разнотипных карт одновременно с применением методов многомерного регрессионного анализа (возможно нелинейного) для сведения косвенной информации в единую структурную карту. Затем эта условная структурная карта используется для пересчетов по линейной модели, как это делалось

в работе A.M. Волкова

(1988),

но по усовершенствованной

методике,

разработанной в ИНГГ. Для построения карт толщин необходимо иметь базы данных по бурению и электронные версии (сеточные модели) структурных

карт реперных

геологических

поверхностей (кровли и подошвы проницаемых комплексов и флюидоупоров). Эти карты также строятся с применением оригинальной компьютерной технологии, разработанной в ИГНГ.

47 Карты толщин проницаемых комплексов резервуаров (карты толщин отложений, вмещающих породы-коллекторы) строятся вычитанием сеточных моделей структурных карт по подошвам флюидоупоров и подошвам резервуаров. Карты

толщин

флюидоупоров

строятся

вычитанием

сеточных

моделей

структурных карт по кровле и подошве флюидоупора Построение карт изопахит

песчаников проводится

на основе комплексной

интерпретации данных сейсморазведки и бурения с использованием информации из базы данных по толщинам песчаников моделируемых резервуаров и электронных версий карт толщин проницаемых комплексов и резервуаров. В качестве косвенной информации используются регрессионные зависимости между толщинами песчаников резервуаров и толщинами проницаемых комплексов (существование таких и зависимостей для юрских резервуаров Западной Сибири и их применимость для прогнозных построений впервые обосновано в упомянутых работах В.А. Конторовича и др.). Следует отметить, что, в отличие от юго-востока ЗападноСибирской геосинеклизы, для анализа

потребовалось

прогноза толщин песчаников методами регрессионного

использовать

толщины

всех

выделенных

региональньгх

резервуаров и проницаемых комплексов и флюидоупоров.

2.2.2. Методика составления карт вещественного состава проницаемых комплексов резервуаров

При составлении карт вещественного состава проницаемых комплексов тоарского, плинсбахского и геттанг-синемюрского региональных резервуаров Надым-Тазовского междуречья составлению

использованы атласа

«Условные

обозначения

литолого-палеогеографических

палеогеографических...,

1968). Далее

кратко

и методические карт

СССР»

рассмотрены

указания

(Атлас

методические

по

литологоаспекты

построения этих карт, на которых выделены литологические области. Как

известно,

разрез

нижней

юры

исследуемого

региона

представлен

терригенными породами. При выделении типов разрезов использовались общепринятые классификации (Систехматика и классификация..., 1998). Однако многие интервалы разреза нижней юры рассматриваемой территории охарактеризованы только комплексом материалов ГИС, который не позволяет отразить все разнообразие лптологических разностей пород. Поэтому, при составлении карт вещественного состава проницаемых комплексов резервуаров использовалась несколько упрощенная классификация пород.

48 Разрез нижней юры охарактеризован 15-ю разностями (от конгломератов, гравелитов до глин включительно). При построении карт вещественного состава проницаемых комплексов резервуаров на первом этапе определялись лнтологические типы разрезов вещественного состава картируемых подразделений. По имеющимся описаниям керна скважин, литологическим колонкам,

построенным

по

данным

ГИС

для

большинства

глубоких

скважин

рассматриваемого региона, определялось содержание, во-первых, каждого типа пород относительно общей толщины разреза для каждого рассматриваемого комплекса, вовторых, каждого компонента (грубообломочного, песчаного, алевритового, глинистого, углистого), присутствующего в виде, как слоев, так и примесей в других породах (Лптолого-палеогеографические..., 2001, ф.). Расчет литологических компонентов разреза осуществлен в соответствии с прилагаемой таблицей (табл. 2.2.). По результатам расчетов строились колонки вещественного состава. Литологические

области

выделены по содержанию литологических

компонентов разреза. В их число вошли грубообломочная:

брекчиевая, галечная,

гравелитовая (ГрО); песчаная (П), алевритовая (Ал), глинистая (Гл) и углистая (У). Содержание компонентов определялось в процентах. Выделены следующие интервалы содержания компонентов (%): 1 - 100-76; 2 - 75-51; 3 - 50-26; 4 - 25-11; 5 - 10-1; 6 - <1. Буквенные обозначения соответствуют литологическим компонентам, а цифровые - их содержанию. В целом они определяют индекс литологического типа разреза. Каждая лито логическая область охарактеризована на карте одним или несколькими типовыми разрезами, которые вынесены за рамку карт вещественного состава в виде колонок. В левой части колонок приведено процентное содержание пород. В их основании помещены терригенные породы в порядке уменьшения зернистости. Всего выделено 16 литологических

разностей пород. В правой части колонок столбиком

приведено

процентное содержание литологических компонентов, которые представляют

собой

общее количество грубообломочного, песчаного, алевритового, глинистого, углистого, материала, присутствующих, как в виде слоев, так и в виде примесей. Под колонками указаны индексы литологических типов разрезов (рис. 2.1). Картирование литологических типов разрезов одного индекса позволило выделить литологические области.

49 Таблица 2.2. Содержание литологических компонентов в породах проницаемых комплексов региональных резервуаров нижней юры Надым-Тазовского междуречья

А

ев

я

•х и С

gк

ь КЗ

он

сЗ И

S

S я S

Си

о

о

1

Брекчия

55

35

5

5

0

Гравелиты, конгломераты

60

35

5

0

0

Песчаники гравелитистые и гравелитовые

15

85

0

0

0

Песчаники с "плавающей" галькой и хравием

5

80

10

•5

0

Песчаники

0

95

5

0

0

Песчаники алевритистые и алевритовые

0

75

20

5

0

Песчаники глинистые и алевритистые

0

60

30

10

0

Песчаники глинис i ые

0

90

5

5

0

Алеврито-песчаники

0

45

50

5

0

—

Алевролиты песчанистые

0

20

70

10

0

.— —

Алевролиты глинистые и песчанистые

0

10

80

10

0

Алевролиты

0

5

90

5

0

Алевролиты глинистые

0

0

90

10

0

Глины алевритист ые

0

0

20

80

0

Глины (аргиллиты)

0

0

5

95

0

•

•

•

t

.

.

.

.

•

,

*

• • — •

. —

.

. _ —

—

Грубообломочная (ГрО)

Условные обозначения А

Название

Алевролитовая (Ал)

Содержание литологических компонентов в породах (%)

Лито логические разности пород

—

—

—

.

•

— —

50 П.ГрОд Сугмутская скв. 423

Шугинская скв. 83 s 4,«

— —

40

ш

100,0 П - 85,0 Гр-15,0

П - 57,4 Ал -14,8 Гл-27,1 У-0,7

Тюменская скв. СГ-6 \2,5 \3,4

Сандибинская СКВ. 1 42,3 К 9,1 _ _ 91

_

28,2

Ал2.зП3Гл3.5

П3Ал3.,ГЛз.5

I l 2 l lljf-V 1 ' 4

1 _ — —. —

\2.4

22,7 П - 48,7 Ал - 44,7 Гл - 6,3 15,9 У-0,3

27,1 Ал-54,9 П - 34,9 Гл - 9,8 16,1 У-0,4 16,5 /?5

40,9

21,2

59,0 П 2 ГЛзАЛдУ,

п, г Р о 4

П 3 А л 3 Гл 5 У 6

Харампурская скв. 340

НИ!

11,1

—

20,8

Ярудейская скв. 2 \^,7 — 33,8

40,1

—

—

— —. — . .

Гл - 45,2 Ал-32,1 /16,2 /2,1 П - 22,4 У-0,3 t У4.9

• - • • 30,6

4,2

18,3

4,2

Гл 3 А л 3 П4У6

!

Гл 2 А л 3 П4У5

__!_

1

5,8

Полуйская скв. 200 9,1 —

Гл - 55,4 23,0 Ал-35,1 П-9,1 У-0,4 21,6

Гл - 52,8 33,3 Ал - 35,3 П-10,2 У-1,7

fftT

Гл 1 3 Ал 3 ^

Гл 1 3 Ал 3 ^П 5

Гл 2 „Ал 2 ,П4 Зап.-Новогод­ няя скв. 210 — — \2,1 s9,2

А л 2 П 3 Гл 5 У„

Гл-93,3 Ал-5,3 89,1

—~~~—

/

— —

5,4 ' 8,1 ' 5,4 Гл 2 А л 3 П 5 У„

—

—

Kl,8

|

б Гл - 29,1

а - породы и процент их содержания в разрезе б - компоненты и процент их содержания в разрезе П 2 Ал 4 Гл 4

—

- индексы литологических типов разрезов

Рис. 2.1. Литологические колонки типовых разрезов

rniAn,

J

51 2.2.3 Методика оценки качества резервуаров и их составных частей, флюидоупоров и проницаемых горизонтов

Оценка

качества

резервуаров

и

их

составных

частей,

флюидоупоров

и

проницаемых комплексов, осуществляется лишь в последние десятилетия (Геология нефти и газа... 1981; Мельников, Шемин, 1985; Шемин, 2001; Шемин, Нехаев, Красавчиков и др, 2002). Первые классификации по качеству резервуаров

были разработаны

применительно к флюидоупорам. Т.Ф. Антоновой (1967, 1974) и Г.Э. Прозоровичем (1972) по литологическому составу были выделены флюидоупоры

весьма высокого,

высокого, среднего и низкого качества. А.А. Ханин (1964, 1973) оценивал качество флюидоупоров на основе анализа фильтрующих свойств, выделяя при этом флюидоупоры весьма высокого качества, высокого, среднего, низкого и весьма низкого качества. Классификации качества резервуара в целом с учетом качества как флюидоупора так и проницаемого комплекса были освещены в работах Т.Ф. Антоновой, Т.И. Гуровой, Н.В. Мельникова и Л.И. Килиной, в которых резервуары делятся на весьма высокого, высокого, среднего, низкого и весьма низкого качества (Антонова, 1967; Антонова, Килина, Мельников, 1977; Геология..., 1981). Обычно же производится оценка качества проницаемых комплексов, реже - флюидоупоров, поэтому методические аспекты качества резервуаров в целом еще недостаточно разработаны. Тем не менее, этот методический подход был использован при оценке качества выделенных нижнеюрских региональных резервуаров Надым-Тазовского междуречья. Далее приведена его краткая характеристика. Роль экранов в процессе формирования и сохранения залежей углеводородов неоднократно отмечалась в работах Т.Ф. Антоновой, А.А. Бакирова, Ф.Г. Гурари, Т.И. Гуровой, Г.П. Евсеева, В.П. Казаринова, М.К. Калинко, А.Э. Конторовича, Н.В. Мельникова, Г.П. Мясниковой, М.Ф. Мирчинк, В.Д. Наливкина, И.И. Нестерова, Г.П. Ованесова, Г.Э Прозоровича, Н.Н. Ростовцева, В.П. Савченко, В.А. Соколова, Г.Г. Шемина, А.А. Ханина и других исследователей. Критерии оценки пород-экранов нефтяных и газовых залежей отражены в литературе (Савченко, 1958; Методика... 1971 и др.). В пределах исследуемого региона флюидоупоры резервуаров имеют глинистый состав. При оценке качества глинистых экранов наиболее часто анализируются их гранулометрический и литолого-минералогический состав, толщина, фильтрационноёмкостные свойства песчаных прослоев и трещиноватость пород (Сахибгареев,1968; Методика...1971; Роль литогенеза...1974; Шемин, 1994 и др.). Толщина флюидоупоров и гранулометрический состав существенно влияют на их качество (Савченко, 1958; Сверчков, 1967). Чем однороднее и тоньше частицы пород,

52 слагающих экран и чем больше его толщины, тем лучшими экранирующими свойствами он обладает. Доказано, что для месторождений Куйбышевского Поволжья минимальная толщина тонкодисперсных глин, перекрывающих пласт Ад, составляет лишь 7 м. Пласт тонкодисперсных глин толщиной всего 5-10 м отмечается у покрышек газовых залежей Бухаро-Хивинской области. Кроме отмеченных факторов на качество экранов существенно влияет их литологический состав (Сахибгареев, 1968; Роль литогенеза... 1974). К флюидоупорам весьма высокого и высокого качества обычно относятся глины и аргиллитоподобные глины тонкодисперсной структуры с содержанием песчано-алевритовых прослоев до 15%, обладающие

низкими фильтрационно-емкостными

свойствами.

К

флюидоупорам

среднего качества относятся толщи глин алевритистой крупнодисперсной структуры с содержанием песчано-алевритовых прослоев 15-25%. Флюидоупоры низкого качества сложены

аргиллитами,

тонкозернистыми

алевролитами

с

содержанием

песчано-

алевритовых прослоев более 25% (Прозорович, 1972; Роль литогенеза..., 1974; Геология нефти и газа..., 1981). Минералогический состав также оказывает определенное влияние на качество флюидоупоров.

Так,

для

экранирующими

свойствами

территории обладают

Западного глины

Предкавказья

гидрослюдистого

наилучшими

состава,

затем

монтмориллонитового состава и далее - смешанослойного состава. Эта закономерность объясняется особенностями строения их кристаллических решеток и способностью к гидратации (Ханин и др., 1969). В пределах Западной Сибири на Усть-Балыкском месторождении глины "пимской пачки" представлены смешанослойными образованиями гидрослюдисто-монтмориллонитового

состава,

что

обеспечивает

надежность

их

экранирующих свойств при толщине всего 5-10 м (Роль литогенеза..., 1974). Разрывные нарушения и трещиноватость пород оказывают существенное влияние на качество экранов. Многими исследователями показано, что при определенной интенсивности

проявления

дизъюнктивной

тектоники

флюидоупоры

утрачивают

способность удерживать углеводороды на определенном стратиграфическом уровне. Так, на ряде площадей Западно-Сибирской плиты выявлены вторичные залежи нефти и газа, обусловленные вертикальной миграцией флюидов по зонам трещиноватости и разрывов (Гурари, 1958; Дизъюнктивная тектоника..., 1970). Показательно, что во всех случаях трещиноватость

пород

глинистых

покрышек

в

пределах

отдельных

участков

месторождений оказалась достаточно высокой - удельная поверхность трещин здесь превышала 1 м2/м3 (Методы изучения..., 1974). В пределах Марковского месторождения, расположенного

в юго-западной

части

Непско-Ботуобинской

антеклизы, (Лено-

53 Тунгусская НГП), по всему осадочному

чехлу интенсивно проявились разрывные

нарушения и трещиноватость пород (Марковское..., 1967; Шемин, 1994). Как следствие этого на территории месторождения залежи нефти и газа "размазаны" по всему осадочному чехлу, от базальных пород венда до верхоленской серии верхнего кембрия. Имеется много других примеров, когда разрывные нарушения и трещиноватость пород оказывают существенное влияние на качество флюидоупоров. В Надым-Тазовском междуречье флюидоупоры нижнеюрских отложений изучены крайне слабо. Имеются лишь сведения о толщинах экранов, процентном содержании прослоев песчаников, минералогическом составе слагающих их глин и отчасти о фильтрационно-ёмкостных

свойствах

песчаных

прослоев.

Эти параметры

были

использованы при оценке качества флюидоупоров выделенных тоарского, плинсбахского и геттанг-синемюрского региональных резервуаров. При этом необходимо отметить, что флюидоупоры отмеченных резервуаров по площади района характеризуются по-существу однородным свойствами

минералогическим

составом

и

низкими

фильтрационно-емкостными

прослоев песчаников. Поэтому при оценке их качества в основном

использовались два параметра - их толщина и литологический состав. По материалам этих показателей построены карты прогноза качества флюидоупоров, на которых выделены земли различного качества от высокого до низкого (Геолого-геохимическое..., Кн. 5, 1998, ф). Граничные значения показателей, по которым использовалась оценка качества флюидоупоров, приведены в табл. 2.3. Таблица 2.3. Критерии оценки качества флюидоупоров региональных резервуаров нефти и газа юрских отложений Надым-Тазовского междуречья Цитологический состав флюидоупора

-а Н

о

3

Содержание прослоев песчаников в флюидоупоре (%) <5

Качество флюидоупора Высокое

Среднее

Пониженное

Толщина флюидоупора (м) 15-30

5-15

<5

5-10

>30

15-30

<15

10-20

>40

25-40

<25

>30

20-30

>40

30-40

>50

40-50

Качество

Низкое

коллекторов

>40

обычно

оценивается

двумя

наиболее

важными

параметрами: их толщиной и пористостью. При необходимости может быть использован более полный набор показателей: удельная емкость коллекторов, включающая их

54 толщину и пористость, проницаемость и степень неоднородности строения коллекторов (Шемин, 1994). Низкая степень изученности пород-коллекторов проницаемых горизонтов вьщеленных резервуаров нижнеюрских отложений Надым-Тазовского междуречья и небольшие изменения значений их ёмкостных свойств позволяет применить для оценки их качество только один, но наиболее важный параметр - это толщину породколлекторов. В зависимости от значений этого показателя проницаемые комплексы ипласты подразделяются на три класса качества: высокого, среднего и пониженного (табл. 2.4.). Таблица 2.4. Критерии оценки качества проницаемых комплексов региональных резервуаров и пластов юрских отложений Надым-Тазовского междуречья Толщина пород-коллекторов (м):

Качество проницаемых комплексов и пластов

проницаемых комплексов резервуаров

пластов

Высокое

>20.

>10

Среднее

10-20

5-1Q

Пониженное

<10

Методика оценки качества резервуара в целом на базе анализа их экранирующих и фильтрационо-ёмкостных

свойств

еще недостаточно

разработана,

хотя

в

этом

направлении имеются определенные наработки (Геология...,1981; Шемин, 1994; Шемин, Нехасв, Красавчиков и др., 2002 и др.). В настоящей работе

оценка качества

региональных резервуаров и пластов исследуемого района осуществлялась, на основании оценок их составных частей (флюидоупоров и проницаемых комплексов), по следующей схеме (табл. 2.5.). В ней наиболее значимым критерием принято качество проницаемых комплексов, поскольку этот параметр является наименее благоприятным (наиболее слабым звеном) для формирования залежей нефти и газа в вьщеленных резервуарах Геолого-геохимическое..., Кн. 5, 1998, ф). В прилагаемой схеме выделяется пять классов резервуаров: весьма высокого, высокого, среднего, пониженного и низкого качества. Первый класс резервуаров включает проницаемый комплекс весьма высокого качества и флюидоупор весьма высокого или высокого качества; второй - проницаемый комплекс весьма высокого качества и флюидо­ упор среднего качества или проницаемый комплекс высокого качества, а флюидоупор

55 Таблица 2.5. Критерии оценки качества региональных резервуаров нижнеюрских отложений Надьш-Тазовского междуречья Качество резервуаров

Качество проницаемых

Качество флюидоупоров

комплексов Весьма высокое

Высокое

Весьма высокое

Весьма высокое и высокое

Весьма высокое

Среднее

Высокое

Весьма высокое, высокое и среднее

Весьма высокое, высокое Среднее

Пониженное

Среднее

Пониженное Весьма высокое, высокое и среднее

Высокое

Низкое

Среднее

Пониженное, низкое

Пониженное

Весьма высокое, высокое, среднее и пониженное Низкое

Пониженное Низкое

Низкое

Весьма высокое, высокое, среднее, пониженное и низкое

весьма высокого, высокого или среднего качества; третий - весьма высокое или высокое качество проницаемого комплекса и пониженное или низкое качество флюидоупора или от среднее качества проницаемого комплекса, но качество флюидоупора от весьма высокого до среднего. Пониженное качество резервуара фиксируется в случае среднего качества проницаемого комплекса и пониженного или низкого качества флюидоупора, или пониженного качества проницаемого комплекса при качестве флюидоупора от весьма высокого до пониженного. Низкое качество резервуара соответствует пониженному качеству проницаемого комплекса и низкого качества флюидоупора, или низкому качеству проницаемого комплекса с флюидоупором различного качество - от весьма высокого до низкого. 2.2.4. Методика оценки фильтрационно-ёмкостных свойств резервуаров на базе выявленной закономерности их изменения в зависимости от глубины залегания Нижнеюрские перспективные региональные резервуары

Надым-Тазовского

междуречья залегают обычно на больших глубинах - 3500-6000 м. Фильтрационно-

56 ёмкостные свойства (ФЕС) их слабо изучены. Лишь на некоторых отдельных площадях, в частности на Уренгойской площади, имеется достаточно данных по пористости и проницаемости песчаников нижнеюрских региональных резервуаров (Предтеченская и др., 1991). Но этого материала недостаточно, чтобы выявить закономерности изменения фильтрационно-ёмкостных свойств в зависимости от глубины их залегания. Поэтому автор работы совместно с другими специалистами, использовали для своих построений материал по фильтрационно-ёмкостных свойств юрских песчаников по всему северу Западно-Сибирской НГП (Нехаев, 2003; Шемин, Нехаев, Бензель, 2004; Шемин, Нехаев; 2005). На основе анализа более 10000 определений открытой пористости и межзерновои проницаемости были построены: 1) графики распределения открытой пористости и межзерновой проницаемости гранулярных

коллекторов

оксфордского,

батского,

плинсбахского и гепанг-синемюрского региональных

аален-байосского, резервуарах

тоарского,

севера Западно-

Сибирской НГП (рис. 2.2.); 2) графики распределения средних значений открытой пористости, межзерновой проницаемости и плотности песчаников верхнеюрских (а) и нижнесреднеюрских (б) отложений по интервалам глубин на территории севера Западно-Сибирской НГП (рис. 2.3.); 3)

графики

распределения

значений

открытой

пористости

песчаников

нижнесреднеюрских отложений в интервалах глубин- (м): 2000-2250 (а), 2250-2500 (б), 2500-2750 (в), 2750-3000 (г), 3000-3250 (д), 3250-3500 (е), 3500-3750 (ж), 3750-4000 (з), 4000-4250 (и), 4250-4500 (к), 4500-4750 (л), 4750-5000 (м), 5000-5250 (н), 5250-5500 (о), 5500-5750 (п) севера Западно- Сибирской НГП (рис. 2.4.); 4) графики распределения средних значении открытой пористости и межзерновой проницаемости плинсбахского

песчаников

батского

(а),

(г) и геттанг-синемюрского

аален-байосского (д) резервуаров

(б),

тоарского

(в),

юры севера Западно-

Сибирской НГП (рис. 2.5.). Анализ этих материалов позволил сформулировать важный вывод о том, что фильтрационно-ёмкостные свойства гранулярных коллекторов резервуаров нефти и газа юры севера Западно-Сибирской НГП ухудшаются с увеличением глубины их залегания. На приведенном рисунке 2.2.

показано, что медианные значения пористости

проницаемости песчаников, а также

размах

выборки значений этих

и

параметров,

уменьшаются по мере увеличения возраста резервуаров, а следовательно их глубины. В рассматриваемых

региональных

резервуарах

значения

открытой

пористости

межзерновой проницаемости изменяются в следующих пределах: оксфордского - (от 8 до

и

57 3

Межзерновая проницаемость, 1 * 10 мкм

Открытая пористость, (%) п=1532

2

n=1279 75

16

a

60

%12

0

%45

!••

30

ппИПП' IIIIIIIIII iriru 8

10

12

14

16

%

18

20

15 0 0,01-0,1

22

0,1-1,0

п=2829

1-10

10-100

100-1000

10-100

100-1000

10-100

100-1000

10-100

100-1000

10-100

100-1000

10-100

100-1000

n=2128 75"

16

б %

60-

12

4 U I

•••1 lllll III-1

8

1

1

I

10

1

1

12

% 45^ 30 15

1

14

16

%

18

20

0,01-0.1

22

0,1-1.0

n=727

в

n=478

•

16

75 60

.•III 1-

о/о12

% 45

I—l Г

15

оЩЩЩЩЩЩ 8

10

12

14

1-10

16

18

20

0,01-0.1

22

I•

0,1-1.0

— 1-10

% n=565

n=329 75

16

г

%

60

•

П •1

"

о ищщщщщ 8

% 45

10

12

14

H Пп 1.— 16

18

30 1520

22

0,01-0.1

0,1-1.0

1-10

% n=451 16

Д

%12 4

n=452 75

•

•1. III! I П ПП•III. 8

10

12

14

16

60

% 45 30 15 18

20

| HHHI

i

0,01-0,1

22

и

0,1-1,0

m^ 1-10

% n=344 H B H

е

•••••—••

L

10

тшт

60

%45

•! I I I I I I 1 . 8

n=350 75

12

15

14

16

18

20

22

•^ |

0,01-0,1

^^^

0,1-1,0

1-10

%

Рис. 2.2. Графики распределения открытой пористости и межзерновой проницаемости гранулярных коллекторов оксфордского (а), батского (б), аален-байосского (в), тоарского (г), плинсбахского (д) и геттанг-синемюрского (е) региональных резервуарах севера Западно-Сибирской НГП Составили: ГГ. Шемин, А.Ю. Нехаев, А.Л. Бейзель

Открытая пористость, (%) О

1

2

3

4

5

6

7

8

Межзерновая проницаемость, 1*103мкм2 10

9 10 11 12 13 14 15

*§, 2750-3000 1

15

20

2750-3000

Е 2 3250-3500 J

3250-3500

СО

g- 3750-4000 1

3750^000

Плотность, (г/см3) 2,25

10 11 12 13 14 15 2000-2250

2000-2250

2,5

2,75

3

2000-2250

2500-2750

2500-2750

3000-3250

3000-3250

ю >. 3500-3750 Е

3500-3750 I

q 4000-4250

4000-4250

СО

ш 0> 4500-4750 I

4500-4750

5000-5250

5000-5250

5500-5750

5500-5750

Рис. 2.3. Графики зависимости средних значений открытой пористости, межзерновой проницаемости и плотности песчаников верхнеюрских (а) и нижнесреднеюрских (б) отложений по интервалам глубин на территории севера Западно-Сибирской НГП. Составили: ГГ. Шемин, А.Ю. Нехаев

00

59 Открытая пористость, %

Открытая пористость, %

а

30 25 20 %15 10 5 0

И

-•*—И

1

30 25 20 б %15 10 5

21

ijilll

3 5 7 9 11 13 15 17 19

30 25 20 %15 10 5 0

..—••IlllL

М

1

3 5 7 . 9 11 13 15 17 19

21

H

1

3 5 7 9 11 13 15 17 19 21

30 25 20

е

10 5 0

Ж

3

О

% 15

30 25 20 % 15 10 5 0

•—••••Illllll Mi 1

21

П

— .llllllH1

3 5 7 9 11 13 15 17 19 21

1

3 5 7 9 11 13 15 17 19 21

30 25 20 % 15 10 5 0 30 25 20 % 15 10 5 0

3 5 7 9 11 13 15 17

1

3 5 7 9 11 13 15 17

30 25 20 % 15 10 5 0

JlL. III

-Jiinl 11 il ll 1FU

1

3 5 . 7 9 11 13 15 17

1

3 5 7 9 11 13 15 17

30 25 20 % 15

10 5 0

-

3 5 7 9 11 13 15 17 19

•••lillmm 1

30 25 20 % 15 10

3 5 7 9 11 13 15 17 19 21

III

3 5 7 9 11 13 15 17

1

Л

1

••••IIJIIIHII

30 25 20 % 15 10

21

30 25 20 % 15 10

Г

•••НИШ!.

К

1

В

i*^W

3 5 7 9 11 13 15 17 19

30 25 20 % 15 10

jl

1мИ,

Hi

t=

Лн ^

3 5 7 9 11 13 15 17

1

АМ

1

3 5 7 9 11 13 15 17

30 25 20 % 15 10 5 0

J.IIIIIII..

Рис. 2.4. Графики распределения значений открытой пористости песчаников нижнесреднеюрских отложений в интервалах глубин: 2000-2250 (а), 2250-2500 (б), 2500-2750 (в), 2750-3000 (г), 3000-3250 (д), 3250-3500 (е), 3500-3750 (ж), 3750-4000 (з), 4000-4250 (и), 4250-4500 (к), 4500-4750 (л), 4750-5000 (м), 5000-5250 (н), 5250-5500 (о), 5500-5750 (п) севера Западно- Сибирской НГП

3

X ф

0)

э

0) "О

сл о

х<

о 9. я <1 о 2

о Г* о J3 0

^•ч.

о х< х

-1

8

£

s о

ХТЗ Ф •л о

о ^

li

О ж

л

х х °- 1 X' о\ 7 о s ох о •о ft) *

X

х

СП 0) ft) X

о ?Э Оw 2

ГО "

Ь -, X Ф

и

? X

fl) S

Ш -1

ш

Ф

го о о -о -С Ф 5 0) ъ

О Ф

-

•о 0"

6

_

"D О О

<w о

"О Ф W Ф "О и

СЯ £ im •а <л X " О -1 н D "О о 0) О й> "О о s-fr т; Э X О "О 3 Д о * X w S й) *-^ П г го 5"" ft) ох з Ф ь О2 X2 X I о о о Г1 3 X Н о\ В) п *> X Ф о

Рис. меж

сл

сл

fe Q

Ы СЛ

Щи

(л

8

сл

8

•

8

|

8

Jb СЛ

М О

П СЛ

Интервалы глубин (м)

о

сл о

сл О

о о

(Л

Интервалы глубин (м)

8

-J

_.

• •

_*

С

•CD

-сх

-

-ст.

. и

-О-

.

: _

_

Интервалы глубин (м)

'Хъ

..

'о

•to

•CD

-О)

-*.

СП

8

А О

СЛ

8

со СЛ

СЛ

8

ы О

СЛ

8

го СП

сл

8

го Q

Интервалы глубин (м)

S

н ш я э о т>

f

о

ч 0

- ^ 3 ?

i

о

О

•а V

<о Г)

ч

• со

О

f

г 61 28%, наиболее часто - от 12 до 18% и от 0,01 до 1690х10"3мкм2, наиболее часто - от 0,1 до 100х10"3мкм2); батского - (от 8 до 27%, наиболее часто - от 13 до 17% и от 0,01 до 214х10"3 мкм 2 , наиболее часто - от 0,01 до 10х10"3мкм2); аален-байосского - (от 8 до 23%, наиболее часто - от 11 до 16% и от 0,01 до 98х10"3мкм2, наиболее часто - от 0,01 до 1х10"3 ,

мкм 2 ); тоарского - (от 8 до 24%, наиболее часто - от 10 до 15% и от 0,01 до 81x10" мкм 2 , наиболее часто - от 0,01 до 1х10"3мкм2); плинсбахского - (от 8 до 21%, наиболее часто - от 9 до 15% и от 0,01 до 73x10 З мкм 2 , наиболее часто - от 0,01 до 1х10"3мкм") и геттангсинемюрского - (от 8 до 18% наиболее часто - от 8 до 11% и от 0,01 до 62x10" мкм", наиболее часто от 0,01 до 0,1х10"3мкм2). Следовательно, сверху вниз по разрезу (от наименее погруженных к более погруженным песчаным пластам) отмечается постепенное ухудшение ФЕС пород-коллекторов, причём наиболее значительно снижаются в этом направлении показатели межзерновой проницаемости. Отмеченная закономерность более четко выражена на графиках распределения фильтрационных и ёмкостных свойств песчаников верхнеюрских и нижнесреднеюрских отложений в интервале глубин соответственно от 2750 до 3750 м и от 2000 до 5750 м с шагом 250 м (см. рис. 2.3). Средние значения открытой пористости верхнеюрских и нижнесреднеюрских песчаных пластов в отмеченных интервалах глубин уменьшаются соответственно от 14,2 до 11,2 % и от 14,8 до 7%. Значения открытой пористости нижнесреднеюрских региональных резервуарах в интервалах глубин 2000 - 3000 м, 3000 4250 м, 4250 - 5000 м и 5000 - 5750 м соответственно варьируют от 12 до 17%, от 8 до 15%, от 5 до 11% и от 3 до 10% (см. рис. 2.3.). Следовательно, с увеличение глубины залегания песчаных пластов на 300 - 500 м средние значения их открытой пористости уменьшаются на 1%, а на 1 км - 3%. При этом, начиная с глубины 4250 м песчаники юры обычно имеют среднюю открытую пористость меньше 10%, т. е. ниже граничных значений гранулярных коллекторов. Средние значения межзерновой проницаемости песчаных пластов с возрастанием глубины уменьшаются более значительно. В верхнеюрских и нижнесреднеюрских песчаных телах в интервалах глубин соответственно от 2750 до 3750 м и от 2000 до 5750 м средние показатели фильтрационных свойств ухудшаются с 19,62 по 2,36x10" мкм" и с 7,90 по 0,03x10"3мкм2. С глубины 3250 м нижнесреднеюрские песчаники имеют средние значения межзерновой проницаемости обычно менее 1x10" мкм". На

гистограммах

распределения

значений

открытой

пористости

нижне­

среднеюрских отложений с шагом глубин 250м от 2000 до 5750 м более четко показано, как с увеличением глубины залегания уменьшаются модальные и максимальные значения пористости песчаников. Вся гистограмма смещается влево, в область низких значений

62 пористости (см. рис. 2.4.). Если принять минимальные значения пористости эффективных нефтенасыщенных коллекторов 13%, то, как видно из гистограмм, на глубинах более 4250 м, лишь единичные образцы имеют пористость выше этого

предела. Если принять

минимальные значения пористости эффективных газонасыщенных коллекторов 10%, то нижний предел, до которого можно встретить образцы с такой пористостью опускается до 5000 м. Распределение

средних

значений открытой

пористости

и

межзерновой

проницаемости песчаных пластов батского, аален-байосского, тоарского, плинсбахского и геттанг-синемюрского региональных резервуаров по интервалам глубин свидетельствует, что эти показатели подчиняются общей закономерности уменьшения их значений с увеличением глубины залегания песчаных тел (см. рис.2.5.). Понижение

фильтрационно-емкостных

свойств

терригенных

коллекторов

с

увеличением глубины их залегания обусловлено многими факторами, причём главным из них является уплотнение пород за счёт горного давления (Добрынин, 1970; Павлова, 1975; Ушатинский, Рыльков, 1976; Огнев, Туренков, 2000). Применительно к исследуемым глубокопогруженным юрским отложениям отмеченная закономерность также в основном контролируется величиной горного давления и значительно меньше другими причинами: генезисом отложений (морские образования характеризуются

большими значениями

проницаемости, чем континентальные), размером зернистости (средне-крупнозернистые песчаники по сравнению с мелкозернистыми разностями имеют более высокие показатели ФЕС), содержанием цемента и т.д. (табл. 2.6.) (Шемин, Нехаев, 2005). Приведенные выше результаты исследования, полученные применительно ко всей территории севера Западно-Сибирского НГП характерны и для Надым-Тазовского междуречья. Основные выводы этих исследований сводятся к следующему: 1. Гранулярные коллектора юрских резервуаров Надым-Тазовского междуречья характеризуются средней и низкой открытой пористостью и низкой и очень низкой межзерновой

проницаемостью.

Среди

региональных

резервуаров

наибольшими

значениями ФЕС обладают коллектора оксфордского и батского, меньшими - ааленбайосского и тоарского и минимальными - плинсбахского и геттанг-синемюрского резервуаров. 2. На глубинах свыше 2500 м в исследуемом районе непрерывно и монотонно уменьшается вероятность встретить песчаники, обладающие эффективной пористостью и проницаемостью, т.е. при прочих равных условиях уменьшается эффективная толщина продуктивных коллекторов. Это с неизбежностью ведет к уменьшению геологических ресурсов углеводородов по сравнению с залегающими выше горизонтами;

о

I 3

Г1

а

Е

Р

И

p

о сз

я

я ся р •о

^^ о н

v\

ё§

re Я 2 i я ta

1

сэ с 5=1

IT

г^

» Я

я "о

О

н и

3— ?я

к

о

•о

i

?ч 2

я о 5

•о

2

2 "О 3 о о » о Я

§1

я н о о

i

ьз a

И

•а

я

н

о

Ьз 5=1 •а

tr 4

—

'

Р

a

К

°

. —

Ья

И х

Я Я И 2а

-

сз

т.

я о

я

tr

о н

Я

U

О тз

}э

сэ я

tr

о

н

-j =

a

a

£9

-

о со р

I

О -я i

'"*

to

я "

=

13

3 о

(л

я

•а

fc3«

2

2 a

2 g

П

"—I

О г-

Я

I

сг

Г1 М-

2 ^ 2

—

н

3-е ? я а> я

о Я ta

а

о

£9

«

S |2 я

3 w я тз я о»

- я

a i3

Т5 о О £я

О тз

Р

О

"В S

»™

С-

я ><

н Я » о я и

х О о тз

о

9 «•»

о i -2 S g 5 о я 2 о g

я

-

"О

о "О ..

аэ

— —

о

I

tr

р1i

= ?2

5

ел

и о »

tJ

8

-

я "< с- о р р

Я

I

а?

о я

5 5

I

Уз

о

о •а

Я ~з 50 fcl

3 i3

о о

о T

о

- о

й " ^ •§ е о

a

р

—

- о

о о

to P — о

I

oo

to

^3

00

ю

Зс|

OJ

to -J

о

СП

О

х

о а я v; и tr о

о

О

3 ни оЯ Я ta

Я

— ^

ел

W

»-.

о о о •а чз "о

™ *-^

о тз о

Я Р го

я а га -^ 5 oi - я о я я о " н о

р чз от о

-, I—J

Я Р а

о

ПЗ Я

—

s *

ii

If

о тз Т5 о О Ja

р

о н о- я

? 3 ч Р о

С"

~ 5

<

о о

с»

о о

to

я

>

2 о

я

Е:

о»

XI

3

'

Е fcl Я *<

S

7s о

Я Р

Я О

3р

я"*« •i"^ < о Е я о с- я о О Я Р Е " о о

о

о

=t

р

тз о\ о

Е 3

О

•а ё

Й °

р о Я ta Е •< с О о р

Я V о ч S' 5 g g §

25

х

г

§ ^

g 2

S 5

я

Я 2 о

о о

о о

U1

Я Я д С = 2

" . со о •о

П •а о и

5 >

<5 —I Я О

5

2 ?

о о

-о

о о

о

I

I

to

Н о а "а

ю

Я й 5 w

Я Я О

Я я< а>

О X Я

я о Я S S = " в q вн 3-2 4 й S О Г5 ~Т гг<

= =

ТЗ

2 о ~° „ ° В ь g S

•<

I

Ья

и a

я

о "о

to

О

о

5 g 3

о = S

Я 2

i О ыо н в*

О ' i>5?

О о а а

к J

1

а

•О £ ГП я

О

а о Я

р

о о н сэ

о

X

X

р

о а ~ тз о

о

я

Условия образования пород-коллекторов

Содержание, %

Преобладающий состав

я о

S

43

fcl

О

а о

й

о

О о

Преобладающая сортировка обломочного материала

Преобладающая окатанность обломочного материала

н н

СЗ о С а о

-i В

о_ ?5"

я

?

о п

Я

т.

Гй

о п а п н » сэ р "3

о

"3

S О

» W

я °

о А

:

о

э<

й

я

3

Я £

О

5

о» в 3 о>

?з

Si н ^

S SS is

» я

"3 о сэ

О"

я

н о » н 3 о Г5 - сэ О

U 3 сэ

15 W О •з " 3

•з

О

»

и о 1

о

я сэ

I

о

S

•я

н •з »

я

Г5

e-sГ)

•а

_ о •з о сз

О га

н о

о

Преобладающий размер зернистости пород-коллекторов

Вещественный состав породколлекторов (см. примечание)

Межзерновая проницаемость

и о

s * я о — К я

?f5

25 г g

§!

я о "2 О

Открытая пористость

Преобладающий интервал изменения проницаемости

Интервал изменения проницаемости

Преобладающие интервал изменения пористости

Интервал изменения пористости

Региональные резервуары

64 3. С увеличением глубины залегания снижается не только пористость, но и проницаемость песчаников, причем с большим градиентом, чем пористость. 4. По совокупности данных о фильтрациопно-емкостных свойствах пород, можно считать доказанным, что вероятность обнаружить в поровых коллекторах этой провинции ресурсы нефти на глубинах более 4500 м и ресурсы газа на глубинах более 5000 м чрезвычайно низка. 5. Полученные данные не исключают возможности обнаружения скоплений углеводородов на больших глубинах в возможно преимущественно трещинных или иных коллекторах. Результаты выполненных исследований будут использованы при оценке качества глубокопогруженных

резервуаров

малоизученных

участков

Надым-Тазовского

междуречья.

2.3. Комплексная характеристика тоарского, плинсбахского и гсттангсинемюрского региональных резервуаров

В этом разделе будет дана комплексная характеристика тоарского, плинсбахского и геттанг-синемюрского региональных резервуаров. Но прежде будет детально рассмотрено тектоническое строение юрского структурного яруса и приведены структурные планы по кровлям проницаемых комплексов тоарского, плинсбахского и геттанг-синемюрского региональных резервуаров.

2.3.1. Тектоническое строение юрского структурного яруса

В настоящее время имеется несколько сводных карт тектоники осадочного чехла и юрского

структурного

яруса

Западно-Сибирской геосинеклизы, составленных под

редакцией В.П. Казаринова (1957 г.), Н.Н. Ростовцева (1958-1970 гг.), М.Я. Рудкевича (1969 г.), И.И. Нестерова (1974 г.), B.C. Суркова (1981 г.), А.Э. Конторовича (2001 г.) и др. В качестве основы для характеристики юрского структурного яруса Надым-Тазовского междуречья

автором выбрана

последняя из них, опубликованная в статье

В.А.

Конторовича, С Ю . Беляева, А. Э. Конторовича и др. (2001) «Тектоническая карта юрского структурного яруса Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции», которая составлена

на

базе

комплексной

интерпретации

всего

имеющегося

материала

сейсморазведки и бурения. На прилагаемом фрагменте этой карты, включающем исследуемый

регион,

отображены

тектонические

элементы

пяти

порядков

-

65 региональные, надпорядковые, 0 порядка, I порядка и II порядка, которые, в свою очередь, подразделяются на положительные, отрицательные и промежуточные структуры (рис. 2.6.). К региональным структурам Западно-Сибирской геосинеклизы относятся Внешний пояс, Ямало-Карская региональная депрессия и Среднеобская региональная ступень. Два последних тектонических элемента составляют Внутреннюю область геосинеклизы. Большая часть Надым-Тазовского междуречья относится к Внутренней области ЗападноСибирской геосинеклизы и лишь небольшие участки на его северо-западе и востоке принадлежат Внешнему поясу. Внутренняя

область геосинеклизы в рассматриваемом регионе представлена в

основном южной частью Ямало-Карской региональной депрессии. Лишь небольшой юговосточный его участок относится к Среднеобской региональной ступени. В южной части Я м а л о - К а р с к о й следующие

региональной депрессии

надпорядковые и 0 порядка структуры:

выделяются

Болыпехетская мегасинеклиза,

Надымская гемисинеклиза, Среднепуровский наклонный мегажелоб и Южно-Надымская мегамоноклиза, охватывающие почти всю ее территорию. Исключение составляет лишь крайний восток отмеченной депрессии, где развиты структуры I и II порядка с севера на юг:

Тогульский

мезомыс,

Северо-Часельская

седловина,

Тазовский

структурный

мегазалив с осложняющей его Нижнетазовской мезовпадиной, Восточно-Тазовская мезомоноклиналь, Часельский наклонный мегавал и Восточно-Пурская моноклиналь (см. рис. 2.6.). Большехетская мегасинеклиза охватывает северную часть исследуемого региона, в пределах которой выделяются следующие структуры I и II порядка: Северо-Тазовская, Нерутинская мегавпадины; Юрхаровский, Оликуминский и Центрально-Уренгойский мезовалы. Надымская мегасинеклиза занимает западную часть региона. Она осложнена Верхнетанловской мегавпадиной, которая, в свою очередь, осложнена Меретояхской мезовпадиной.

На юго-востоке

региона

расположен

Среднепуровский

наклонный

мегажелоб, в северо-западной части которого находится одноименный мегапрогиб. Южно-Надымская мегамоноклиза объединяет юго-западную и южную части исследуемой территории, в пределах которых выделяются: Северный свод с осложняющими его Срсднепурпейским

куполовидным

поднятием, Пякупурско-Ампутинский

наклонный

мегапрогиб с Пякупурским мезопрогибом; Ляминско-Танловская мезовпадина; ЮжноЯгенеттинский наклонный мезопрогиб; Ярэйский наклонный мезовал, Ортьягунский мезомыс,

Вьшгапуровский

мезопрогиб.

и

Етьшуровские

мезовалы,

Ярайнерско-Етыпуровский

66

С

1

Ш\2 СЗз ЕЕЭ< 0 s Н а 0 / И в И »

И

Рис. 2.6. Фрагмент "Тектонической карты юрского структурного яруса Зап (по А.Э. Контс 1-3 - границы: 1 -административные, 2 - исследуемого района, 3 - юрского осадочного бассейна; 4-9 6 - надпорядковых структур и 0 порядка; 7 - структур I порядка, 8 - положительных структур II порядке положительные. 11 - надпорядковые и 0 порядка, 12-1 порядка, 13 - II порядка; 14-16 - отрицательны Внешнего пояса, 18 - мега, мезо-, моноклинали Обской ступени, 19 - мега, мезо-, моноклинали Ямало

Тектонические элементы Положительные: Надпорядковые и 0 порядка А - Мессояхсая налонная гряда Структуры I порядка I - Ярудейский мегавыступ II - Медвежье-Нумгинский наклонный мегавал III - Часельский наклонный мегавал IV - Северный свод Отрицательные: Надпорядковые и 0 порядка А - Большехетская мегасинеклиза В - Надымская i емисинеклиза С - Среднепурский наклонный ме1 ажелоб Структуры I порядка: I - Северо-Тазовская мегавнадина И - Нерутинская мегавпадина III - Тазовский структурный мегазалив IV - Верхнетанловская мегавпадина V - Среднепурский наклонный мегапрогиб VI - Пякоиурско-Ампутинский наклонный мегапрогиб Промежуточные структуры: Надпорядковые и 0 порядка А - Зауральская мегамоноклиза В - Красноленинская мегамоноклиза Структуры I порядка: I - Долганская мезомоноклиналь II - Восточно-Тазовская мезомоноклиналь III - Восточно-Пурская мегамоноклиналь IV - Красноселькупская моноклиза V - Северо-Часельская седловина Положительные структуры I I порядка Юрхаровский мезовал Щучышский мезовал Олнкуминский мезовал Тогульский мезомыс Медвежий мезовал Центрально-Уренгойский мезовал Северо-Красносслькупский мезовысгуп Ярэйский наклонный мезовал Срсднснурпсйскос куполовидное мезоподнятие К>*но-Красноселькупскиймезовыступ Взнгапуровскнй мезовал Етыпуровскрп! мезова.1 Ортьягу некий мезомые

0трицате.1ьные структуры I I порядка 1 2 3 4

Нижнетазовская мезовпадина Ягенетгинская мезовпадина Мсретояхинская мезовпадина ЮжноЯгснепинскийнаклонный мезопрогиб 5 Срсднетазовский наклонный мезопрогиб 6 Пякопурский мезопрогиб 7 Ярайнсрско-Етыпуровский мезопрогиб 8 Карсдькинская мезовпадина 9 Ляминско-Танловская мезовпадина 10 Верхнеаганский мезопрогиб

CJ14 / J 15 16 Щ 1 7 [7018 19 ZJ20 щно-Сибирской нефтегазоносной провинции" (Надым-Тазовское междуречье)

з ГЛи

12

13

ювичу и др., 2001) юнтуры тектонических элементов: 4 - Внутренней области и Внешнего пояса, 5 - Ямало-Карской депрессии, 9 - отрицательных структур II порядка; 10 - разрывные нарушения; 11-20 - тектонические элементы: 11-13 : 14 - надпорядковые и 0 порядка, 15-1 порядка, 16-11 порядка; 17-19 - промежуточные: 17 - мегамоноклизы Сарской депрессии; 20 - мега, мезо-,седловины

67 С р е д н е о б с к а я региональная ступень в пределах рассматриваемого региона осложнена Красноленинской мегамоноклизой и Красноселькупской моноклизой. Первая* структура находится на западе, практически за пределами региона, где её осложняет Ярудейский мегавыступ. Красноселькупская моноклиза расположена на востоке и юговостоке рассматриваемой территории. В' её состав входят: Северо-Красноселькупский мезовыступ,

Среднетазовский

наклонный

мегапрогиб,

Южно-Красноселькупский

мезовыступ и Карелькинской мезовпадиной. Внешний пояс включает на западе Зауральскую мегамоноклизу, Ярудейский мегавыступ, с входящим в него Щучьинским мезовалом, а на востоке - Предъенисейскую мегамоноклиналь. В общем плане изменение глубины кровли верхнеюрских отложений с запада на восток Надым-Тазовского междуречья характеризуется следующим образом. На его крайнем западе (Зауральская мегамоноклиза) она фиксируется на отметке минус 100 м. В восточном поверхности

направлении отмечается до

мегасинеклизы).

глубины Ещё

минус

восточнее

относительно 4700

м

наблюдается

постепенное

погружение

этой

(центральная

часть

Болынехетской

воздымание

кровли

верхнеюрских

отложений до отметки минус 1600 м (западная часть Предъенисейской мегамоноклизы). На этом фоне поверхность рельефа кровли верхнеюрских отложений достаточно расчлененная. На ней четко отображены отмеченные выше тектонические элементы от надпорядковых до П порядка. Основные их параметры (площадь, размеры, амплитуда) приведены в таблице 2.7. Структурные планы по кровлям проницаемых комплексов тоарского, плинсбахского и геттанг-синемюрского региональных резервуаров в целом несущественно отличаются от верхнеюрского

Отмечается лишь углубление этих

поверхностей. Ниже приведена краткая характеристика выше отмеченных тектонических структур разного порядка Надым-Тазовского междуречья по кровле верхнеюрских отложений (отражающий горизонт Б) и кровле проницаемых комплексов региональных резервуаров нижней юры сначала Внутренней области, затем Внешнего пояса. Характеристика тектонических структур Южно-Карской региональной депрессии Большехетская

мегасинеклиза занимает

почти

всю

северную

и частично

центральную части исследуемого региона, простираясь на севере за его пределы. По кровле

верхнеюрских

отложений

форма

её

изометричная,

размеры

составляют

375x325 км, амплитуда составляет 900 м, площадь - 94500 км" (Геолого-геохимическое..., Кн. 2, 1998, ф.; Конторович, Беляев, Конторович и др., 2001). Контуры и размеры мегасинеклизы, как показывают структурные карты по поверхности кровли проницаемых комплексов тоарского, плинсбахского и геттанг-синемюрского резервуаров, по-существу

Окончание табл. 2.7. Структуры Нерутинская мегавпадина Тазовский структурный мегазалив Верхнетанловская мегавпадина Среднепурский наклонный мегапрогиб Пякупурско-Ямпутинский наклонный мегапрогиб

Площадь, км"

Длина, км

Ширина, км

7000 8800 10000 14400

100 100 100 240

65 100 100 60

Амплитуда, метры 560 740 580 240

8800

140

20-65

340

3000 1875 3220 1800 5000 2200 2500 1500 1500 1000

120 50 65 80 135 80 100 50 55 40

40 35 50 30 50 30 40 25 30 20

380 420 360 400 320 240 440 240 200 380

39000 10000 70000 50000

325 250 400 550

130 50 300 120

2700 1000 500 2000

3600 2500 5000 24000 1500

120 150 160 485 80

50 40 65 100 15

1000 360 400 600 200

Отрицательные II порядка Нижнетазовская мезовпадина Ягенетинская мезовпадина Меретаяхинская мезовпадина Южно-Ягенетинский наклонный мезопрогиб Среднетазовский наклонный мезопрогиб Пякопурский мезопрогиб Ярайнерско-Етыпуровский мезопрогиб Корелькинская мезовпадина Ляминско-Танловская мезовпадина Верхнеаганский мезопрогиб Промежуточные структуры: надпорядковые и 0 порядка Зауральская мегомоноклиза Красноленинская мегамоноклиза Южно-Надымская мегамоноклиза Предъенисейская мегамоноклиза

-

Промежуточные I порядка Долганская мезомоноклиналь Восточно-Тазовскаямезомоноклиналь Восточно-Пурская мегамоноклиналь Красноселькупская моноклиза Северо-Часельская седловина

Таблица 2.7. Основные параметры тектонических структур Надым-Тазовского междуречья по кровле юрского структурного яруса (отражающий горизонт Б) Структуры

Площадь, км2

Длина, км

Ширина, км

Амплитуда, метры

12000 7000 8000 5870

270 200 230 95

95 30 65 75

1000 680 920 330

1275 1200 1500 2500 1900 2500 2750 1500

75 80 75 100 80 100 ПО 80

20 16 20 50 25 25 50 20

360 440 240 200 340 200 360 240

3000

65

50

160

3000 2800 3000 1500

100 170 125 65

60 30 25 40

280 250 300 280

94500 41800 31200

375 240 370

325 190 100

900 940 860

9000

135

90

480

Положительные I порядка .Ярудейский мегавыступ Межвежье-Пумгинскнй наклонный мегавал Часельский наклонный мегавал Северный свод Положительные II порядка Юрхаровский мезовал Щучышский мезовал Оликуминский мезовал Тогульский мезомыс Медвежий мезовал Центрально-Уренгойский мезовал Северо-Красноселькупский мезовыступ Ярэйский наклонный мезовал Среднепурпейское куполовидное мезоподнятие Южно-Красноселькупский мезовыступ Вэнгапуровский мезовал Етыпуровский мезовал Ортьягунский мезомыс Отрицательные надпорядковыс и 0 порядка Болынехетская мегасинеклиза Надымская гемисинеклиза Среднепурпейский наклонный мегажелоб Отрицательные I порядка Северо-Тазовская хмегавпадина

70 остались прежними. Максимальные абсолютные глубины структуры составляют для верхнеюрского структурного плана - 4640 м, для тоарского - 5600 м, для плинсбахского 5840 м и для геттанг-синемюрского - 6280 м (рис. 2.7.-2.9.). Болыпехетская мегасинеклиза осложнена Северо-Тазовской и Нерутинской мегавпадинами и несколькими структурами II порядка (Юрхаровский, Оликуминский, Центрально-Уренгойский мезовалы и Ягенеттинская мезовпадина). Северо-Тазовская мезовпадина, северная часть которой расположена за пределами рассматриваемого

региона,

характеризуется

изометричной

формой. Размеры

её

2

составляют 135x90 км, площадь - 9000км , амплитуда - 480 м. К западу от этой структуры расположен субширотно вытянутый Юрхаровский мезовал, длина которого равна 75 км, ширина - 20 км, площадь - 1275км", амплитуда - 360 м. Юго-западнее мегавпадины расположен Оликуминский мезовал, длина которого составляет 75 км, ширина - 20 км, амплитуда — 240 м, площадь - 150 км". Нерутинская мегавпадина расположена в юго-западной части Болыиехетской мегасинеклизы. Форма её изометричная, слегка вытянутая в субширотном напрвлении. Длина составляет 100 км, ширина - 65 км, амплитуда - 560 м, площадь - 7000 км". Вдоль восточного борта мегавпадины простирается меридионально вытянутый ЦентральноУренгойский мезовал, длина которого составляет 100 км, ширина - 25 км, амплитуда 200 м и. площадь - 2500 км2. Южнее отмеченного мезовала находится изометричная Ягенеттинская мезовпадина. Площадь её равна 1875 км", амплитуда — 420 м. Форма и размеры отмеченных структур, осложняющих Большехетскую

мегасинеклизу, по

резервуарам нижней юры по-существу не отличаются от верхнеюрских отложений. Надымская гемисинеклиза расположена на западе региона. Площадь её по кровле верхнеюрских отложений составляет 41800 км2, размеры - 240x190 км, амплитуда 940 м. Отмеченные параметры гемисинеклизы по кровле проницаемых комплексов тоарского и плинсбахского резервуаров существенно не изменены (рис. 2.7., 2.8.). Отложения геттанг-синемюрского регионального резервуара распространены только в юго-восточной части гемисинеклизы. Структурный план их подобен вышезалегающим отложениям (рис. 2.9.). Максимальные абсолютные глубины залегания рассматриваемых резервуаров следующие. По кровле проницаемого комплекса тоарского регионального резервуара - 4920 м, плинсбахского - 5160м и геттанг-синемюрского - 5480 м. Надымская гемисинеклиза осложнена Верхнетанловской мегавпадиной, которая, в свою очередь, осложнена Меретаяхинской мезовпадинои. Верхнетанловская мегавпадина имеет изометричную форму (100x100 км). Площадь её составляет 10000 км", амплитуда - 580 м.

71

Рис. 2.7. Структурная карта по кровле проницаемого комплекса (пласт Составили: А.Л.Бензель, С.Ю.Беляев, Г.Ф.Букреева, А.В.Истомин, А.А.Ко» П.С.Лапин, А.Ю.Нехаев, В.А.Шар

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ скважины изогипсы разрывные нарушения Границы: нефтегазоносной провинции распространения резервуара

_^

Внутренней области и Внешнего пояса надпорядковых структур и структур 0 порядка структур 1 порядка административные

г

11 района работ ШКАЛА ГЛУБИН, м -240 -480 -720 -960 -1200 -1440 -1680 -1920 -2160 -2400 -2640 -2880 -3120 -3360 -3600 -3840 -4080 -4320 -4560 -4800 -5040 -5280 -5520 -5760 -6000

)14) тоарского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья орович, В.А.Конторович, А.Э.Конторович, В.О.Красавчиков, Д.В.Косяков, кова, Н.А.Щекочихина, Г.Г.Шемин

1 72

Рис. 2.8. Структурная карта по кровле проницаемого комплекса пл Составили: А.Л.Бейзель, С.Ю.Беляев, Г.Ф.Букреева, А.В.Истомин, A.A.Ki П.С.Лапин, А.Ю.Нехаев, В.А.Шг

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ 300

скважины

-3880

изогипсы разрывные нарушения

L—|

Границы: нефтегазоносной провинции

[^-""l

распространения резервуара Внутренней области и Внешнего пояса надпорядковых структур и структур 0 порядка структур 1 порядка административные

СИ

района работ ШКАЛА ГЛУБИН, м 1-240 1-480 1-720 1-960 1-1200 1-1440 1-1680 1-1920 1-2160 1-2400 1-2640 1-2880 1-3120 1 -3360 -3600 1-3840 -4080 1-4320 -4560 -4800 -5040 -5280 1-5520 -5760 -6000

нсбахского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья ггорович, В.А.Конторович, А.Э.Конторович, В.О.Красавчиков, Д.В.Косяков, икова, Н.А.Щекочихина, Г.Г.Шемин

73

Рис. 2.9. Структурная карта по кровле проницаемого комплекса геттангСоставили: А.Л.Бейзель, С.Ю.Беляев, Г.Ф.Букреева, А.В.Истомин, A.A.Kot П.С.Лапин, А.Ю.Нехаев, В.А.Шар

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ скважины изогипсы разрывные нарушения Границы: |^и*-—|

нефтегазоносной провинции

U-*""

распространения резервуара административные

(

I

район работ

ШКАЛА ГЛУБИН, м

шемюрского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья эрович, В.А.Конторович, А.Э.Конторович, В.О.Красавчиков, Д.В.Косяков, сова, Н.А.Щекочихина, Г.Г.Шемин

74 Меретаяхинская мезовпадина характеризуется размерами 65x50 км, площадью - 3220 км" и амплитудой - 360 м. По нижним горизонтам осадочного чехла параметры этих структур, по-существу, не изменены. Среднепурский

наклонный

мегажелоб

расположен

на

юго-востоке

рассматриваемого региона, где протягивается с севера на юг на 370 км при ширине 70-80 км. Площадь мегажелоба составляет 31200 км", амплитуда - 860 м. Осложняет мегажелоб на исследуемой территории Среднепурский наклонный мегапрогиб. Он охватывает северную часть мегажелоба. Размеры его по кровле верхнеюрских отложений составляют 240x60 км, площадь - 14400 км 2 , амплитуда - 340 м. Контуры и размеры этой структуры по кровле проницаемых комплексов резервуаров нижней юры сходные с таковыми верхнеюрского структурного плана. Южно-Надымская

мегамоноклиза

занимает

юго-западную

и

южную

части

рассматриваемого региона. На её территории с юга на север отмечается погружение юрских отложений. По кровле верхней юры амплитуда погружения составляет 500 м. Мегамоноклиза осложнена Северным сводом и Пякупурско-Ампутинским наклонным мегапрогибом, а также рядом структур более низкого порядка: Ярэйским наклонным мезовалом, Вынгапуровским и Етыпуровским мезовалами, Ортьягунским мезомысом, Южно-Ягенеттинским

наклонным

мезопрогибом

и

Ярайнерско-Етыпуровским

мезопрогибом (см. рис. 2.6.). Северный свод имеет изометричную форму, несколько вытянутую на север. Площадь его составляет 5870 км", амплитуда - 330 м. Он осложнен Среднепурпейским куполовидным

поднятием, который имеет также

изометричную

форму.

Площадь

структуры составляет 3000 км", амплитуда - 160 м. Пякупурско-Ампутинский субмеридиональном

наклонный

мегапрогиб

направлении форму. Длина его

имеет

составляет

вытянутую 140

в

км, ширина

колеблется от 20 до 65 км, а амплитуда равна 340 м. Центральная часть мегапрогиба осложнена Пякупурским мезопрогибом. Он вытянут в субмеридиональном направлении на 80 км. Средняя ширина его колеблется от 15 до 25 км, амплитуда составляет 240 м, площадь - 2200 км 2 . Ярэйский

наклонный

мезовал

расположен

на

севере

Южно-Надымской

мегамоноклизы. Простирается он в субмеридиональном направлении на 80 км, при ширине 15-20 км. Амплитуда по кровле верхнеюрских отложений составляет 240 м, площадь - 1500 км 2 .

75 Южно-Ягенеттинский наклонный мезопрогиб расположен несколько восточнее выше описанной структуры. Он протягивается с севера на юг на 80 км, при ширине 20-30 км. Площадь мезопрогиба равна 1800 км", амплитуда - 400 м. Ортьягунский мезомыс лишь частично (своим северным окончанием) входит в состав

рассматриваемого

региона.

Форма

его

субмеридионально-вытянутая.

Протягивается он на 65 км, при средней ширине в 20-25 км. Площадь его в пределах региона составляет 1500 км ", амплитуда - 280 м. Вэнгапуровский мезовал расположен в юго-восточной части Южно-Надымской мегамоноклизы, где простирается в субмеридиональном направлении на 170 км. Площадь его составляет 2800 км", амплитуда - 250 м. Ярайнерско-Етыпуровский мезопрогиб расположен несколько восточнее от выше описанной структуры. Он вытянут в пределах исследуемого региона с юга на север на расстояние 100 км. Площадь его составляет 2500 км", а амплитуда - 440 м. Еще восточнее отмеченной структуры находится субмеридионально вытянутый Етыпуровский мезовал, площадь которого составляет 3000 км", амплитуда - 300 м. Восточная часть Ямало-Карской региональной депрессии, как уже отмечалось в начале раздела, осложнена только структурами I и II порядка: Тогульским мезомысом, Северо-Часельской седловиной, Тазовским структурным мысом, Восточно-Тазовской мезомоноклиналью,

Часельским

наклонным

мезовалом

и

Восточно-Пурской

моноклиналью. Ниже приведена их характеристика. Тогульский мезомыс расположен

в северо-восточной части рассматриваемой

территории Ямало-Карской региональной депрессии, между Долганской и ВосточноТазовской мезомоноклиналями. Размеры его составляют 100x50 км, площадь - 2500 км", амплитуда - 200 м. Тазовский структурный мегазалив расположен на северо-востоке региона. От Большехетской мегасинеклизы он отделен Часельским наклонным мегавалом и СевероЧасельской седловиной. Мегазалив имеет неправильную изометричную форму, площадь его составляет 8800 км", амплитуда по кровле верхнеюрских отложений - 740 м. Он осложнен Нижнетазовской мегавпадиной, площадь которой равна 3000 км", амплитуда — 380 м. Максимальные глубины её составляют: по кровле проницаемого комплекса тоарского резервуара - 4800 м, плинсбахского - 5000 м и геттанг-синемюрского - 5400 м. Восточно-Тазовская направлении

на

150

км

мезомоноклиналь вдоль

западного

протягивается края

в

субмеридиональном

Красноселькупской

моноклизы,

расположенной во Внешнем поясе геосинеклизы. Площадь её равна 2500 км 2 , амплитуда изменения глубин кровли верхнеюрских отложений — 360 м.

76 Часельский

наклонный

мегавал

ограничивает

с

востока

северную

часть

Етыпуровского наклонного мегажелоба. Он протягивается с севера на юг на 230 км при средней ширине около 40 км. Амплитуда его составляет 900 м, площадь - 8000 км". На приведенных структурных

картах по поверхности кровли проницаемых комплексов

тоарского, плинсбахского и геттанг-синемюрского проницаемых комплексов

форма и

размеры меговала изменяются незначительно, при этом амплитуда поднятия составляет 450-500 м. (см. рис.2.6.-2.8.). Восточно-Пурская мегамоноклиналь разделяет Среднепурский наклонный желоб и Красноселькупскую

моноклизу.

Форма её

субмеридионально

вытянутая,

площадь

составляет 5000 км", амплитуда - 400 м. Среднеобская региональная ступень В пределах исследуемого региона и сопредельных территорий Среднеобская региональная

ступень

представлена

Красноленинской

мегамоноклизой

и

Красноселькупской моноклизой. Красноленинская мегамоноклиза расположена у западной границы региона, где простирается в виде полосы субмеридиональной ориентировки шириной 40-60 км (см. рис. 2.6.). Общая площадь мегамоноклизы составляет 163200 км", на сопредельной с рассматриваемой

территорией

исследования

-

10000 км". Кровля

верхнеюрских

отложений структуры погружается с запада на восток. Масштабы этих изменений составляют около 1000 м. На территории мегамоноклизы распространение отложений тоарского

и плинсбахского

региональных

резервуаров

значительно

сокращены, а

отложения геттанг-синемюрского возраста отсутствуют (см. рис. 2.9.). Вдоль западного края Предъенисейской мегамоноклизы протягивается с севера на юг на 485 км Красноселькупская моноклиза, которая также относится к структурам Среднеобской региональной ступени. Ширина её колеблется от 10-15 км на севере, до 100 км на юге. Площадь её составляет 24000 км", а амплитуда изменения отметок кровли верхнеюрских отложений - 600 м. На структурных планах по кровлям проницаемых комплексов тоарского, плинсбахского и геттанг-синемюрского региональных резервуаров можно отметить, что форма и площадь моноклизы практически не меняются. Моноклиза осложнена структурами П порядка: на западе - Северо-Красноселькупским мезовыступом, Среднетазовским наклонным мезопрогибом, Южно-Красноселькупским мезовыступом, а на востоке - Корелькинской мезовпадиной. Северо-Красноселькупский мезовыступ протягивается с юго-востока на северозапад на ПО км. Его площадь составляет 2750 км 2 , амплитуда - 360 м. Западнее мезовыступа

расположен Среднетазовский

наклонный мезопрогиб, который

также

77 вытянут на 135 км в субмеридиональном направлении при средней ширине 50 км. Площадь мезопрогиба равна 5000 км", амплитуда - 320 м. С юго-запада мезопрогиб ограничен

Южно-Красноселькупским

мезовыступом.

Эта

структура

вытянута

субмеридионально на 100 км, при ширине 30 км. Площадь её составляет 3000 км", амплитуда — 250 м. Карелькинская мезовпадина имеет вытянутую форму, площадь её составляет 1500 км"", амплитуда - 240 м. Характеристика тектонических структур Внешнего пояса Как уже отмечалось, Внешний пояс имеет весьма ограниченное распространение на исследуемой территории. Лишь небольшие участки на северо-западе и востоке входят в его

состав.

Отмеченные

участки

являются

составными

частями

соответственно

Зауральской и Предъенисейской мегамоноклиз. Зауральская мегамоноклиза, протягивается вдоль северо-западной границы региона на 325 км, занимая площадь в 39000 км". Кровля верхнеюрских отложений в пределах этой крупной структуры погружается в юго-восточном направлении с нулевых отметок до глубин минус 2700 м. Отложения нижнеюрских региональных резервуаров почти на всей территории

исследуемого

региона

отсутствуют.

плинсбахского региональных резервуаров

Лишь

образования

тоарского

и

имеют весьма ограниченное распространение

вдоль контура их выклинивания (см. рис. 2.7., 2.8.). Предъенисейская

мегамоноклиза,

надпорядковая

промежуточная

структура,

расположена на востоке, занимая всю восточную окраину исследуемого региона и сопредельную с ней территорию (см. рис. 2.6.). Она простирается с севера на юг на 550 км при средней ширине 70-80 км. Площадь её в пределах рассматриваемого фрагмента карты составляет 50000 км", а абсолютные отметки кровли верхнеюрских отложений меняются в её пределах с востока на запад от - 1000-1200 до - 1600-2000 м. Структурные планы по кровлям проницаемых комплексов тоарского, плинсбахского и геттанг-синемюрского региональных резервуаров подобны вышезалегающим отложениям юры. Максимальные глубины их составляют соответственно 3200, 3450 и 3600 м. Дизъюнктивная тектоника Описанный выше пликативный структурный план по кровле юрского структурного комплекса Надым-Тазовского междуречья, в значительной степени осложнен разрывными нарушениями (Геолого-геохимическое..., Кн. 2, 1998, ф.; Конторович, Беляев, Конторович и др., 2001). Эти тектонические элементы также прослеживаются и на структурных картах по кровлям проницаемых комплексов нижнеюрских региональных резервуаров (см. рис. 2.7.-2.9.).

78 Проведенные

на

территории

Надым-Тазовского

междуречья

исследования

позволяют вслед за авторами отмеченной статьи сделать следующие выводы: 1. Современные структурные

планы по кровлям проницаемых

комплексов

нижнеюрских региональных резервуаров осложнены разрывными нарушениями; 2. Постьюрские тектонические нарушения были сформированы в два этапа: берриас-барремский (разнонаправленные нарушения протяженностью несколько десятков км) и палеоценовый (преимущественно субмеридионального

простирания разломы

большой протяженности). На территории Надым-Тазовского междуречья наблюдаются разрывные нарушения сформировавшиеся в отмеченные этапы. Нарушения первого, берриас-барремского этапа формирования, выражены гораздо слабее, чем второго и они разнонаправлены. К таким нарушениям относятся разломы, осложняющие и подчеркивающие формы рельефа, в восточной части территории, в пределах

Предъенисейской мегамоноклизы. Это разлом

исследуемой на

севере

Корелькинской мезовпадины, а так же разлом, расположенный в 100 км севернее от него, осложняющий Красноселькупскую моноклизу и Внешний пояс геосинеклизы. Западнее, в пределах её Внутренней области, - это субширотный разлом, ограничивающий с севера Северо-Красноселькупский мезовыступ, с юга Восточно-Тазовскую мезомоноклиналь. В центральной части исследуемой территории к нарушениям этого типа можно отнести разлом, ограничивающий с юго-востока Верхнетанловскую

мегавпадину Надымской

гемисинеклизы. Значительно лучше выражены дизъюнктивы, сформировавшиеся во втором этапе, которые сопровождали формирование линейных структур на фоне активного погружения Среднепурского

наклонного

высокоамплитудные

разрывные

мегажслоба. нарушения,

В

то

время

формирующие

были

образованы

региональную

систему

разломов, протягивающуюся на сотни километров. Амплитуды смещений по этим разломам увеличиваются в северном направлении. Разломы этого этапа на исследуемой территории группируются в три системы, две субмеридионального и северо-северо-западного простирания и одна - субширотного. Первая система осложняет разнопорядковые линейные структуры западного борта Среднепурского наклонного мегажелоба и протягивается далеко на север. Разломы этой группы подчеркивают ограничения следующих тектонических элементов: Етыпуровского и Вэнгапуровского мезовалов и Ортъягунского мезовыступа, с севера и юга Северного свода, с запада и востока Верхнетанловской

мегавпадины, с запада Центрально-

79 Уренгойского мезовала, Ярудейского мегавыступа и Медвежье-Нумгинского наклонного мегавала. Вторая система разломов располагается восточнее Среднепурского наклонного мегажелоба, осложняя его правый борт. Далее на север она ограничивает с востока и запада Часельский наклонный мегавал, Нижнетазовскую мезовпадину и Долганскую мезомоноклиналь. И, наконец, субширотная система разломов распространена в Большехетской мегасинеклизе, где осложняет южный борт Северо-Тазовской мегавпадины, северный! склон Оликуминского мезовала. По степени интенсивности проявления дизъюнктивных

нарушений Надым-

Тазовское междуречье подразделяется на две области. Область, где дизъюнктивные нарушения проявлены слабо. Эта область включает юго-западную (центральная часть Южно-Надымской мегамоноклинали и юго-западная часть Надымской гемисинеклизы), северную (юго-восточные участка Большехетской мегасинеклизы) и восточную (Предъенисейская мегамоноклиза и Красноселькупская моноклиза) части исследуемого региона. Область, в которой широко развиты разломы. К этой области относятся северо­ западный (Ярудейский мегавыступ, юго-западные и западные районы Большехетской мегасинеклизы), центральный (Верхнетанловская мегавпадина, Центрально-Уренгойский мезовал и Среднепурский наклонный мегажелоб), южный (Северный свод и восточная часть Южно-Надыме кой мегамоноклизы) и северо-восточный (Тазовский структурный мегазалив, Часельский наклонный мезовал) районы Надым-Тазовского междуречья.

2.3.2. Тоарский региональный резервуар Общая характеристика резервуара Тоарский региональный резервуар (середина нижнего тоара - середина верхнего аалена,

надояхекий

и

лайдинский

горизонты)

глинистыми породами верхнекотухтинской

представлен

песчано-алевролито-

подсвиты и ее возрастными - аналогами

(верхнехудосейская подсвита, надояхекая и лайдинская свиты), пользующимися почти повсеместным

распространением

в

Надым-Тазовском

междуречье.

Исключение

представляют лишь его окраинные северо-западная и северо-восточная части, где отложения резервуара отсутствуют. Толщина резервуара изменяется в значительных пределах - от 50 до 340 м, обычно - от 200 до 300 м. Наименьшие ее значения (50-150 м) отмечаются в трех зонах. Две из них

80 расположены

соответственно

на северо-западе

и северо-востоке

рассматриваемого

региона, где они в виде узких полос простираются вдоль границ выклинивания отложений. Третья зона охватывает юго-западную его часть, которая соответствует северо-восточному

окончанию

центральным участкам толщин

резервуара

Южно-Надымской

мегамоноклизы.

К

северным

региона отмечается относительное постепенное

до

200-280

м.

Максимальные

его

толщины

и

увеличение (280-340

м)

прогнозируются в центральной наиболее прогнутой части Болылехетской мегасинеклизы. Глубина залегания кровли резервуара изменяется от минус 1720 до минус 5500 м. Максимально она погружена

в

северной

части

рассматриваемой

территории,

в

Болылехетской мегасинеклизе. В восточном, западном и южном направлениях от этой структуры фиксируется постепенное его воздымание. Минимальные глубины кровли резервуара отмечаются на крайнем северо-западе (Ярудейский мегавыступ) и юго-востоке (Предъенисейская мегамоноклиза) региона. Разрез

резервуара,

изученный

на

исследуемой

территории

98

глубокими

скважинами, сложен чередованием пластов песчаников, с пачками и прослоями углистоглинисто-алевролитовых пород. В его нижней и средней частях выделены три пачки циклического строения (kth-4, kth-5 и нижняя часть kth-б) толщиной от 30 до 130 м, перекрытых преимущественно глинистыми отложениями лайдинского горизонта (верхняя часть пачки kth-б и пачка kth-7) (см. рис. 1.7.). В основании каждой циклопачки обычно залегают пласты песчаников, имеющих выдержанное региональное распространение, а в верхней и средней частях среди углисто-алевролитово-глинистьгх пород присутствуют пласты песчаников, имеющие локальное и зональное развитие. Цитологический состав резервуара разнообразен как по разрезу, так и по площади. Содержание песчаников в его составе изменяется от 10-20 до 80%. Наиболее опесчанен разрез в южной части региона, в пределах Южно-Надымской мегамоноклизы, Северного свода, Вэнгапуровского и Етыпуровского мезовалов, южных частей Восточно-Пурской мегамоноклинали, Ортъягунского мезомыса и Красноселькупской моноклизы. В северном и особенно в северо-восточном направлениях содержание песчаников в его составе постепенно сокращается до 10-20% (Болыиехетская мегасинеклиза, Нерутинская и Нижнетазовская мезовпадины, Часельский наклонный мегавал, мезомоноклиналь, Среднетазовского

северные наклонного

части

Восточно-Тазовская

Северо-Красноселькупского

мезопрогиба,

Центрально-Уренгойского

мезовыступа, мезовала

и

Среднепуровского наклонного мегажелоба). В центральной части региона количество песчаников в разрезе резервуара обычно составляет от 20 до 40%.

81 Как уже отмечалось ранее (см. раздел

1), в составе тоарского

резервуара

выделяются надояхский проницаемый комплекс и перекрывающий его лайдинский флюидоупор. Ниже приведена их характеристика. Надояхский проницаемый

комплекс

Надояхский проницаемый комплекс тоарского резервуара (верхняя часть нижнего тоара - подошва нижнего аалена, надояхский горизонт) сложен углисто-глинистоалевритовыми

отложениями с пластами песчаников в нижней и средней

частях

верхнекотухтинской

подсвиты и ее возрастных аналогов (нижняя и средняя части

верхнехудосейской

подсвиты,

надояхская

свита),

которые

пользуются

почти

повсеместным распространением в регионе. Исключение составляют лишь его окраинные северо-западная и северо-восточные части, в которых породы проницаемого комплекса не распространены (рис. 2.10.). Толщина проницаемого комплекса изменяется от нескольких до 240 м. Характер распределения её значений по площади региона несколько отличается от распространения толщин

резервуара.

В

целом

наибольшие

толщины

проницаемого

комплекса

прогнозируются в северной и центральной частях региона, средние - на востоке и 1 наименьшие показатели - в западной, юго-западной и южной его частях (см. рис. 2.10.). Максимальные толщины проницаемого комплекса (200-240 м) отмечаются в четырех небольших зонах. Первая находится на севере региона, в пределах Северо-Тазовской мегавпадины и смежных с ней участках; вторая и третья зоны - в центральной его части соответственно на юго-западе Болыпехетской мегасинеклизы и на смежной территории Среднепурского наклонного мегапрогиба и Часельского наклонного мезовала. Четвертая зона расположена в юго-восточной части рассматриваемой территории, в пределах Карелькинской мезовпадины

и прилегающих

к ней участках

Красноселькупской

моноклизы и Предъенисейской мегамоноклинали. Минимальные толщины проницаемого комплекса (от нескольких до 100 м) простираются в виде узких полос вдоль границ выклинивания отложений на западе и северо-востоке региона, а также охватывают обширную

территорию

рассматриваемого

на

региона,

его

юго-западе

характеризуется

и

юге.

средними

Остальная, толщинами

большая

часть

(100-200

м)

проницаемого комплекса (см. рис. 2.10.). Приведенные материалы свидетельствуют о том, что чёткой закономерности между глубинами залегания проницаемого комплекса резервуара и его толщинами не отмечается. Фиксируется лишь тенденция возрастания толщин проницаемого комплекса с увеличением глубины залегания (рис. 2.11 А.). Что касается связи между глубиной

'

82

EZb H i 0 3 E3

Si

Рис. 2.10. Фрагмент "Карты толщин надояхского проницаемого комплексе (Надым-ТазоЕ Редактор А.Э. Конторович; зам. редактора: СЮ. Беляев, В.А. Конторович, В.О. Кра< А.А.Конторович, В.А.Конторович, А.Э.Конторович, В.О.Красавчиков, В.А.Кринин, Д.В.К

Условные обозначения: 1-7 - границы: 1 -административные, 2 - исследуемого региона, 3 - неф" 6 - надпорядковых структур и структур 0 порядка; 7 - структур I порядка; 8 - скважины; 9 - изопа:

Тектонические элементы Положительные: Надпорядковые и 0 порядка Л - Мессояхсая налонная гряда Структуры 1 порядка I - Ярудейский мегавыступ II - Медвежье-Нумгинский наклонный мегавал III - Часельский наклонный мегавал IV - Северный свод Отрицательные: Надпорядковые и 0 порядка А - Большехетская мегасинеклиза В - Надымская гемисинеклиза С - Среднепурский наклонный мегажелоб Структуры 1 порядка: I - Северо-Тазовская мегавпадина II - Нерутинская мегавпадина III - Тазовский структурный мегазалив IV - Верхнетанловская мегавпадина V - Среднепурский наклонный мегапрогиб VI - Пякупурско-Ампутинский наклонный мегапрогиб Промежуточные структуры: Надпорядковые и 0 порядка А - Зауральская мегамоноклиза В - Красноленинская мегамоноклиза С - Предъенисейская мегамоноклиза D - Южно-Надымская мегамоноклиза Структуры I порядка: I - Долганская мезомоноклиналь II - Восгочно-Тазовская мезомоноклиналь III - Восточно-Пурская мегамоноклиналь IV - Красноселькупская моноклиза V - Северо-Часельская седловина ШКАЛА ТОЛЩИН, м • 280

12Ш 1240 1220

• гм 'ВО 100 140 120 100 80 60 -40 20

Не Q/ Ив р^э тоарского регионального резервуара севера Западно-Сибирской НГП", 2002 г. с кое междуречье) авчиков, ГГ. Шемин; Составили: А.Л.Бейзель, С.Ю.Беляев, Г.Ф.Букреева, А.В.Истомин, )сяков, С.П.Кузьмин, П.С.Лапин, А.Ю.Нехаев, В.А.Шарикова, Н.А.Щекочихина, Г.Г.Шемин эгазоносной провинции; 4-распространения резервуара, 5 - Внутренней области и Внешнего пояса, иты

83

A 300

3 g

250

С

5

О

200

о

5 Ф СО

з-

150

S I

о О. С

3

100

i

5

§ .§ R=0,62 1000

2000

3000

4000

5000

Кровля проницаемого комплекса, абс. глубины (м)

140

120

m о S£ S X

со

т о ш с 2 I

100

80 60

с; 40 20

1000

2000

3000

4000

Кровля проницаемого комплекса, абс. глубины (м)

Рис. 2.11. Графики зависимости между глубинами залегания и толщинами проницаемого комплекса (А), глубинами залегания и толщинами песчаников проницаемого комплекса (Б) тоарского регионального резервуара НадымТазовского междуречья.

84 залегания и толщинами содержащими в нём песчаников, то она полностью отсутствует (см. рис. 2.11Б.). Состав

и

следующими.

строение

Он

проницаемого

характеризуется

комплекса

циклически

резервуара

чередующимися

представляются алевролитами

и

песчаниками с пачками и прослоями глинисто-алевролитовых пород. В его составе выделяются две пачки циклического строения kth-4 и kth-5 и нижняя часть (песчаный пласт) циклопачки kth-б (см. рис. 1.7). В основании циклопачек залегают региональные выдержанные песчаные пласты K)i6, Юн и Юн. Помимо них, в некоторых разрезах присутствуют пласты

песчаников, пользующихся a

B

6

локальным

и редко

зональным

a

распространением (пласты K)i6 , K)i5 , Ю15 , IOis ). Песчаники пластов серые, светло-серые, иногда

буровато-серые, массивные и

тонкослоистые, мелкозернистые, реже средне-мелкозернистые и среднезернистые, с различной (от 5 до 35%) примесью алевролитового материала, с прослоями темно-серых, участками до черных аргиллитов и разнозернистых глинистых алевролитов. Породы участками сидеритизированы и интенсивно кальцитизированы. Обломочный материал полуокатанной и угловатой формы, характеризуется средней, реже хорошей степенью сортировки. По составу обломочного материала песчаники относятся к полевошпатовограувакково-кварцевым, реже -

к кварцево-граувакковым и граувакково-кварцевым

разновидностям с содержанием кварца - 35-55%, полевых шпатов - 10-25%, обломков пород - 25-40%, слюды - от редких зерен до 5-7%. Состав цемента: карбонатный, глинисто-карбонатный и глинистый. Содержание цемента от 2-3 до 15%, реже до 40% (Геолого-геохимическое..., Кн. 3, 1998, ф.; Шемин, Нехаев, Фомин и др., 2001). Суммарная толщина песчаников проницаемого комплекса в Надым-Тазовском междуречье изменяется от нескольких до ПО м, обычно она составляет 40-70 м. Распределение её значений по площади региона в целом сходное с распределением толщин проницаемого комплекса в целом. Однако контрастность перепадов толщин песчаников существенно меньше. Кроме того, в южной части региона их значения соизмеримы с толщинами северной части региона (рис. 2.12.). Наибольшие значения толщин песчаников Большехетской

(90-110

м)

мегасинеклизы.

отмечаются На

на его

значительной

северо-востоке,

территории

в

региона

пределах толщины

песчаников составляют 60-90 м. Такие толщины наблюдаются в северной (северная и центральная

часть

мегасинеклиза,

Медвежье-Иумгинского

Северо-Часельская

седловина,

наклонного Тазовский

мегавала,

Большехетская

структурный

мегазалив,

Восточно-Тазовская мезомоноклиналь), центральной (север Среднепурского наклонного мегапрогиба

и юг

Часельского

наклонного мезовала), южной

(Южно-Надымская

85

EZb

И

0 4 ЕЕ

Рис. 2.12. Фрагмент "Карты толщин песчаников надояхского проницаемого KON (Надым-Тазе Редактор А.Э. Конторович; зам. редактора: A.M. Брехунцов, ГГ. Шемин, В.О. Красавчико Н.П. Дещеня, А.В. Истомин, В.А. Каштанов, А.А. Конторович, В.А. Конторович, А.Э. И В.А. Шарикова, Н.А. Щ» Условные обозначения: 1-7 - границы: 1 -административные, 2 - исследуемого региона, 3 - нефт 6 - надпорядковых структур и структур 0 порядка; 7 - структур I порядка; 8 - скважины; 9 - изопах

Тектонические элементы Положительные: Надпорядковые и 0 порядка А - Мессояхсая налонная гряда Структуры I порядка I - Ярудейский мегавыступ II- Медвежье-Нумгинский наклонный мегавал III - Часельский наклонный мегавал IV - Северный свод Отрицательные: Надпорядковые и 0 порядка А - Большехетская мегасинеклиза В - Надымская гемисинеклиза С - Среднепурский наклонный мегажелоб Структуры I порядка: I - Северо-Тазовская мегавпадина II - Нерутинская мегавпадина III - Тазовский структурный мегазалив IV - Верхнетанловская мегавпадина V - Среднепурский наклонный мегапрогиб VI - Пякупурско-Ампутинский наклонный мегапрогиб Промежуточные структуры: Надпорядковые и 0 порядка Л - Зауральская мегамоноклиза В - Красноленинская мегамоноклиза С - Предъенисейская мегамоноклиза D - Южно-Надымская мегамоноклиза Структуры I порядка: I - Долганская мезомоноклиналь II - Восточно-Тазовская мезомоноклиналь III - Восточно-Пурская мегамоноклиналь IV - Красноселькупская моноклиза V - Северо-Часельская седловина ШКАЛА ТОЛЩИН, м 140

120 100 8(1

60

40

20 5

e Н / И з ЕЭ« тлекса тоарского регионального резервуара севера Западно-Сибирской НГП", 2002 г. *ское междуречье) ; составили; А.Л. Бейзель, С Ю . Беляев, B.C. Бочкарев, A.M. Брехунцов, Г.Ф. Букреева, )нторович, В.О. Красавчиков, В.А. Кринин, Д.В. Косяков, П.С. Лапин, А.Ю. Нехаев, кочихина, ГГ. Шемин газоносной провинции; 4-распространения резервуара, 5 - Внутренней области и Внешнего пояса, ты

86 мегамоноклиза,

Ортьягунский

мезомыс, южная часть

Среднепурского

наклонного

мегажелоба) и юго-восточной (Южно-Красноселькупский мезовыступ) частях региона. Минимальные показатели толщин песчаников (от 10 до 40 м) наиболее широко развиты в западной и центральной его частях (Северный свод и сопредельные с ним участки, западная часть Надымской гемисинеклизы), а также вдоль западного и восточного контуров

выклинивания

преимущественно

отложений

центральной

проницаемого

части

территории

комплекса. региона

На

толщина

остальной песчаников

проницаемого комплекса резервуара изменяется от 40 до 60 м. Автором проанализирована зависимость толщины песчаников от глубины их залегания

и

от

толщины

проницаемого

комплекса.

Полученные

результаты

свидетельствуют, что на толщину песчаников не влияет глубина их залегания (см. рис. 2.11 Б). Что касается толщины проницаемого комплекса, то она влияет на распределение толщин песчаников (рис. 2.13). Далее более детально рассмотрим вещественный состав и строение регионально выраженных песчаных пластов. П е с ч а н ы й п л а с т Ю ы залегает в кровле проницаемого комплекса, в нижней части циклопачки kth-б, и пользуется, как и проницаемый комплекс в целом, почти повсеместным

распространением

в

Надым-Тазовском

междуречье.

Толщина

его

изменяется от 5-7 до 40 м. Максимальные толщины зафиксированы на ЦентральноУренгойском и Вынгапуровском мезовалах, минимальные - на севере Северного свода, в пределах

Восточно-Пурской мегамоноклинали и северной части Восточно-Пурской

мегамоклинали. В восточной части региона, на Северо-Красноселькупском мезовыступе, толщина пласта составляет 20-25 м. Пласт обычно сложен

чередующимися

прослоями песчаников, алевролитов

песчанистых, с редкими прослоями глинистых алевролитов и аргиллитов. Песчаники светло-серые, серые,

мелко - и

среднезернистые, с редкими прослоями гравелитов.

Местами пласт глинизируется (северная часть Центрально-Уренгойского мезовала). П е с ч а н ы й п л а с т Ю15 приурочен к средней части проницаемого комплекса, к основанию пачки kth-5. Он характеризуется практически повсеместным распространением на территории района. Лишь участками, в пределах Вынгапуровского

Центрально-Уренгойского

и

мезовалов, он почти полностью глинизируется. Толщина пласта

изменяется от 7 до 45 м, в среднем - от 20 до 30 м. Максимальных значений толщина его достигает на Южно-Красноселькупском мезовыступе, Центрально-Уренгойском мезовалу и

на юге

Северо-Красноселькупского

мезовыступа.

Минимальные её

показатели

зафиксированы в южной части Северного свода и на Часельском наклонном мегавалу.

87 120

50

100 150 200 Толщина проницаемого комплекса (м)

250

300

Рис. 2.13. График зависимости между толщинами проницаемого комплекса и содержащихся в нём песчаников тоарского регионального резервуара НадымТазовского междуречья

88 Пласт

наиболее

часто

представлен

переслаиванием

песчаников,

алеврито-

песчаников, алевролитов и глинистых алевролитов. Содержание псаммитового материала в нем обычно составляет от 30 до 60%. «Чистые» песчаные разности пласта встречаются в восточной части региона, в пределах Часельского мегавала и Северо-Красноселькупского мезовыступа. Песчаный

пласт

K)i6

залегает

в подошве проницаемого комплекса, в

основании циклопачки kth-4. Он пользуется почти повсеместным распространением в пределах региона. Лишь на единичных, наиболее контрастных, выступах фундамента он отсутствует.

Кроме

того,

в

отдельных

локальных

участках

пласт

полностью

глинизируется (Южно-Красноселькупский и Северо-Красноселькупский мезовыступы, Вынгапуровский

и Центрально-Уренгойский

мезовалы). Частичная глинизация его

отмечается в северной, северо-западной и северо-восточной частях региона. Толщина пласта изменяется от 5 до 30 м. В северной части Часельского наклонного мегавала, на Центрально-Уренгойском мезовалу, а также в южной части СевероКрасноселькупского мезовыступа её значения изменяются от 20 до 30 м. На юге Часельского наклонного мегавала и западе Среднепуровского наклонного мегапрогиба толщина пласта уменьшается до 5-12 м. В пределах Вынгапуровского мезовала пласт K)i6 объединяется с пластом Юм5. Здесь разрез алевролито-песчаников,

алевролитов,

представлен чередованием песчаников,

алевролитов

глинистых.

Нередки

разрезы

с

«чистыми» песчаниками на юге Северо-Красноселькупского мезовыступа, ЦентральноУренгойского мезовала и в северной части Восточно-Пурской мегамоноклинали. На территории исследуемого региона в зависимости от содержания в разрезе проницаемого комплекса различных литологических компонентов: грубообломочного (ГрО), песчаного (П), алевролитового (Ал), глинистого (Гл) и углеродистого (У), выделят семь

литологических областей: песчано-грубообломочная (П]Гр04), песчано-глинисто-

алевритовая

(ПгГлзАщ), песчано-алевритово-глинистая

(П3АЛ3-4ГЛ3-5), алевролитово-

песчано-глинистая (АЛ2-3П3ГЛ3-5), глинисто-песчано-алевритовая тово-глинисто-песчаная

(АлзГлзП4),

(ГЛ3П3АЛ3-4), алеври-

глинисто-алевритово-песчаная

(ГЛ2-4АЛ2-4П4),

преимущественно глинисто-алевритовая (ГЛ1-3АЛ2-4П5) и глинисто-алевритовая (Гл^зАлз^) (рис. 2.14.). Наиболее грубозернистая песчано-грубообломочная область распространена в виде небольшой вытянутой в северо-восточном направлении зоны на юго-западе региона, в верховьях р. Пур. Также пользуется ограниченным распространением песчано-глинистоалевритовая литологическая область — только на крайнем северо-западе региона.

89 Литологические области П.ГрО,песчано-грубообломочная ПДл,Ал4 несчано-глинистоалевритистая П,АлмГл, f песчанисто-алеврш истоглинистая Ал,.,П,Гл,5 алевритово-песчанис i оiлинистая и Гл3П,Алм глинисто-несчанистоалевригистая

I

•

Ал,Гл.,П4 алевритисто-глинистоI песчанистая и 66 Глг_,Ал!4П4 глинисто-алевритовопесчанистая

I I

Гл, ,Ал ы П, преимущественно глинис i о-алевритистая Гл,.,Ал,_,глинисто-алевритистая область отсутствия отложений тоарского регионального резервуара;

Г л , П 2 А л 3 У 5 - индексы литологических областей, определенные по содержанию литологических компонентов разреза: П - песчаная; А л - алевритовая; Г л -глинистая; Г р О - грубообломочная; У - углеродистая Содержание компонентов, % 1 - 100-76; 2-75-51; 3-50-26; 4-25-11; 5 - 10-1; 6-0,9-0,1.

423

2 LX-13 U-<-l4 1^-15 \,- 1б 1 Q |7|'.'.->l8

Рис. 2.14. Карта вещественного состава проницаемого комплекса Составили: А.Ю

I - скважины; 2- скважины с приведенными литологическим колонками типовых разрезов; 3-6 - границы: 3 областей, 6 - административные; 7 - исследуемого региона; 8-20 - породы в литологических колонках: 8 - пес глинистые и алевритистые, 12 - песчаники глинистые, 13 - алевролито-песчаники, 14 - алевролиты песча алевритистые, 19 - глины (аргиллиты), 20 - углистые породы.

Литологические колонки типовых разрезов П,ГрО< Сугмутекая скв. 423

П2ГЛзАл4 Шугинская скв.83 ш а

: .

0

28,2

о ч

-•) о

100 0 П 85.0 Гр-15,0

П • 57,4 An -14.8 Гл-27.1 У-0.7

0 59 0

П, Г р 0 4

Г1г Гл,Ал 4 У,

ПзАЛз^ГЛз.,

Ал,,П,Гл,

Сандибинская СКВ. 1

_ _ —м П -48.7 —~~ 22,7 Ал -44.7

Тюменская скв. СГ-6

—~ZNrj\8 9 27.1 Ал - 54.9 П 34.9 Гл 9.8 16.1 У-0.4

I 5 0 гл - е.з У 0.3

16.5 / .' г>

40,9

VIZ 21 2

П, А л , Гл.У.

Ал, п, Гл.У,

Гл^Ал^П, Харампурская скв. 340 H I

20.8

~~IZ

Гл 52.8 33,3 Ал 35." П • 10,2 У-1.7

:z:. 30,6 4.2 Гл, А л , П 4 У §

Гл^АЛз„П5 Ярудайская СКВ. 2

Гл,.3Ал, Полуискан СКВ. 200

Гл 55.4 Ал 35." П-9.1 У-0.4

Гл- 93.3 Ал 5.3

_i Гл, Ал, П.У,

I

I 5,8 1ГЛ-291

а - породы и процент их содержания в разрезе, б -компаненты и процент их содержания в разрезе, ^Ал.Гл, - индексы литологических типов разрезов.

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

оарского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья Нехаев, Г.Г.Шемин эаспространения юрского комплекса, 4 - распространения отложений тоарского резервуара, 5 - литологических шики гравелнтистыс и гравелитовые, 9 - песчаники, 10 - песчаники алевритистыс и алевритовые, 11 - песчаники истые, 15 - алевролиты глинистые и песчанистые, 16 - алевролиты, 17 - алевролиты глинистые, 18 - глины

90 Песчано-алевритово-глинистая область отмечается в четырех небольших участках, расположенных в западной (п. Ныда), восточной (Туруханская скв. 1-0), центральной (вблизи Тюменской скв. СГ-6) и южной (Харампурская скв. 342) частях исследуемой территории. Алевролитово-песчано-глинистая и глинисто-песчано-алевритовая^литологические области очень близки по составу, широко распространены в Надым-Тазовском междуречье (см. рис. 2.14.). Отмечается пять районов, где распространены* эти? литологические области. Первые два расположены на западе региона, где они в виде «языков» протягиваются с запада на восток от области отсутствия отложений. Третий район их распространения в виде полосы простирается через всю центральную часть региона с юго-запада (Сугмутская скв. 423) на север (п. Находка). Четвертый район расположен на юге региона, в Пур-Тазовском междуречье. Вдоль восточной границы выклинивания

проницаемого

комплекса

резервуара

распространения алевролитово-песчано-глинистой

и

расположен

пятый

район

глинисто-песчано-алевритовой

литологических областей. Алевритово-глинисто-песчаная и глинисто-алевритово-песчаная литологические области также широко развиты в Надым-Тазовском междуречье. Близкие по составу они в виде двух широких полос протягивающихся с юга на север, разделяя выше отмеченные более песчаные литологические области. Преимущественно

глинисто-алевритовая

литологическая' область

развита в

центральной и северной частях региона, где она представлена пятью участками, расположенными внутри выше отмеченной алевритово-глинисто-песчаной

области.

Самый крупный из них находится на востоке региона, простираясь с севера на юг вдоль р. Таз. Второй крупный участок расположен на северо-западе рассматриваемого региона, в низовье р. Надым. Остальные три небольших участка находятся в западной (Надымский район) и центральной (Уренгойский район) частях исследуемого региона. Глинисто-алевритовая

литологическая

область

имеет

весьма

ограниченное

распространение. Она развита лишь на двух небольших участках. Один из них находится на северо-востоке (Тазовский район), другой - на западе (Полуйская площадь) региона (см. рис. 2.14). Условия

формирования

представляются

следующими.

отложений

проницаемого

Существуют

несколько

комплекса

резервуара

представлений

о

палеогеографических обстановках их образования (Галеркина и др., 1963; Нестеров и др., 1976; Гурари и др., 1988; Девятое, Казаков, 1991; Бородкин и др., 1996; Шурыгин и др., 2000; Геологическое..., 2005). Кратко рассмотрим два наиболее обоснованных из них. На

91 литолого-палеогеографической карте тоарского века, составленной коллективом авторов под редакцией И.И. Нестерова (1976), в окраинных южной, восточной и отчасти северо­ западной частях исследуемого региона приведено преобладание фациальных областей низменных аккумулятивных равнин, на большей его части - обстановок прибрежных равнин

временами

заливавшихся

морем.

И

на

севере

выделена

область,

где

распространены в основном обстановки мелководного шельфа (рис. 2.15а.). На более поздней палеогеографической схеме условия осадконакопления в надояхекое время, в пределах

рассматриваемой

территории, отражены

несколько

иные

(Геологическое

строение..., 2005). На большей её части выделяется область мелководного шельфа. Лишь на

юго-востоке

обособляются

участки

развития

дельт,

прибрежных

равнин

с

неустойчивой береговой линией и аллювиальной равнины (рис. 2.16а.). Автором отложений

не

проводилось

тоарского

специальных

регионального

седиментологических

резервуара.

Однако

исследований

приведенное

выше

распределение лито логических областей этих отложений достаточно хорошо согласуется с точкой зрения И.И. Нестерова и его соавторов об условиях их формирования. Отмеченные

материалы

позволяют

уточнить

распределения по площади

региона

выделенные ими палеогеографические области. По мнению автора, в тоарское время на рассматриваемой части

Западно-

Сибирского мегабассейна наиболее интенсивно поступал алевритово-песчаный материал с восточной и юго-западной областей сноса, а значительно меньше -

с западной

Приуральской. Это обстоятельство, в значительной мере, предопределило распределение на её территории палеогеографических областей осадконакопления. Они обычно в виде полос сложной формы простирались в субмеридиональном направлении. Равнины низменные аккумулятивные, имеющие ограниченное распространение, были развиты вблизи отмеченных источников сноса (литологические области П]Гр04). Равнины прибрежные, временами заливаемые морем (литологические области П2ГЛ3АЛ4, П2АЛ3-4ГЛ3-5, АЛ2-3П3ГЛ3.5, ГЛ3П3АЛ3-4) в основном простирались в субмеридиональном направлении в виде трех полос. Одна из них была расположена вдоль восточного источника сноса, а две других находились в центральной части рассматриваемой территории

мегабассейна.

Первая, наиболее

обширная

область,

простирались

от

Сугмутской до Северо-Уренгойской площадей, вторая - от Западно-Новогодней до Ханчейской площадей включительно. В их пределы поступал алевритово-песчаный материал

из

юго-западной

области

сноса.

В

Приуральской

части

бассейна

рассматриваемые области имели ограниченное распространение. Здесь они в виде двух полос субширотной ориентировки простирались с запада на восток от источника сноса

92

a 1 \

1 (1

t к

•

11

~-~

21

V

22

#

23

т

24

У

25

i

26

U

27

tA

28

Ф= 12

2

\

&>

1

3

- / " 13

4

14

5

_-/~ 15

6

k

16

7

:•:•:•: 17

8

Ц|ТЦ^ 18

9

- 19

1П

Iи

^--•20

1 4 29 |

I 30 A

31

1 - контур исследуемого региона; 2-10 палеогеографические области: 2 - море, мелкая часть шельфа и прибрежная зона; 3 море мелкое внутреннее, залив, озеро с пониженной соленостью и пресное озеро; 4 - равнина прибрежная, временами заливавшаяся морем; 5 - равнина низменная аккумулятивная; 6 - равнина денудационно-аккумулятивная; 7 - равнина возвышенная; 8 - плато, нагорье; 9 - речные д о л и н ы ; 10 - с м е н а различных географических обстановок в течение века отображается чередованием полос соответствующих цветов; 11-12 - динамика среды и накопления осадка: 11 - главные направления сноса обломочного м а т е р и а л а , 12 - в т о р о с т е п е н н ы е направления сноса обломочного материала; 13 - изопахиты; 14 - границы площадей с разной палеогеографической обстановкой и разными литофациями; 15 границы растительных ассоциаций; 16 газовые залежи; 17-21 - литологический состав осадочных отложений: 17 - песчаные осадки (песчаные и алевритовые осадки составляют свыше 80%), 18 - песчанистые осадки (то же 80-61%), 19 - глинистопесчанистые осадки (то же 60-41%), 20 песчанисто-глинистые осадки (то же 402 1 % ) , 21 - п е с ч а н и с т о - а л е в р и т и с т о глинистые осадки (то же менее 20%); 22-31 растительные а с с о ц и а ц и и : 22 п а п о р о т н и к о в ы е з а р о с л и , преимущественно из древних споровых р а с т е н и й , 23 - п р е и м у щ е с т в е н н о папоротниковые заросли с участием хвойных и гинкговых, 24 - папоротниковые заросли преимущественно из осмундовых, 25 - п л а у н о в и д н ы е на у в л а ж н е н н ы х участках, 26 - хвойные леса в основном из представителей семейства сосновых, 27 -те же леса с участием цикадофитов, 28 - те же леса с участием гинкговых, 29 - те же леса с участием ногоплодниковых, 30 - те же леса с участием древних хвойных растений, 31 гинкговыелеса.

Рис. 2.15. Фрагменты литолого-палеогеографических карт Западно-Сибирской равнины тоарского (а), плинсбахского (б) и геттанг-синемюрского (в) веков (Атлас..., 1974)

93

MM

! 5 6 Э

7

ОБ | 8 АОБ j 9 10

а

11

Область седиментации: 1 - море, мелкая часть шельфа и прибрежная зона; 2 - подводная возвышенность, временами о с у ш а в ш а я с я ; 3 - равнина п р и б р е ж н о - м о р с к а я в зоне неустойчивого положения береговой линии; 4 - дельта; 5 островная часть шельфа; 6 аллювиальная равнина; 7 эстуарий, залив; 8 - озерноболотная равнина; 9 аллювиально-озерно-болотная равнина; 10 - суша; 11 - контур исследуемого региона.

Рис. 2.16. Фрагменты палеогеографических схем надояхского (а), шараповского (б) и зимнего (в) горизонтов (Геологическое строение...,, 2005)

94 алевритово-песчаного материала. На остальной большей части исследуемой территории мегабассейна

в

тоарское

время

осадконакопления

осуществлялось

в

областях

мелководной части шельфа. Эти области в виде полос субмеридиональной ориентировки простирались между прибрежными равнинами, временами заливавшиеся морем. В их пределах накапливались преимущественно алеврито-глинистые осадки (литологические области АлзГлзГЦ, Гла-з.Алз^Пд, Гл^Алз-лПд и ГЛ1.3АЛ3-4) (см. рис. 2.14.). Ёмкостная модель проницаемого комплекса тоарского резервуара разработана на базе аналитических данных фильтрационно-ёмкостных свойств песчаных пластов, интерпретации материалов ГИС, результатов выявленной закономерности их изменения в зависимости от глубины залегания пород и анализа зависимости между толщинами песчаников и толщинами содержащихся в них коллекторов (см. разд. 2.2.4.) (рис. 2.17.). Согласно выполненным исследованиям в песчаных

пластах

проницаемого

комплекса, в зависимости глубины от их залегания, выделяются два типа коллекторов: предполагаемый возможно преимущественно трещинный и гранулярный (поровый). Первый тип коллекторов прогнозируется на больших глубинах залегания пород, свыше 4,5 км. Такие условия их залегания прогнозируются в наиболее прогнутой северной части Надым-Тазовского междуречья, в пределах почти всей территории (за исключением Центрально-Уренгойского мезовала) Большехетской мегасинеклизы и Верхнетанловской мегавпадины Надымской гемисинеклизы. Кроме того, их развитие предполагается в Нижнетазовской мезовпадине. На остальной, большей части рассматриваемой территории прогнозируется развитие гранулярных коллекторов. Ниже приведена их характеристика . Породы-коллектора этого типа развиты повсеместно в западной, южной и восточной частях исследуемого региона. Толщина их изменяется от нескольких до 30 м, наиболее часто от 10 до 20 м (рис, 2.18.). Изменения её значений по площади региона в целом подобно распределению толщин песчаников (см. рис. 2.12.). Наибольшие толщины коллекторов (20-30 м) прогнозируется на пяти зональных участков. Первый и второй из них в виде полос субмеридиональной ориентировки простираются в северо-западной (южное окончание Восточно-Пайхойской моноклизы) и северо-восточной (Тагульский мезомыс и смежные с ним территории) частях рассматриваемого региона. Третья и четвертая

на его юге, в пределах

южных

частей

соответственно Пякупурско-

Ампутинского наклонного мегапрогиба и Среднепурского наклонного мегажелоба и смежных с ним площадей. И последний наименьший участок наибольших толщин коллекторов

выделен

в

центральной

части

региона

в

северной

половине

На больших глубинах предполагается развитие трещинных коллекторов, которые практически не изучены. Поэтому характеристика этого типа коллекторов тоарского и нижележащих резервуаров ни/кней юры не приведена в настоящей работе

95 40

CD

о 30 о ь-

Y=1,981x0534

Ш

с;

о 20 S I

й 10 Q.

О С

ГО X

3

щ

с .о

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Толщина песчаников (м) Рис. 2.17. График зависимости между толщинами песчаников и содержащихся в них толщин коллекторов тоарского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья

96

Г

аь

Из

04

ГЯ5

Рис. 2.18. Карта толщин пород-коллекторов надояхского проницаемого ко

Условные обозначения: 1-7 - границы: 1 -административные, 2 - исследуемого региона, 3 - нефтега надпорядковых структур и структур 0 порядка; 7 - структур I порядка; 8 - скважины; 9 - изопахиты; 10 комплекса глубже4500 м); 11 -территории распространения проницаемого комплекса глубже 5000 м

Тектонические элементы Положительные: Надпорядковые и 0 порядка А - Мессояхсая налонная фяда Структуры I порядка I - Ярудейский мегавыстуи II - Медвежье-Нумгинский наклонный мегавал III - Часельский наклонный мегавал IV - Северный свод Отрицательные: Надпорядковые и 0 порядка А - Большехетская мегасинеклиза В - Надымская гемисинеклиза С - Среднепурский наклонный мегажелоб Структуры I порядка: I - Северо-Тазовская мегавпадина II - Нерутинская мегавпадина III - Тазовский структурный мегазалив IV - Верхнетанловская мегавпадина V - Среднепурский наклонный мегапрогиб VI - Пякопурско-Ампутинский наклонный мегапрогиб Промежуточные структуры: Надпорядковые и 0 порядка А - Зауральская мегамоноклиза В - Красноленинская мегамоноклиза С - Предъенисейская мегамоноклиза D - Южно-Надымская мегамоноклиза Структуры I порядка: I - Долганская мезомоноклиналь II - Восточно-Тазовская мезомоноклиналь III - Воегочно-Пурская мегамоноклиналь IV - Красноселькупская моноклиза V - Северо-Часельская седловина

ШКАЛА ТОЛЩИН, м 25

1 20

Зб Q?

Из

ЕЗэ П ю

11

плекса тоарского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья •носной провинции; 4-распространения резервуара, 5 - Внутренней области и Внешнего пояса, 6 югнозируемые зоны развития трещинных коллекторов (территории распространения проницаемого

97 Среднепуровского наклонного мегапрогиба. Минимальные толщины коллекторов (до 10 м) прогнозируются в крайних северо-западной и северо-восточной участках исследуемой, территории, где они в виде полос простираются вдоль границы выклинивания отложений проницаемого комплекса. На остальной большей части региона прогнозируются толщины коллекторов толщиной 10-20 м. свойства4

Фильтрационно-ёмкостные характеризуются

следующими

коллекторов

проницаемого

комплекса

показателями (рис. 2.19.). Открытая t пористость их

изменяется от 8 до 24%, межзерновая проницаемость - от 0,01х10"3мкм2 до 23,7х10"3мкм2. Наиболее часто первый параметр изменяется в интервале от 10 до 15%, менее часто - до 10 и от 15 до 20% и в единичных случаях до 24%. Проницаемость коллекторов в основном характеризуется значениями от 0,1х10"3 мкм" до 1x10 З мкм 2 , реже - от 0,01х10 3 мкм 2 до 0,1x10" мкм" и еще реже - от 1x10" мкм" до 10x10" мкм~. Существует определенная зависимость между значениями открытой пористости-и.проницаемости. Применительно к рассматриваемому резервуару с увеличением пористости отмечается незначительное увеличение проницаемости (рис. 2.20.). Фильтрационно-ёмкостные свойства коллекторов отдельных песчаных пластов проницаемого комплекса изучены недостаточно. Имеющиеся материалы по отдельным пластам приведены на таблице 2.8. Таблица 2.8. Фильтрационно-ёмкостные свойства песчаных пластов проницаемого комплекса тоарского резервуара Песчаные

Фильтрационно-ёмкостные свойства коллекторов Открытая пористость (%)

Межзерновая проницаемость (1х10"3мкм2)

ю14

8 - 15,3

до 3,1

Ю15

8-12,7

до 6,3

ю16

8 - 12,0

до 0,68

пласты

В целом гранулярные коллекторы проницаемого комплекса характеризуются пониженной пористостью и низкой проницаемостью. Качество проницаемого комплекса тоарского резервуара, как уже отмечалось выше (см. раздел 2.2.3), оценивалось одним наиболее важным параметром - толщиной 1

коллекторов. В зависимости от значений этого показателя выделяются земли высокого, среднего и пониженного качества. Прогнозируемые зоны распространения возможно преимущественно

трещинных

коллекторов

оценивались

категорией

пониженного

качества. Согласно приведенного методического подхода на исследуемой территории

98 %

Открытая пористость, (%) п=565

20 16 12 8

0 8

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

Межзерновая проницаемость, 1*103 мкм2 о/0 п=329 75

0,01-0,1 0,1-1,0

1-10

10-100

100-1000

Рис. 2.19. Графики распределения открытой пористости (А) и проницаемости (Б) песчаников тоарского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья

12

14

16

Открытая пористость (%) Рис. 2.20. График зависимости между пористостью и проницаемостью песчаников тоарского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья

18

100 выделяются земли высокого, среднего и пониженного качества проницаемого комплекса. Земли

с высоким

качеством

проницаемого

комплекса имеют

ограниченное

распространение на исследуемой территории. Они прогнозируются на пяти выше описанных участках, в которых предполагаются максимальные толщины коллекторов (2030 м). Один из них расположен в северо-западной части региона, второй - в северо­ восточной, третья и четвертый - в южной и последний, наименьший по площади, - в центральной (рис. 2.21.). Земли с пониженным качеством проницаемого комплекса предполагаются в северной, наиболее погруженной его части, где прогнозируются распространение возможно преимущественно трещинных коллекторов. Они охватывают почти всю территорию Большехетской мегасинеклизы, Верхнетанловскую мегавпадину и Нижнетазовскую мезовпадину. Кроме этого они прогнозируются на ограниченных по площади участках, расположенных

вдоль контуров выклинивания отложений. На

остальной большей части исследуемого региона распространены земли со средним качеством проницаемого комплекса. Лайдинский флюидоупор Лайдинский флюидоупор тоарского регионального резервуара (середина нижнего средней

верхнего

аалена,

лайдинский

горизонт)

представлен

преимущественно

глинистыми отложениями верхней части верхнекотухтинской подсвиты и ее возрастных аналогов (верхняя часть верхнехудосейской подсвиты и лайдинской свиты), которые пользуются почти повсеместным распространением на территории рассматриваемого региона (см. рис. 1.7.). Лишь в окраинных северо-восточной и северо-западной его частях они отсутствуют. Толщины флюидоупора изменяются от 20 до 135 м, наиболее часто - от 60 до 80 м. (рис. 2.22.). Максимальные её значения (100-135 м) прогнозируются преимущественно в северо-западной

части

региона,

в

наиболее

прогнутых

частях

Большехетской

мегасинеклизы и смежной с ней участками Среднепуровского наклонного мегапрогиба. Кроме

того,

они развиты

Красноселькупской

на ограниченной

моноклизы.

Минимальные

площади толщины

его востока флюидоупора

в

пределах (30-50 м)

прогнозируются в восточной и юго-западной частях исследуемой территории, в пределах соответственно почти все площади Внешнего пояса и юго-западного окончания ЮжноНадымской

мегамоноклизы.

На остальной

существенно

большей

части

региона

предполагаются толщины флюидоупора в интервале от 50 до 100 м. Следовательно, толщина флюидоупора на рассматриваемой территории изменяется в интервале, обычно свойственном экранам высокого качества.

101

ЕЗЬ И12 ЕЕЗз Р^4

5

Нб

Рис. 2.21. Карта оценки качества надояхского проницаемого комплекс Условные обозначения: 1-7 - границы: 1 -административные, 2 - исследуемого региона, 3 - нефтегг надпорядковых структур и структур 0 порядка; 7 - структур I порядка; 8 - скважины; 9 -11 - области области отсутствия проницаемого комплекса

Тектонические элементы Положительные: Надпорядковые и 0 порядка А - Мессояхсая налонная фяда Структуры I порядка I - Ярудейский мегавыступ II - Медвежье-Нумгинский наклонный мегавал III - Часельский наклонный мегавал IV - Северный свод Отрицательные: Надпорядковые и 0 порядка А - Большехетская мегасинеклиза В - Надымская гемисинеклиза С - Среднепурский наклонный мегажелоб Структуры I порядка: I - Северо-Тазовская мегавпадина II - Нерутинская мегавпадина III - Тазовский структурный мегазалив IV - Верхнетанловская мегавпадина V - Среднепурский наклонный мегапрогиб VI - Пякупурско-Ампутинский наклонный мегапрогиб Промежуточные структуры: Надпорядковые и 0 порядка А - Зауральская мегамоноклиза В - Красноленинская мегамоноклиза С - Предъенисейская мегамоноклиза D - Южно-Надымская мегамоноклиза Структуры I порядка: I - Долганская мезомоноклиналь II - Восточно-Тазовская мезомоноклиналь III - Восточно-Пурская мегамоноклиналь IV - Красноселькупская моноклиза V - Северо-Часельская седловина

^ 7 СЗб

10

11

12

тоарского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья •носной провинции; 4-распространения резервуара, 5 - Внутренней области и Внешнего пояса,6 «личного качества проницаемого комплекса: 9 - высокого, 10 - среднего, 11 - пониженного; 12 -

102

EDl

02

03

04

05

06

07

08

0с

Рис. 2.22. Карта качества лайдинского флюидоупора тоарс Составили: Нехг 1 - скважины; 2-7 - границы : 2 - распространения юрского комплекса, 3 - распространения pernoi административные, 7 - исследуемого региона; 8 - изопахиты флюидоупора (м), 9 - изолинии содерж Внутренней области , 11 - надпорядковых и 0 порядка, 12-1 порядка; 13-16 - области разного качес резервуара.

Тектонические элементы Положительные: Надпорядковые и 0 порядка А - Мессояхсая налонная 1ряда Структуры 1 порядка I - Ярудейский мегавыступ II - Медвежье-Нумгинский наклонный мегавал III - Часельский наклонный мегавал IV - Северный свод Отрицательные: Надпорядковые и 0 порядка А - Большехетская мегасинеклиза В - Надымская гемисинеклиза С - Среднепурский наклонный мегажелоб Структуры I порядка: I - Северо-Тазовская мегавпадина II - Нерутинская мегавпадина III - Тазовский структурный мегазалив IV - Верхнетанловская мегавпадина V - Среднепурский наклонный мегапрогиб VI - Пякупурско-Ампутинский наклонный мегапрогиб Промежуточные структуры: Надпорядковые и 0 порядка А - Зауральская мегамоноклиза В - Красноленинская мегамоноклиза С - Предъенисейская мегамоноклиза D - Южно-Надымская мегамоноклиза Структуры I порядка: I - Долганская мезомоноклиналь II - Восточно-Тазовская мезомоноклиналь III - Воегочно-Пурская мегамоноклиналь IV - Красноселькунская моноклиза V - Северо-Часельская седловина

И

1 0

11

СЭ G3i2

13

14

15

16

17

эго регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья шА.Ю., Шемин Г.Г. ального резервуара, 4 - областей разного качества флюидоупора, 5 - нефтегазоносных областей, 6 ния песчаников в флюидоупоре (%); 10-12 - контуры тектонических элементов: 10 - Внешнего пояса и за флюидоупора: 13 - высокого, 14 - среднего, 15 - пониженного, 16 - низкого; 17 - области отсутствия

103 Разрез флюидоупора представлен аргиллитами серыми, темно-серыми, прослоями до

черных,

углистыми,

тонкогоризонтальнослоистыми,

в

разной редко

степени

алевритистыми,

массивными,

волнистолинзовиднослоистыми.

Участками

отмечено переслаивание аргиллитов с серыми алевролитами. Текстуры их волнистолинзо видные, иногда косослоистые, нарушенные следами оползания осадков, следами размыва аргиллитовых

слойков.

Минералогический

состав

глинистого

вещества

обычно

двухкомпонентный. Основную часть его составляет гидрослюда (80-85%), меньшую хлорит (15-20%) (Геолого-геохимическое..., Кн. 3, 1998, ф.; Шемин и др., 2001). Экранирующие свойства флюидоупора в значительной мере зависят от содержания в нём песчаных и алевролитовых прослоев. Чем более песчанистый разрез флюидоупора, тем ниже его качество. Прослои песчаников в разрезе флюидоупора обычно имеют толщины от 0.5-1 м до 10-15 м. Породы преимущественно серые, коричневато-серые, средпесцементированные, мелкозернистые с прерывистой волнистолинзовидной и мелкой косой слоистостью. Содержание песчаников в разрезе флюидоупора различное - от 5 до 60%. В зависимости от значений этого показателя выделяются шесть типов разреза флюидоупора, которые неравномерно распределены по площади (см. рис. 2.22.). Флюидоупоры

первого литологического

типа, в

которых

доля песчаников

колеблется от 5 до 10%, развиты на трех различных по площади участках. Меньший из них охватывает центральную, наиболее прогнутую часть Нерутинской мегавпадины. Второй, чуть больший по размерам, занимает прогнутую

часть

Верхнетанловской

мегавпадины. Третий расположен на востоке региона, где в виде узкой меридиональновытянутой полосы на её востоке, простирается от Северо-Тазовской мегавпадины до Восточно-Пурской мегамоноклинали. Второй литологический тип разрезов флюидоупоров (содержание песчаников 1020 %) фиксируется в двух вытянутых зонах и на локальном участке. Первая зона расположена на северо-западе региона. Она охватывает западные участки Большехетской мегасинеклизы

и

Верхнетанловской

мегавпадины,

северную

часть

Надымской

гемисинеклизы и южное окончание Ярудейский мегавыступ. Вторая зона расположена на востоке, окаймляя территории со вторым типом разреза резервуара. Локальный участок с третьим литологическим типом разреза флюидоупора расположен в западной части Среднепурского наклонного мегапрогиба. В целом на рассматриваемой территории наиболее широко распространены флюидоупоры с повышенным содержанием песчанистого материала (третий, четвертый и пятый литологические типы). Они представлены тремя зонами. Первая расположена на северо-западе района, северо-западнее первого и второго типа флюидоупоров (Медвежье-

104 Нумгинский наклонный мегавал и северная часть Ярудейского мегавыступа). В ней распространен третий, четвертый и пятый типы разреза флюидоупора соответственно с содержанием песчаника от 20 до 30 %, от 30 до 40% и от 40 до 60%. Вторая, наиболее обширная зона, охватывает центральную и юго-западную части рассматриваемой территории. Она протягивается в субмеридиональном направлении от Мессояхской наклонной гряды до Надымской гемисинеклизы и Южно-Надымской мегамоноклизы. По мере продвижения на юг она расширяется с 120 до 420-450 км. В этой зоне в основном преобладают

третий и четвертый литологический типы разреза

флюидоупора с содержанием песчаника от 20 до 30 % и от 30 до 40% соответственно. В третьей зоне, протягивающей в виде широкой полосой с севера на юг вдоль восточного контура выклинивания отложений флюидоупора, распространены только третий и четвертый литологические типы разреза флюидоупора (см. рис. 2.22.). Отмеченная

характеристика

свидетельствует о том, что в его

лито логического

состава

строении повсеместно

флюидоупора

присутствуют

прослои

песчаников. Особенно значительно он опесчанен в северо-западной, юго-западной, восточной и центральной частях региона. В этих районах значительно снижены экранирующие свойства флюидоупора на отмеченной территории. Качество лайдинского

флюидоупора в пределах Надым-Тазовского междуречья

оценено на основании приведенных выше материалов. Они позволяют выделить зоны различного качества флюидоупора - от низкого до среднего. Их распределение по площади почти полностью соответствует выше описанной зональности литологического состава флюидоупора, поскольку этот параметр в основном определяет его качество. Земли со средним качеством экрана фиксируется в двух полосовидных зонах и на одном локальном участке. Первая зона, имеющая коленообразное очертание, расположена на северо-западе

региона, охватывая западную

и северную

части

соответственно

Большехетской мегасинеклизы и Надымской гемисинеклизы и частично Ярудейский мегавыступ. Вторая зона находится на востоке региона, где она в субмеридиональном направлении простирается от Северо-Тазовской мегавпадины до южной части ВосточноПурской мегамоноклинали. Локальный участок распространения земель со средним качеством экрана расположен в западной части Среднепурского наклонного мегапрогиба. Земли с пониженным и низким качеством лайдинского флюидоупора наиболее широко распространены в регионе. Выделяется совпадающие флюидоупоров.

с распространением третьего,

три таких зоны, территориально

четвертого

и пятого типов разрезов

Первая расположена на его северо-западе

(Медвежье-Нумгинский

наклонный мегавал и северная часть Ярудейского мегавыступа). Вторая, наиболее

105 обширная зона, простирается от Мессояхской наклонной гряды до Надымской гемисинеклизы и Южно-Надымской мегамоноклизы. И третья зона простирается> в виде широкой* полосы с севера на юг вдоль восточной линии выклинивания отложений флюидоупора (см. рис. 2.22.). Оценка качества тоарского резервуара в целом; Оценка качества тоарского резервуара в целом осуществлена на базе оценок его составных частей; надояхского проницаемого комплекса и лайдинского флюидоупора в соответствии с выше описапнымметодическим подходом (см. раздел 2.2.3, табл. 2.4.). Тоарский резервуар в Надым-Тазовском междуречье характеризуется различным качеством: высоким, средним, пониженным и низким (рис. 2^23.). Земли с высоким качеством резервуара имеют весьма ограниченное распространение. Они в виде: двух ограниченных площади участков развиты в северо-западной* (северная: часть МедвежьеНумгинского наклонного мегавала)

и северо-восточной- (северная часть Северо-

Часельской седловин) частях региона. Земли со среднем качеством: резервуара более широко распространены, чем выше описанные. Наиболее обширная зона их развития отмечается в восточной' части региона, где она в виде полосы субмеридиональной ориентировки простирается от северного окончания: Северо-Часельской седловины до центральной части Зосточно-Пурской мегамоноклинали. Более ограниченные по площади участки, этих земель выделены в северо-западной и южной частях региона. В первом, случае выделяются два таких участка. Один из них огибает земли более высокого качества резервуара, а второй в виде полосы, субширотной ориентировки простирается от Ярудейского мегавыступа до восточного окончания Верхнетанловской мегавпадины. В южной части региона также прогнозируются два участка земель среднего качества резервуара. Один из них охватывает центральную часть Пякопурско-Ампутинского наклонного мегапрогиба и смежных с ним площадей; Второй выделен в южной половине Среднепуровского наклонного мегажелоба. Земли с низким качеством

резервуара

распространены в виде трех субмеридионально ориентированных полос вдоль западного и восточного контуров выклинивания отложений резервуар, а также в центральной части Большехетской мегасинеклизы. На остальной большей части региона распространены земли пониженного качества резервуара. Выводы Таким образом, тоарский региональный резервуар пользуется почти повсеместным распространением в Надым-Тазовском междуречье. Толщина его изменяется от 50 до 340 м, а глубина залегания - от минус 1720 до минус 5500 м. Максимальные, их значения отмечаются в северной части региона, в западном, южном и восточном направлениях они

106 относительно постепенно уменьшаются. Цитологический состав резервуара, как по разрезу, так и по площади весьма разнообразен. Содержание песчаников изменяется от 10-20 до 80 %. Наиболее опесчанен разрез в южной части исследуемой территории. В северном и особенно в северо-восточном направлениях содержание песчаников в резервуаре сокращается до минимальных показателей. Проницаемый

комплекс

резервуара

сложен

циклически

чередующимися

алевролитами и песчаниками с пакетами и прослоями углисто-глинисто-алевролитовых пород. В его составе выделяют две пачки циклического строения kth - 4, kth — 5 и нижняя часть (песчаный пласт) циклопачки kth - 6, в основании которых залегают региональновыдержанные

пласты

кальцитизированы.

Ю16-Ю14.

Обломочный

Породы

материал

участками

сидеритизированы

полуокатанной

и

угловатой

и

формы,

характеризуется средней, реже хорошей степенью сортировки. По составу песчаники относятся к полевошпатово-граувакково-кварцевым, реже - к кварцево-граувакковым и граувакково-кварцевым. Состав цемента их карбонатный, глинисто-карбонатный и глинистый. Толщина проницаемого комплекса изменяется от нескольких до 240 м, толщина содержащихся в нем песчаников - от нескольких до ПО м. Распределение их значений по площади региона несколько отличается от распределения толщин резервуара в целом. Наибольшие их значения отмечаются в северной части региона, средние - на востоке и наименьшие - в западной, юго-западной и южной. Толщины проницаемого комплекса в значительной мере определяют толщины песчаников, а глубина залегания последних не влияет на их толщины. Условия

формирования

отложений

проницаемого

комплекса

резервуара

представляются по-разному. По мнению автора, в исследуемый регион наиболее интенсивно поступал алевритово-песчаный материал с восточной и юго-западной областей сноса, а значительно меньше - с западной Приуральской. Это обстоятельство, в значительной мере, предопределило распределение на его территории следующих выделенных

палеогеографических

областей

осадконакопления; равнин низменных

аккумулятивных; равнин прибрежных, временами заливаемые морем и мелководных частей

шельфа.

Они обычно

в виде

полос сложной

формы простирались

в

субмеридиональном направлении. В песчаных пластах проницаемого комплекса выделяются два типа коллекторов: поровый (гранулярный)

и возможно

преимущественно

трещинный. Второй тип

прогнозируется на глубинах свыше 4.5 км, в наиболее прогнутой северной части региона. На остальной большей части его территории развит гранулярный тип коллекторов, характеристики которого приведены ниже.

107 Коллектора проницаемого комплекса развиты повсеместно. Толщина их изменяет­ ся от нескольких до 30 м, наиболее часто от 10 до 20 м. Изменения ее значений по площа­ ди региона в целом подобно распределению толщин'песчаников. Открытая пористость их 3

2

изменяется от 8 до 24 %, межзерновая проницаемость - от 0.01 до 24x10" мкм . Отмечается уменьшение их значений сверху вниз по разрезу. В целом гранулярные коллекторы проницаемого комплекса характеризуются

пониженной пористостью и

низкой проницаемостью. Качество проницаемого комплекса на исследуемой

территории различное:

высокое, среднее и пониженное. Земли с высоким качеством развиты лишь в виде отдельных участков в северо-западной, северо-восточной и южной частях региона. Земли пониженного качества прогнозируются в северной наиболее прогнутой его части. На остальной большей части региона выделены земли со среднем качеством проницаемого комплекса. Флюидоупор резервуара представлен преимущественно глинистыми отложениями верхнекотухтинской подсвиты и ее аналогами, которые пользуются почти повсеместным распространением. Его толщина изменяется от 20 до 135 м, наиболее часто - от 60 до 80 м, т.е. ее значения соответствует экранам высокого качества. Разрез

флюидоупора

сложен

углистыми

аргиллитами,

в разной

степени

алевритистыми с прослоями песчаников. Минералогический состав глин обычно двухкомпонентный: гидрослюда (80-85 %) и хлорит (15-20 %). Экранирующие свойства флюидоупора в значительной мере зависят от содержания песчаных и алевролитовых прослоев, количество которых различное - от 5-7 до 60 %. В зависимости от содержания песчаников выделяются пять типов разрезов флюидоупоров, которые в виде полос преимущественно субмеридиональной ориентировки распространены на исследуемой территории. Качество флюидоупора в пределах рассматриваемого региона различное: среднее, пониженное и низкое. Земли со средним качеством флюидоупора прогнозируются на ограниченной территории в двух полосовидных зонах. Первая, имеющая коленообразное очертание, расположена на северо-западе региона, вторая - на его востоке. Земли с пониженным и низким качеством распространены на остальной большей части региона. Тоарский резервуар в целом на исследуемой территории характеризуется высоким, среднем, пониженным и низким качеством. Земли с высоким и среднем качеством резервуара имеют ограниченное распространение. Наиболее обширная зона их развития отмечается в восточной части региона, где она в виде полосы субмеридиональной ориентировки простирается от северного окончания Северо-Часельской седловины до

108 центральной части Восточно-Пурской мегамоноклиналн. Более ограниченные участки этих земель выделены в северо-западной

и южной 1 частях региона. Земли с низким

качеством резервуара распространены в виде трех субмеридионально ориентированных полос вдоль западного и восточного контуров выклинивания отложений, резервуара, а также в центральной части Болыдехетской мегасинеклизы. На остальной (большей части) региона распространены земли пониженного качества резервуара.

2.3.3. Плиисбахский региональный резервуар Общая характеристика резервуара Плиисбахский региональный резервуар (верхняя часть верхнего плинсбаха нижняя часть нижнего тоара, шараповский и китербютский горизонты) представлен песчано-алеврито-глинистыми породами нижнекотухтинской подсвиты и ее возрастных аналогов

(нижнехудосейская

подсвита,

китербютская

и

шараповская

свиты),

пользующимися широким распространением на территории исследуемого- региона. Отсутствуют отложения резервуара в пределах Комсомольского выступа фундамента (Северный свод и прилегающие к нему участки) и в окраинных северо-западной, северо­ восточной и юго-восточной частях региона. Толщина резервуара изменяется в пределах от 50 до 400 м, обычно от 200 до 300 м. Наименьшие ее значения- (50-200 м) отмечаются в трех зонах. Первая расположена на северо-западе района, в зоне выклинивания резервуара; вторая простирается вдоль восточной границы выклинивания отложений, расширяясь с севера на юг, и третья занимает всю

юго-западную

его

часть,

в том

числе

участки,

примыкающие к

Комсомольскому выступу. К центральным и северным частям региона отмечается относительное увеличение толщин резервуара до 200-300 м. Максимальной толщины (300-400 м) резервуар достигает в западной части Большехетской мегасинеклизы. Глубина залегания кровли резервуара изменяется от минус 2200 до*минус 5750 м. Максимально погружена она в Большехетской мегасинеклизе. В восточном, западном и южном направлениях от этой структуры фиксируется постепенное её воздымание. Минимальные

её

глубины

отмечаются

на

крайнем

северо-западе

(Ярудейский

мегавыступ) и востоке (в пределах Предъенисейской мегамоноклизы). На большей части территории кровля резервуара фиксируется на глубинах от минус 3800 до минус 4600 м. Разрез резервуара сложен чередованием пластов песчаников и алевролитов, с пачками и прослоями глинисто-алевролитовых

пород, тонкослоистых и массивных

аргиллитов. В его нижней и средней частях выделены три пачки циклического строения (kth-1, kth-2 и частично kth-З) толщиной от 30 до 130 м, перекрытых глинистыми

109 отложениями китербютского горизонта (верхняя часть пачки kth-З) (см. рис. 1.7.). В основание

каждой

циклопачки

обычно

залегают

пласты

песчаников,

имеющих

региональное распространение, а в верхней и средней её частях среди

углисто-

алевролито-глинистых пород присутствуют пласты песчаников, имеющих локальное и зональное развитие. Литологический состав резервуара разнообразен, как по разрезу, так и по площади. Содержание песчаников в разрезе изменяется от 15-20 до 80%. Наиболее опесчанен резервуар в юго-восточной части региона (Восточно-Пурская мегамоноклиналь, югозападные районы Красноселькупской моноклизы), на его северо-западе и северо-востоке, вблизи

контура

выклинивания

резервуара

(Ярудейский

мегавыступ,

Медвежье-

Нумгинский наклонный мегавал, Тогульский мезомыс) и на окраинах Комсомольского выступа фундамента. В северном направлении содержание песчаников постепенно сокращается, достигая своего минимума (15-20%) в пределах Надымской гемисинеклизы и Болыпехетской мегасинеклизы. В центральной части региона количество песчаников в разрезе резервуара обычно составляет 20-45%. Плинсбахский региональный резервуар, как уже отмечалось ранее (см. раздел 1), состоит из шараповского проницаемого комплекса и перекрывающий его китербютского флюидоупора. Ниже приведена их характеристика. Шараповский проницаемый

комплекс

Шараповский проницаемый комплекс плинсбахского регионального

резервуара

(верхняя часть верхнего плинсбаха, шараповский горизонт) сложен глинисто-алевритовопесчаными отложениями нижней и средней частей нижнекотухтинской подсвиты и ее возрастных

аналогов

(нижняя и

средняя

части

нижнехудосейской

подсвиты

и

шараповская свита), которые распространены на большей части территории региона. Отсутствуют он в пределах

Комсомольского выступа фундамента (Северный свод и

прилегающие к нему участки), на северо-западе (Зауральская мегамоноклиза), северовостоке и юго-востоке (Предъенисейская мегамоноклиза) региона (рис. 2.24.). Толщина проницаемого комплекса изменяется от нескольких до 310 м. Характер распределения её значений несколько отличается от распространения толщин резервуара в целом. Наибольшие её значения прогнозируются в северной и в центральной частях региона, средние - на западе, востоке и юге и наименьшие показатели - в северо­ западной, юго-западной и восточных его частях. Максимальные толщины (220-320 м) охватывают весь север, северо-восток и центральную часть региона (Большехетская мегасинеклиза,

Северо-Тазовская

и

Верхне-Танловская

мегавпадины,

Центрально-

Уренгойский мезовал, Ягенеттинская мезовпадина, северные части Среднепурского

по

ш

4овый Порт

О ' Самбург

Ныда

А II

HOGL.'и Уренгой

®

®\ Надым \

IV

D .0

оибрьск

®

EZ3i Ш\2 И з Е3<

5 S'

Рис. 2.23. Карта оценки качества тоарского pernoi Условные обозначения: 1-7 - границы: 1 -административные, 2 - исследуемого региона, 3 - нефтега: надпорядковых структур и структур 0 порядка; 7 - структур I п о р я д к а ; 8 10 - пониженного, 11 - низкого; 12 - области отсутствия резервуара

Тектонические элементы Положительные: Надпорядковые и 0 порядка А - Мессояхсая налонная гряда Структуры I порядка I - Ярудейский мегавыступ II - Медвежье-Нумгинский наклонный мегавал III - Часельский наклонный мегавал IV - Северный свод Отрицательные: Надпорядковые и 0 порядка А - Большехетская мегасинеклиза В - Надымская гемисинеклиза С - Среднепурский наклонный мегажелоб Структуры I порядка: I - Северо-Тазовская мегавпадина II - Нерутинская мегавпадина III - Тазовский структурный мегазалив IV - Верхнетанловская мегавпадина V - Среднепурский наклонный мегапрогиб VI - Пякупурско-Ампутинский наклонный мегапрогиб Промежуточные структуры: Надпорядковые и 0 порядка А - Зауральская мегамоноклиза В - Красноленинская мегамоноклиза С - Предъенисейская мегамоноклиза D - Южно-Надымская мегамоноклиза Структуры I порядка: I - Долганская мезомоноклиналь II - Восточно-Тазовская мезомоноклиналь III - Восточно-Пурская мегамоноклиналь IV - Красноселькупская моноклиза V - Северо-Часельская седловина

3^

О

СЗ

Ою

Он

Oi2

ального резервуара Надым-Тазовского междуречья )носной провинции; 4-распространения резервуара, 5 - Внутренней области и Внешнего пояса,6 11 - области различного качества резервуара: 8 - высокого, 9 - среднего,

Ill

EZb O 2 EE3:

4 ГЧб

Рис. 2.24. Фрагмент "Карты толщин шараповского проницаемого комплекса п. (Надым-Тазовс

Редактор А.Э. Конторович; зам. редактора: С Ю . Беляев, В.А. Конторович, В.О. Крас; А.А.Конторович, В.А.Конторович, А.Э.Конторович, В.О.Красавчиков, В.А.Кринин, Д.В.Кс Условные обозначения: 1-7 - границы: 1 -административные, 2 - исследуемого района, 3 - нефтег 6 - надпорядковых структур и структур 0 порядка;

Тектонические элементы Положительные: Надпорядковые и 0 порядка А - Мессояхсая налонная гряда Структуры I порядка I - Ярудейский мегавыступ II - Медвежье-Нумгинский наклонный мегавал III - Часельский наклонный мегавал IV - Северный свод Отрицательные: Надпорядковые и 0 порядка А - Большехетская мегасинеклиза В - Надымская гемисинеклиза С - Среднепурский наклонный мегажелоб Структуры 1 порядка: I - Северо-Тазовская мегавнадина II - Нерутинская мегавпадина III - Тазовский структурный мегазалив IV - Верхнетанловская мегавпадина V - Среднепурский наклонный мегапрогиб VI - Пякуиурско-Ампутинский наклонный мегапрогиб Промежуточные структуры: Надпорядковые и 0 порядка А - Зауральская мегамоноклиза В - Красноленинская мегамоноклиза С - Предъенисейская мегамоноклиза D - Южно-Надымская мегамоноклиза Структуры 1 порядка: I - Долганская мезомоноклиналь II - Восточно-Тазовская мезомоноклиналь III - Восточно-Пурская мегамоноклиналь IV - Красноселькупская моноклиза V - Северо-Часельская седловина ШКАЛА ТОЛЩИН, м

Не Н? Ив РПэ шнсбахского регионального резервуара севера Западно-Сибирской НГП", 2002 г кое междуречье) уников, ГГ. Шемин; Составили: А.Л.Бейзель, С.Ю.Беляев, ГФ.Букреева, А.В.Истомин, зяков, С.П.Кузьмин, П.С.Лапин, А.Ю.Нехаев, В.А.Шарикова, Н.А.Щекочихина, Г.Г.Шемин поносной провинции; 4-распространения резервуара, 5 - Внутренней области и Внешнего пояса, ' - структур I порядка; 8 - скважины; 9 - изопахиты

.

112 наклонного мегапрогиба и Среднетазовского наклонного мезопрогиба, западная половина Тазовского структурного мегазалива). Минимальные толщины проницаемого комплекса (от нескольких до 100 м) простираются в виде узких полос вдоль границ выклинивания отложений на северо-западе и востоке региона, а также вокруг Комсомольского выступа фундамента. Кроме этого минимальные толщины отмечаются на юго-западе региона (Южно-Надымская мегамоноклиза) и на небольшом участке в пределах западной части Восточно-Пурской

мегамоноклинали.

Остальная

часть

рассматриваемого

региона,

характеризуется средними (100-220 м) толщинами отложений проницаемого комплекса (см. рис. 2.24.). Существует определенная зависимость

между

глубинами

залегания

кровли

проницаемого комплекса и его толщинами (рис. 2.25А.). Чем глубже залегает кровля проницаемого комплекса, тем больше его толщины. Коэффициент корреляции составляет R=0,74. Что касается связи между глубиной залегания и толщинами, содержащихся в проницаемом комплексе песчаников, то фиксируегся лишь тенденция их возрастания с глубиной (рис. 2.25Б.). Состав и строение проницаемого комплекса представляются следующими. Он характеризуется циклически чередующимися алевролитами и песчаниками с пачками и прослоями глинисто-алевролитовых

пород. В его составе

выделяются две пачки

циклического строения kth-1 и kth-2 и нижняя часть (песчаный пласт) циклопачки kth-3 (см. рис. 1.7). В основании циклопачек залегают региональные выдержанные песчаные пласты Ю19, K)i8 и Юп. Помимо них, в некоторых разрезах присутствуют пласты песчаников, пользующихся локальным и редко зональным распространением (пласты ЮХ9а,Ю]96,Ю19ъ,Юпб,Ю18а). Песчаники пластов светло-серые, серые, иногда с буроватым оттенком, массивные и

слоистые,

средне-,

мелко-средне-

и

мелкозернистые

иногда

до

песчанистых

алевролитов, с редкими прослоями темно-серых глинистых алевролитов и светло-серых мелкогалечных

конгломератов

характеризуется

средней

преимущественно

и

и хорошей

гравелитов.

степенью сортированное™,

полуокатанная и угловатая.

граувакково-кварцевый,

реже

Обломочный

Состав

материал

в

них

форма обломков

песчаников полевошпатово-

полевошпатово-кварцево-граувакковый,

граувакково-

кварцевый и кварцево-граувакковый, с содержание кварца от 35 до 50%, обломков пород от 30 до 45%, полевого шпата от 10 до 25%, и слюды от долей до 5% (Геологогеохимическое..., Кн. 3, 1998, ф.; Шемин и др., 2001).). Характерно незначительное содержание глинисто-карбонатного цемента, не превышающее обычно 10%, наличие

113 A 350

I

300

c. с

250

CD

I2

A

•4 •

200

о

CD CO

=r s I о Q.

+

150 100

••• •

4

V

• •

• ••

50

•

* ^

S

*%

•

y=6E-0,6x^>-

I

§

•y*

•

R=0,74 i

2000

3000

4000

5000

Кровля проницаемого комплекса, абс. глубины (м)

160 •

140 120 ш о Ь£

S I СО

т о i S

• •

80

• •

60

* у=6Е-0,5х ^>^-

•

• •

ty • •

1

3" 40 С о

•

\

100

CD

с 2

•

•

•* ^

^

•

^

•

20 •

0

2000

3000

R=0,5

4000

5000

Кровля проницаемого комплекса, абс. глубины (м)

Рис. 2.25. Графики зависимости между глубинами залегания и толщинами шараповского проницаемого комплекса (А), глубинами залегания и толщинами песчаников шараповского проницаемого комплекса (Б)

ч 114 порового каолинита, прослои пород с практически бесцементным сочленением обломков. Уровни интенсивной кальцитизации (от 15 до 45-50%) редки. Суммарная толщина песчаников проницаемого комплекса в Надым-Тазовском междуречье изменяется от нескольких до 150 м, обычно она составляет 60-100 м. Распределение её значений по площади региона сходно с распределением толщин проницаемого комплекса в целом. Отличается только меньшей контрастностью перепадов толщин и тем, что максимальные толщины песчаников расположены в более северных частях региона (рис. 2.26.). Наибольшие значения толщин песчаников (100-150) метров отмечаются в трех зонах расположенных в линейно-вытянутой полосе северо-западной ориентировки. Первая из них, наиболее обширная, расположена на севере региона (Северо-Тазовская

мегавпадина,

западные

районы

Болынехетской

мегасинеклизы,

Нерутинская мегавпадина). Вторая находится в центральной части, охватывая северное окончание Среднепурского наклонного мегапрогиба и южные участки Болынехетской мегасинеклизы, а также Центрально-Уренгойского мезовала. Третья расположена на юговостоке региона, в пределах западной части Красноселькупской моноклизы. Вокруг этих зон расположена обширная территория, где толщины песчаников составляют 60-100 м. Минимальные показатели толщин песчаников (от 10 до 60 м) широко развиты на западе и юго-западе региона (Ярудейский мезовыступ, западная часть Надымской гемисинеклизы, большая часть Южно-Надымской гемисинеклизы, окраинные участки Комсомольского выступа), а также на его юго-востоке (южные части Восточно-Пурской мегамоноклиналп и Красноселькупской моноклизы) и востоке (Предъенисейская мегамоноклиза, ВосточноТазовская мезомоноклиналь и север Красноселькупской моноклизы). Автором выявлена значительная зависимость песчаников от толщин проницаемого комплекса (рис. 2.27А.). Как видно из рисунка коэффициент корреляции составляет R=0,85. Далее более детально рассмотрим вещественный состав и строение регионально выраженных песчаных пластов. Песчаный пласт Ю17 залегает в кровле проницаемого горизонта, в нижней части циклопачки

kth-З, пользуется таким же распространением на территории Надым-

Тазовского междуречья,

как и проницаемый комплекс в целом. Толщина пласта

изменяется от нескольких до 55 м. Максимальные его толщины зафиксированы в северной части Южно-Красноселькупского мезовыступа и в северо-восточной части Южно-Надымской

мегамоноклизы. На большей части рассматриваемой территории

толщины пласта колеблются от 15 до 30 м.

115

С

СП 2

s^3

4 Г 45

Рис. 2.26. Фрагмент "Карты толщин песчаников шараповского проницаемого компл (Надым-Тазов

Редактор А.Э. Конторович; зам. редактора: С Ю . Беляев, В.А. Конторович, В.О. Крас А.А.Конторович, В.А.Конторович, А.Э.Конторович, В.О.Красавчиков, В.А.Кринин, Д.В.Ю Условные обозначения: 1-7 - границы: 1 -административные, 2 - исследуемого региона, 3 - нефт< 6 - надпорядковых структур и структур 0 порядка

Тектонические элементы Положительные: Надпорядковые и 0 порядка А - Мессояхсая налонная гряда Структуры I порядка I - Ярудейский мегавыступ II - Медвежье-Нумгинский наклонный мегавал III - Часельский наклонный мегавал IV - Северный свод Отрицательные: Надпорядковые и 0 порядка А - Большехетская мегасинеклиза В - Надымская гемисинеклиза С - Среднепурский наклонный мегажелоб Структуры I порядка: I - Северо-Тазовская мегавпадина II - Нерутинская мегавпадина III - Тазовский структурный мегазалив IV - Верхнетанловская мегавпадина V - Среднепурский наклонный мегапрогиб VI - Пякупурско-Ампутинский наклонный мегапрогиб Промежуточные структуры: Надпорядковые и 0 порядка А - Зауральская мегамоноклиза В - Красноленинская мегамоноклиза С - Предъенисейская мегамоноклиза D - Южно-Надымская мегамоноклиза Структуры I порядка: I - Долганская мезомоноклиналь II - Восточно-Тазовская мезомоноклиналь III - Восточно-Пурская мегамоноклиналь IV - Красноселькупская моноклиза V - Северо-Часельская седловина ШКАЛА ТОЛЩИН, м

120

юо

ESb Q? 0 s

Из

жса плинсбахского регионального резервуара севера Западно-Сибирской НГП", 2002 г кое междуречье) шпиков, ГГ. Шемин; Составили: А.Л.Бензель, С.Ю.Беляев, ГФ.Букреева, А.В.Истомин, сяков, С.П.Кузьмин, П.С.Лапин, А.Ю.Нехаев, В.А.Шарикова, Н.А.Щекочихина, Г.Г.Шемин "азоносной провинции; 4-распространения резервуара, 5 - Внутренней области и Внешнего пояса, 7 - структур I порядка; 8 - скважины; 9 - изопахиты

\

116 A

160 140 120

m О X

100

со

5

80

CD rz

CO

3

60

c;

£

40 20 0 100 150 200 250 Толщина проницаемого комплекса (м)

350

25 m О О.

I

20

О)

с. с; о

о. о с со

15

у=0,712х°

10

з-

I

R=0,55 0

20

40

60

80

100

120

140

Толщина песчаников (м) Рис. 2.27. Графики зависимости между толщинами: проницаемого комплекса и со­ держащихся в нём песчаников (А), песчаников и содержащихся в них коллекторов (Б) плинсбахского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья

117 Пласт обычно сложен песчаниками и преимущественно песчаниками с тонкими прослоями алевролитов и аргиллитов. Реже он представлен переслаиванием песчаников, алевролитов,

аргиллитов

Песчаники пласта

и углистых

пород

серые, светло-серые,

(Центрально-Уренгойский

иногда с буроватым

мезовал).

оттенком, средне-

мелкозернистыми с прослоями песчанистых алевролитов и темно-серых глинистых алевролитов. На западе и северо-западе региона пласт значительной мере заглинизирован, а на юго-востоке (Предъенисейская мегамоноклиза) полностью замещается алевролитоглинистыми породами. Песчаный пласт IOis приурочен к средней части проницаемого комплекса, к основанию циклопачки kth-2. Распространен

он достаточно широко на исследуемой

территории. На севере региона и в пределах Восточно-Пурской моноклинали пласт значительно заглинизирован. Толщина пласта изменяется от 3-5 до 100 м, наиболее часто от 15 до 30 м. Максимальные значения толщин (до 100 м) отмечаются на северо-востоке Южно-Надымской мегамоноклизы, в средней части Центрально-Уренгойского мезовала и на севере Южно-Красноселькупского

мезовыступа, где пласт «сливается» с другими

песчаными пластами. Пласт характеризуется песчаным или преимущественно песчаным составом. Лишь местами он представлен переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов и реже углистых пород и конгломератов. Песчаники пласта серые, светло-серые, разнозернистые, преимущественно

средне-мелкозернистые,

часто

алевритистые,

массивные

и

тонкослоистые. Песчаный пласт IOig залегает в подошве проницаемого комплекса, в основании циклопачки kth-1 и пользуется широким распространением на территории региона. На западе и местами на севере региона он полностью или частично глинизируется. Толщина пласта изменяется от нескольких до 65 м, наиболее часто от 20 до 45 м. Максимальные его толщины (65 м) отмечаются на северо-востоке Южно-Надымской мегамоноклизы, где объединятся с вышезалегающими песчаными пластами. Также значительные толщины этого пласта развиты на севере рассматриваемого региона. На юго-востоке, в пределах Восточно-Пурской моноклинали пласт иногда отсутствует, возможно, за счет проявления раннекотухтинского перерыва. Строение

пласта

весьма

разнообразное.

Обычно

он

представлен

только

песчаниками, реже переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов. Еще реже в нём присутствуют прослои углистых пород и конгломератов. Последние разности пород обычно залегают в основании пласта. В центральных и северных районах кроме пласта K)i9, участками развиты пласты Ююа, Ю196 и Ю]9В, толщина которых изменяется от 5 до

118 35 м.

Песчаники обычно

серые,

светло-серые,

иногда

с

коричневым

оттенком,

преимущественно средне-мелкозернистые, часто глинистые и алевритистые. На территории исследуемого региона, в зависимости от содержания в разрезе проницаемого комплекса различных литологических компонентов: грубообломочного (ГрО),

песчаного

литологических

(П),

алевритового

областей:

(Ал)

и

преимущественно

глинистого песчаная

(Гл)

выделятся

(П1АЛ4-5ГЛ4-5),

алевритисто-глинистая (П2АЛ3-4ГЛ3-5), песчанисто-алевритисто-глинистая алевритисто-песчанисто-глинистая

(АЛ3-4П3ГЛ3-5)

и

пять

песчано-

(П3АЛ3-4ГЛ3-5),

глинисто-алевритово-песчанистая

(П12-4АЛ2-4П4) (рис. 2.28.). Наиболее песчаная область (П1АЛ4-5ГЛ4-5) распространена на двух локальных участках расположенных в северо-западной (Новопортовская площадь) и юго-восточной (южнее Харампурской скв. 340) частях региона. Песчано-алевритисто-глинистая

литологическая

участках, самый крупный из которых

область

протягивается

в

отмечается

виде

на пяти

субмеридионально-

ориентированной полосы простирающейся от южной границы региона почти до ЮжноРусской скв. 24. Другие несколько меньшие по площади участки простираются вдоль северо-западной и северо-восточной зон выклинивания отложений, а также оконтуривают зону отсутствия отложений проницаемого комплекса резервуара на Комсомольском выступе фундамента. Наиболее широко распространена в Надым-Тазовском междуречье песчанистоалевритисто-глинистая область, охватывая его южную, центральную, северо-западную и северо-восточную части (см. рис. 2.28.). Алевритисто-песчанисто-глинистая

литологическая

область также достаточно

широко развита на рассматриваемой территории, охватывая её наиболее прогнутые северную

и

частично

центральную

части

(Большехетская

мегасинеклиза

и

Верхнетанловская мегавпадиа). Глиписто-алевритово-песчанистая литологическая область развита внутри выше отмеченной алевритисто-песчанисто-глинистой

области

на четырех

небольших

по

площади участков (см. рис. 2.28). Условия представляются

формирования следующими.

отложений

проницаемого

Существуют

несколько

комплекса

резервуара

представлений

о

палеогеографических обстановках их образования (Нестеров и др., 1976; Гурари и др., 1988, 2005; Девятое, Казаков, 1991; Бородкин и др., 1996; Шурыпга и др., 2000). Кратко рассмотрим два наиболее обоснованных из них. На литолого-палеогеографическои карте плинсбахского века, составленной коллективом авторов под редакцией И.И. Нестерова

119

.Цитологические области

• • • •

Гл 2 . 4 Ал 7 _,П 4

З-Ярротинская

•

П,Ал 4 ,Гл 4 . 5 -

г.. новоТТорто^ркая ' 081

П,Ал„Гг

нреимущественно песчаная

;lSo

JHOB/Й ЙЛ>Т/

i «/з/о>

ПгАл,_,Гл„ несчано-алевритистоглинистая

Верхнереченская С.-Уренгойская 436

Сюнай-Салин^кая

4J

П,АлмГл,.5 - песчанистоалевритисто-глинистая

501, Ень-Яхинская

Яр-Сале <

© >С;

Ал,_,П,Гл2.5 - алевритистопесчанисто-глинистая

1

706

Ныда

СамбурпЬая

\Л£йвйтская 80

Гл,_,Ал,_,П4 - глинистоалевритисто-песчанисч ая

Южн о-Яр)/№^сказ

Кушелевская 32» Медвежья!

Уренгойская 282

область отсутствия отложений плинсбахского регионального резервуара;

Новый Уренгой^Ф Юбилейная

Тюменская^ СГ-6\

•200

Х-*АлыП4

Г л , П 2 А л 3 У 5 - индексы литологических областей, определенные по содержанию литологических компонентов разреза:

Самюродская 69

Алз.

71

П - песчаная;

С-ГуотЦнская .58'

Средненадымская

А л - алевритовая; Гл - глинистая; Г р О - грубообломочная;

Семиег омиеганская 126

П,

У - углеродистая

131

Содержание компонентов, % I - 100-76; 2-75-51; 3-50-26; 4-25-11; 5-10-1; 6-0,9-0,1.

АйвасеАвдуЬрвакая

V

\^

\

ф

Харам

V Сугмутфая 423

< ^

.О Г

Иох 50

N

210 • З-Новогодняя

(D Ноябрьск

0 i

423

•

1

20 i

•

40

60 км

..-" О-

i—i—1—i—i

2 \^^3 Е ^ 4

5 , •• " 6

С

7 "... 8

. ." 9

•. ~

Рис. 2.28. Карта вещественного состава проницаемого комплекса ш Составили: A.I 1 - скважины; 2- скважины, с приведенными литологическим колонками типовых разрезов; 3-6 - гра резервуара, 5 - литологических областей, 6 - административные; 7 - район исследований; 8-20 песчаники алевритистые и алевритовые, 11 - песчаники глинистые и алевритистые, 12 - песчаникк песчанистые, 16 - алевролиты, 17- алевролиты глинистые, 18 - глины алевритистые, 19 - глины (арги

Литологические колонки типовых разрезов П,Ал4ЛГл4

П,АлмГл,. Харампурская скв. 340 10.0

Новопортовская скв.108 \ 1,7 15.3

13.3

. .

32,2 П - 75.2 Ал-15,8 ч п ГрО-7,1 Гл -1,9

10,0

66,7

П - 70,9 Ал-19,3 Гл - 9,8

45 8

ПДп.Гл,

П, А л , Г р 0 5 Г л в

П,Ал,Тл, Средненады мекая скв. 71 6,/ 8,1 11.5 13.7

Z.Z.Z —

.

П - 42,3 Ал-31,6 Гл - 25.1 10.4 У - 1,0

4£

Светлогорская скв. 308 ^ И - Ь,6 v 4|2 14,8 9.2 8,5 П - 45.8 14,1 Ал-30.4 1.1.! 120 Гл - 23.0 У - 0.8

•^Ш

ZTZTZ

_ —_ —

.

31,5

31.7

ПзАл^л.У,,

П,Ал,Гл 4 У в

ГлмАлмП4

Ал,.П 3-4" ' 3 ЗГл "2-5 1

Ень-Яхинская скв. 501

Надымская скв. 7

ш

5,1 47,0

—

19.4 П - 37.9 Ал- 33.3 '6.6 Гл -28.6 У - 0.2

_ •

Гл г Ал 4 П„У в

Ал,П,Гл3У,

А. I

П, Ал. Гл.

EZ" 11 '.—' 12

._7 13

14 Г Г ~ 15 -_-_Г 16 " _ ~ 17 ZTZ.- 18

_

19

Гл -56.6 Ал-22.1 ' 7 8 П - 20.5 ' 3 3 У - 0.8 10.2 6,6 9.6 10.2

б

I 5.8 I Гп - 29.11

- породы и процент их содержания в разрезе, - компаненты и процент их содержания в разрезе, - индексы литологических типов разрезов.

20

нсбахского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья Нехаев, Г.Г.Шемин, |цы: 3 - распространения юрского комплекса, 4 - распространения отложений геттанг-синемюрского •роды в литологических колонках: 8 - песчаники гравелитистые и гравелитовые, 9 - песчаники, 10 пинистые, 13 - алевролито-песчаники, 14 - алевролиты песчанистые, 15 - алевролиты глинистые и иты), 20 - углистые породы.

{

120 (1976), в пределах исследуемого региона приведены следующие палеогеографические области: возвышенной равнины, денудационно-аккумулятивной равнины, низменной аккумулятивной равнины, прибрежной равнины временами заливавшаяся морем и мелководного моря. Первая из них прогнозируется на крайнем северо-востоке региона, вторая - на крайнем северо-западе и юго-востоке, третья на юге, юго-востоке и востоке. В центральной части региона и на западе выделена четвертая палеогеографическая область, где преобладали обстановки прибрежных равнин, временами заливавшихся морем. И лишь на севере, северо-востоке отмечаются две вытянутые субмеридиональные области осадконакопления мелководного

пятого

шельфа,

типа,

в

которых

заливов

и

лагун

чередуются

(см.

рис.

во

2.156.).

времени На

обстановки

более

поздней

палеогеографической схеме этого же времени, предложенной Ф.Г Гурари с соавторами (2005), предполагает более мористые обстановки. На большей части региона ими, выделяется область, мелководного шельфа с зонами развития островов. Лишь на югозападе и юго-востоке обособляются районы развития прибрежно-морских равнин с неустойчивой береговой линией, озерно-болотных и аллювиальных равнин, а на крайнем юго-западе и северо-востоке - суши с отсутствием отложений (см. рис. 2.166.). Автором отложений

не

проводилось

плинсбахского

специальных

регионального

седиментологических

резервуара.

Однако

исследований

приведенные

выше

распределение литологических областей этих отложений больше согласуется с точкой зрения И.И. Нестерова и его соавторов об условиях их формирования. Отмеченные материалы (см. рис. 2.28.) позволяют уточнить распределение по площади региона выделенные ими палеогеографические области. По мнению автора работы, в плинсбахское время на рассматриваемой части Западно-Сибирского мегабассейна наиболее интенсивно поступал алевритово-песчаный материал с

южной и юго-восточной областей сноса и с Комсомольского выступа

фундамента, а меньше всего с юго-западной и западной. Это и предопределило распределение на её территории палеогеографических областей осадконакопления. Возвышенные равнины, в пределах которых в плинсбахское время отложения не накапливались, располагались как по окраинам региона (крайний северо-восток, северозапад и юго-запад), так и в пределах Комсомольского выступа фундамента. К ним прилегают области, где развиты денудационно-аккумулятивные равнины (литологические области П1АЛ4-5ГЛ4-5, П2АЛ3-5ГЛ3.5, П3АЛ3-4ГЛ3-5). На северо-западе в Приуральской части бассейна они имеют ограниченное распространение в виде узкой полосы, а на юговостоке эти равнины имеют достаточно широкое развитие. По направлению к центру региона

денудационно-аккумулятивные

равнины

сменяются

низменными

121 аккумулятивными

равнинами (литологнческая

область

П3АЛ3.4ГЛ3-5). Эти равнины

наиболее широко распространены на юге, юго-востоке и востоке региона, а на северовостоке и северо-западе низменные аккумулятивные равнины представлены в виде узких полос. В центральной, западной и северной частях региона выделена область, где преобладают

обстановки

прибрежных

равнин, временами

заливавшихся

морем

(литологические области П3АЛ3.4ГЛ3-5, АЛ2-3П3П12-5) и лишь на небольших участках на севере и западе районы, в которых чередуются во времени обстановки мелководного шельфа, заливов и лагун (литологнческая область ГЛ2-4АЛ2-4П4) (см. рис. 2.28.). Ёмкостная

модель

проницаемого

комплекса

плинсбахского

резервуара

разработана на базе аналитических данных фильтрационно-ёмкостных свойств песчаных пластов, интерпретации материалов, ГИС, результатов выявленной закономерности их изменений в зависимости от глубины залегания пород и анализа зависимости между толщинами песчаников и содержащихся в них коллекторов (см. рис. 2.27Б.). Согласно

выполненным

исследованиям

в

песчаных

пластах

проницаемого

комплекса, в зависимости от глубины их залегания, выделяются два типа коллекторов: предполагаемый преимущественно трещинный и гранулярный (поровыи). Первый тип коллекторов прогнозируется на больших глубинах залегания пород, свыше 4,5 км. Такие условия их залегания прогнозируются в наиболее прогнутой северной и центральной частях Надым-Тазовского междуречья,

в пределах всей территории Болынехетской

мегасинеклизы, Верхнетанловской мегавпадины и наиболее прогнутых частей Тазовского структурного мегазалива и Среднепурского наклонного мегапрогиба (рис. 2.29.). На остальной,

большей

части

рассматриваемой

территории

прогнозируется

развитие

гранулярного коллектора. Ниже приведена их характеристика. Породы-коллекторы этого типа развиты в западной, южной и восточных частях исследуемого региона. Толщины их колеблются от 5 до 30 м (см. рис 2.29.). Изменения значений толщин пород-коллекторов по площади в целом подобны распределению толщин

песчаников.

Наибольшие

показатели

толщин

коллекторов

(20-30

м)

прогнозируются в пяти, различных по размерам участкам. Первый из них зафиксирован на юге, в пределах Ярайнерско-Етыпуровского мезопрогиба. Второй - в районе ЗападноТаркосалинской площади. Третий, самый значительный

по площади, выделен

в

центральной части региона в пределах Часельского наклонного мегавала и сопредельных с ним районах Северо-Часельской седловины, Тазовского структурного

мегазалива,

Красноселькупской моноклизы, Среднепурского наклонного мегажелоба.

Четвертый

участок располагается на востоке Медвежье-Нумгинского мегавала, а пятый, самый наименьший, на северном окончание Южно-Надымской мегамоноклизы. Минимальные

122

•

i Щ\2 И :

Q*

Рис. 2.29. Карта толщин пород-коллекторов шараповского проницаемого ком Условные обозначения: 1-7 - границы: 1 -административные, 2 - исследуемого региона, 3 - н пояса,6 - надпорядковых структур и структур 0 порядка; 7 - структур I порядка; 8 - скважины; странения проницаемого комплекса глубже 4500 м); 11 - территории распространения проница<

У

Тектонические элементы Положительные: Надпорядковые и 0 порядка А - Мессояхсая налонная гряда Структуры I порядка I - Ярудейский мегавыступ II - Медвежье-Нумгинский наклонный мегавал III - Часельский наклонный мегавал IV - Северный свод Отрицательные: Надпорядковые и 0 порядка А - Большехетская мегасинеклиза В - Надымская гемисинеклиза С - Среднепурский наклонный мегажелоб Структуры I порядка: I - Северо-Тазовская мегавпадина II - Неру ганская мегавпадина III - Тазовский структурный мегазалив IV - Верхнетанловская мегавпадина V - Среднепурский наклонный мегапрогиб VI - Пякупурско-Ампутинский наклонный мегапрогиб Промежуточные структуры: Надпорядковые и 0 порядка А - Зауральская мегамоноклиза В - Красноленинская мегамоноклиза С - Предъенисейская мегамоноклиза D - Южно-Надымская мегамоноклиза Структуры I порядка: I - Долганская мезомоноклиналь II - Восточно-Тазовская мезомоноклиналь III'- Восточно-Пурская мегамоноклиналь IV - Красноселькупская моноклиза V - Северо-Часельская седловина ШКАЛА ТОЛЩИН, м 30 25 20 15 10

Н е СЗт

Р^9

10

11

шекса плинсбахского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья фтегазоносной провинции; 4-распространения резервуара, 5 - Внутренней области и Внешнего Э - изопахиты; 10 - прогнозируемые зоны развития трещинных коллекторов (территории распромого комплекса глубже 5000 м

/

123 толщины коллекторов (до 10 м) наиболее широко развиты в пределах Южно-Надымской мегамоноклизы и виде узких полос на северо-западе

и востоке региона. Кроме этого,

небольшие районы минимальных значений отмечаются на западе Восточно-Пурской мегамоноклинали,

юге

Ярудейского

мегавыступа

и

северо-западе

Надымской

гемисинеклизы. На остальной части региона толщины пород-коллекторов

обычно

варьируют от 10 до 20 м. Фильтрационно-ёмкостные характеризуются

следующими

свойства

коллекторов

проницаемого

показателями (рис. 2.30.). Открытая

комплекса

пористость 3

их

2

изменяется от 8 до 21%, межзерновая проницаемость - от 0,01 до 73х10~ мкм . Наиболее часто первый параметр изменяется в интервале от 9 до 12%, менее часто - до 9 и от 12 до 18% и в единичных

случаях до

21%. Проницаемость коллекторов в основном

характеризуется значениями от 0,1 до 1x10" мкм", реже - от 0,01 до 0,1x10 мкм" и еще реже -

от

1 до

10x10" , мкм". Распределение фильтрационно-ёмкостных свойств

песчаников плинсбахского резервуара изучены в интервале глубин 2500-5000 м (рис. 2.31.). Значения средней пористости изменяются от 12,6 до 6,4%. Отмечаются два пика повышенных их значений: 12,3% - в самом верхнем интервале (2500-2750 м) и 12,6% - в интервале 3750-4000 м. Во всех других интервалах значения средней пористости меньше 10%, а минимальная (6,4%) в интервале 4250-4500 м.. Максимальные значения средней проницаемости фиксируются в интервалах - 2500-2750 м (1,69 х10"3 мкм 2 ) и 3750-4000 м (1.09 х10"3 мкм2). Во всех остальных интервалах средняя проницаемость меньше 0,5 х10"3 мкм". Существует определенная зависимость между значениями открытой пористости и проницаемости (рис. 2.32.). С увеличением пористости отмечается незначительное увеличение проницаемости. Фильтрационно-ёмкостные свойства коллекторов отдельных песчаных пластов проницаемого комплекса изучены недостаточно. Имеющиеся материалы по отдельным пластам приведены на таблице 2.9. В

целом

породы-коллекторы

проницаемого

комплекса

характеризуются

пониженной пористостью и низкой проницаемостью. Качество проницаемого комплекса плинсбахского резервуара, согласно принятой нами методике, оценивалось наиболее важным показателем - толщиной коллекторов. В зависимости от его значений на исследуемой территории выделяются земли высокого, среднего и пониженного качества проницаемого комплекса (рис.2.33.).

124 Открытая пористость, (%) п=451

%

8

10 12 14 16 18 20 22 3 2 Межзерновая проницаемость, 1*10 мкм п=329

%

0,01-0,1

0,1-1,0

1-10

10-100 100-1000

Рис. 2.30. Графики распределения открытой пористости (А) и проницаемости (Б) пород-коллекторов плинсбахского регионального резервуара Открытая пористость, (%) 2

3

4

5

6

7

8 9

10

11

12

13

14

15

2500-2750 3000-3250 i

ю 3500-3750 >^ Е з с 4000-4250 со Л 4500-4750 Ii S

5000-5250 Межзерновая проницаемость, 1*103 мкм2 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

2250-2500 * 2750-3000 х >« 3250-3500 с 3750-4000 со со

Р 4250-4500 4750-5000 Рис. 2.31. Графики зависимости средних значений открытой пористости (А) и проницаемости (Б) песчаников от глубины их залегания плинсбахского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья

2,00

1,75

^

1,50

1 О

1,25

О

1,00

о CD 03

=г I

о о.

0,75

п. 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0

у=2Е-05х3.456

-••• »•

•

••

• t *« •* . i 1 1 . А—•-» *^ I » > • » • I 10

Открытая пористость (%) Рис. 2.32. График зависимость между пористостью и проницаемостью песчаников плинсбахского регионального резервуара Надым-Тазовского междуручья.

126

70° l25tf34iS;j£tj^'

З-Ярротмнскав •^

1

302 300

LO инврвчвнскня

U o e J L i u - n n r

lТазовски Енк-Яхш юная

Яр-Сале Q Я^апииск'ая

/

(•)

О Самбург

<Л.

А

*

Еао-Яхилская Тюмв(К

©\ цым

IV

в

• / ^ Тарксч

S

С ре л не к д д ы м екая

299 /

® Tai

п • Таркёфл и и с.к з ч

IV

720 • * Комсомольска^ 159 С

^У

D 423 < Сугмутскж

Харампур

С

<0

Стахановская

E3l

Ю2

03

04

Q5

Е

Рис. 2.33. Карта оценки качества шараповского проницаемого комплекса п.

Условные обозначения: 1-7 - границы: 1 -административные, 2 - исследуемого региона, 3 - нефте пояса,6 - надпорядковых структур и структур 0 порядка; 7 - структур I порядка; 8 - скважины; 9 -1 11 - пониженного; 12 - области отсутствия проницаемого комплекса

1 80°

Тектонические элементы Положительные: Надпорядковые и 0 порядка I i - Мессояхсая налонная гряда Структуры I порядка i I - Ярудейский мегавыступ ' II - Медвежье-Нумгинский наклонный мегавал III - Часельский наклонный мегавал IV - Северный свод Отрицательные: Надпорядковые и 0 порядка А - Большехетская мегасинеклиза В - Надымская гемисинеклиза С- Среднепурский наклонный мегажелоб Структуры I порядка: I - Северо-Тазовская мегавпадина II - Нерутинская мегавпадина III - Тазовский структурный мегазалив IV - Верхнетанловская мегавпадина ; V - Среднепурский наклонный мегапрогиб VI - Пякупурско-Ампутинский наклонный мегапрогиб Промежуточные структуры: Надпорядковые и 0 порядка А - Зауральская мегамоноклиза В - Красноленинская мегамоноклиза С - Предъенисейская мегамоноклиза D - Южно-Надымская мегамоноклиза Структуры I порядка:

///

З-Красиосель* 47ф /

15 1

Ю-Часельская

I - Долганская мезомоноклиналь II - Восточно-Тазовская мезомоноклиналь III - Восточно-Пурская мегамоноклиналь IV - Красноселькупская моноклиза V - Северо-Часельская седловина

III

85

9

10

11

12

шсбахского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья зоноснои провинции; 4-распространения резервуара, 5 - Внутренней области и Внешнего - области различного качества проницаемого комплекса: 9 - высокого, 10 - среднего,

127

Таблица 2.9. Фильтрационно-ёмкостные свойства отдельных песчаных пластов проницаемого комплекса тоарского резервуара межзерновая проницаемость открытая пористость (%)

(1х10"3мкм2)

Ю,7

8-11,4

0,01-0,57

Ю,8

8-10,8

0,01-8,7

IOi9

8 - 14,0

0,01-7,8

Прогнозируемые зоны распространения возможно преимущественно трещинных коллекторов, как уже отмечалось выше (см. раздел 2.3.3.) оценивались категорией пониженного качества. Земли высокого качества проницаемого комплекса, в которых прогнозируется толщины коллекторов более 20 м, имеют ограниченное распространение на исследуемой территории. Они расположены в. восточной половине региона на трех участках. Наибольший из них находится в южной части Часельского

наклонного мегавала и

смежных с ним участках; второй - на юге, несколько западнее Среднепуровского наклонного мегапрогиба и третий, наименьший, - в районе расположения ЗападноТаркосалинской площади. Земли среднего качества выделяются в виде обширных двух зон, простирающихся в субмеридиональном направлении. Одна из них находится на западе региона, где охватывает Надымскую гемисинеклизу и Медвежье-Нумгинский наклонный мегавал. Вторая расположена на юго-востоке и востоке региона, протягиваясь с юга на север от Южно-Надымской мегамоноклизы и Красноселькупской моноклизы до южной части Долганской мезомоноклинали. На остальной, большей части региона, прогнозируются области пониженного качества. В первую очередь распространены они на территории, где кровля резервуара залегает ниже абсолютной глубины 4500, в зоне прогнозируемых возможно преимущественно трещиноватых коллекторов (Болынехетская мегасинеклиза,

Северо-Тазовская,

Верхнетанловская

и Нерутинская

мегавпадины,

Ягенетипская мезовпадина и наиболее погруженные части Среднепурского наклонного мегапрогиба и Тазовского структурного мегазалива). Кроме этого они выделяются там, где толщины гранулярных коллекторов не превышают 10 метров (вытянутые зоны вдоль линии выклинивания резервуара и Комсомольского выступа и в пределах Ярудеиского мегавыступа, Надымской гемисинеклизы и Восточно-Пурской мегамоноклинали).

128 Китербютский флюидоупор Китербютский флюидоупор китербютский

горизонт)

шшнсбахского резервуара

представлен

преимущественно

(нижняя часть

глинистыми

тоара,

отложениями

верхней части нижнекотухтинской подсвиты и ее возрастных аналогов (верхняя часть нижнехудосейской

подсвиты и китербютской свиты) (см. рис. 1.7.). Большинство

исследователей выделяют эти отложения как тогурская пачка, которая является одним из наиболее

выдержанных

стратиграфических

реперов

нижнеюрских

отложений

и

характеризуется обычно однородным, преимущественно глинистым составом (Девятов и др., 1994). Флюидоупор распространен почти на всей территории Надым-Тазовского междуречья.

Исключение представляют

Комсомольский выступ

(Северный свод и

прилегающие к нему районы) и северо-западные и северо-восточные части региона, где отложения плинсб&хского резервуара полностью выклиниваются (рис. 2.34). Толщины флюидоупора изменяются от 10 до ПО м, наиболее часто - от 40 до 80 м. Максимальные её значения (от 80 до ПО м) прогнозируются в западной и северо­ восточной

частях

соответственно

Большехетской

мегасинеклизы

и

Надымской

гемисипеклизы. Повышенные показатели толщин флюидоупора (60-80 м) отмечаются в западной и юго-восточной частях региона. В первом из отмеченных районов они в виде полос оконтуривают земли с наибольшими его толщинами, во-втором - включают южные окончания

Восточно-Пурской

мегамоноклинали,

Красноселькупской

моноклизы

и

Предъенисейской мегамоноклизы. Минимальные толщины флюидоупора (менее 20 м) прогнозируются в западной и восточной частях выклинивания отложений, вдоль контура отсутствия отложений флюидоупора на Комсомольском выступе фундамента и в северо­ восточной

части

региона

(северо-восточная

часть

Большехетской

мегасинеклизы,

Тазовский структурный мегазалив). Земли с толщинами 20-60 м распространены на остальной территории исследуемого

региона. В целом, толщина флюидоупора на

рассматриваемой территории изменяется в пределах, обычно свойственных экранам высокого и среднего качества. Разрез флюидоупора представлен аргиллитами и глинистыми алевролитами темносерыми, серыми с прослоями алевролитов и песчаников. В некоторых участках региона, преимущественно в его восточной части, фиксируется значительное опесчанивание разреза (до 55%). Минералогический состав аргиллитов обычно двухкомпонентньш, большую часть (55-65%) составляет слюда с примесью иллит/смектит, меньшую хлорит (25 - 35 %). Изредка присутствует (не более 5%) каолинит. Минералы монтмориллонитовой группы отсутствуют полностью, что снизило качество флюидоупора (Геологогеохимическое..., Кн. 3, 1998, ф.; Шемин и др., 2001).

и

129 70"

70°

75"

75"

8(

EE3i 0 2 И з EZb 0 5 CZ|6 В ? ЕЗв Q g Рис. 2.34. Карта качества китербютского флюидоупора плинсба Составили: Неха< 1 - скважины; 2-7 - границы : 2 - распространения юрского комплекса, 3 - распространена областей, 6 - административные, 7 - исследуемого региона; 8 - изопахиты флюидоупора элементов: 10 - Внешнего пояса и Внутренней области , 11 - надпорядковых и 0 порядка, ' пониженного, 16 - низкого; 17 - области отсутствия резервуара.

Тектонические элементы Положительные: Надпорядковые и 0 порядка А - Мессояхсая налонная фяда Структуры I порядка I - Ярудейский мегавыступ II - Медвежье-Нумгинский наклонный мегавал III - Часельский наклонный мегавал IV - Северный свод Отрицательные: Надпорядковые и 0 порядка А - Большехетская мегасинеклиза В - Надымская гемисинеклиза С - Среднепурский наклонный мегажелоб Структуры I порядка: I - Северо-Тазовская мегавпадина II - Нерутинская мегавпадина III - Тазовский структурный мегазалив IV - Верхнетанловская мегавпадина V - Среднепурский наклонный мегапрогиб VI - Пякупурско-Ампутинский наклонный мегапрогиб Промежуточные структуры: Надпорядковые и 0 порядка А - Зауральская мегамоноклиза В - Красноленинская мегамоноклиза С - Предъенисейская мегамоноклиза D - Южно-Надымская мегамоноклиза Структуры I порядка: I - Долганская мезомоноклиналь II - Восточно-Тазовская мезомоноклиналь III - Восточно-Пурская мегамоноклиналь IV - Красноселькупская моноклиза V - Северо-Часельская седловина

i^
13

14

15

16

17

ского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья !в А.Ю., Шемин ГГ. регионального резервуара, 4 - областей разного качества флюидоупора, 5 - нефтегазоносных (м), 9 - изолинии содержания песчаников в флюидоупоре (%); 10-12 - контуры тектонических 2 -1 порядка; 13-16 - области разного качества флюидоупора: 13 - высокого, 14 - среднего, 15 -

130 Экранирующие свойства флюидоупора также в значительной мере зависят от процентного содержания в нём песчаных и алевролитовых прослоев.

Чем более

опесчанеп разрез флюидоупора, тем более низкое его качество. Содержание песчаников в разрезах флюидоупора колеблется от долей до 50-55%. Встречаются они как в виде тонких миллиметровых прослоев, так и в виде слоев толщиной 40-50 см. Песчаники, как правило, алевритистые и глинистые, тонкозернистые и характеризующиеся низким коллекторскими свойствами. В зависимости от процентного содержания песчаников выделяется пять литологических типов разрезов флюидоупора (см. рис. 2.34). Флюидоупоры

первого типа, в которых

содержание

песчаников менее

5%,

распространены на территории двух небольших участков. Один из них находится на северо-востоке региона в Северо-Тазовской мегавпадине, а второй на его юго-востоке (южная часть Красноселькупской моноклизы). Флюидоупоры второго литологического типа (содержание песчаников колеблется от 5 до 10%), развиты более широко на исследуемой территории, в пределах двух обширных зон и двух небольших по площади участках. Первая зона расположена на западе региона, протягиваясь от западных участков

Большехетской мегасинеклизы до Надымской

гемисинеклизы. Вторая зона, расположенная на востоке, также простирается в этом же направление, постепенно ссужаясь с севера на юг от Северо-Тазовской мегавпадины и Долганской мезомоноклинали до южной части Среднепурского наклонного мегажелоба. Кроме этих зон, имеются два небольших участка, где развиты флюидоупоры второго литологического

типа.

Один

из

них

находится

в

пределах

Южно-Надымской

мегамоноклизы, а второй - на юго-востоке Красноселькупской моноклизы. Описанные зоны и участки первого и второго литологических типов разрезов флюидоупоров разделяются обширными субмередионально-ориентированными зонами, в которых распространены флюидоупоры

с повышенным содержанием

песчанистого

материала (третьего, четвертого и пятого типов). Первая из них простирается через всю центральную часть рассматриваемый регион от Мессояхской наклонной гряды до северо­ восточной

части

Южно-Надымской

мегамоноклизы.

На большей

её

территории

распространен третий тип разреза флюидоупора с содержание песчаников от 10 до 20%. Лишь в центральной части Большехетской мегасинеклизы и на участках прилегающих к Комсомольскому выступу фундамента развиты четвертый и пятый типы разрезов флюидоупора с содержание песчаников от 20 до 30% и от 30 до 50%. Вторая

обширная зона с

повышенным содержанием

песчаников

в

разрезе

флюидоупора (третий, четвертый и пятый типы) расположена в восточной части региона. Она простирается, расширяясь с северо-востока на юг, от восточных участков Долганской

131 мезомоноклинали

до

южных

частей

Восточно-Пурской

мегамоноклинали

и

Красноселькупской моноклизы. На большей её площади распространен третий и четвертый тип разреза флюидоупора (содержание песчаников 10-20% и 20-30%). Лишь в северной половине Среднепурского наклонного мегапрогиба и в западной и юго-западных частях Красноселькупской моноклизы развит пятый тип разреза (содержание песчаников от 30 до 50%). Кроме отмеченных территорий, зоны с повышенным содержанием песчаников в разрезе флюидоупора (третий, четвертый и пятый типы) фиксируются на крайнем западе территории, вдоль линии выклинивания отложений флюидоупора. Приведённые материалы свидетельствуют о том, что флюидоупор плинсбахского резервуара на исследуемой территории значительно опесчанен. Это обстоятельство существенно снизило его экранирующие свойства. Качество китербютского флюидоупора в пределах Надым-Тазовского междуречья оценено на основание приведенных выше материалов. Они позволяют выделить земли различного его качества - от низкого до высокого. Их распределение по площади почти полностью

соответствует

выше

приведенной

зональности

литологических

типов

флюидоупора, поскольку в основном этот фактор контролирует его качество. Земли

с

высоким

качеством

китербютского

флюидоупора

имеют

весьма

ограниченное распространение на рассматриваемой территории. Они развиты лишь на двух ограниченных по площади участках. Один из них расположен в северо-восточной части Большехетской мегасинеклизы, другой -

на юго-востоке, на сопредельной

территории Красноселькупской моноклизы и Предъенисейской мегамоноклизы (см. рис. 2.34). Земли со средним качеством экрана занимают почти всю западную часть региона. Кроме

того,

они

оконтуривают

вышеотмеченные

земли

с

высоким

качеством

флюидоупора. Земли с пониженным и низким качеством флюидоупора прогнозируется в основном в восточной части рассматриваемого региона. Они также ограничивают Комсомольский выступ фундамента и расположены в виде узкой полосы вдоль западного контура выклинивания флюидоупора. Земли пониженного и низкого качества флюидоупора, повидимому, являются литологпческими окнами для вертикального перетока флюидов из плинсбахского резервуара в вышележащий тоарский. Оценка качества плинсбахского резервуара в целом Оценка качества плинсбахского резервуара осуществлена

на базе оценок его составных

в целом, как и вышележащего,

частей, шараповского проницаемого

132 комплекса и китербютского флюидоупора в соответствие с тем же методическим подходом, что был оценен предыдущий резервуар (см. раздел 2.2.3, табл. 2.4). Плинсбахский

резервуар

в

Надым-Тазовском

междуречье

характеризуется

различным качеством: высоким, средним, пониженным и низким (рис. 2.35). Земли с высоким качеством резервуара на территории региона имеют весьма ограниченное распространение. Они лишь развиты в северной части Среднепурского наклонного мегажелоба и сопредельной территории Часельского наклонного мсгавала. Земли со средним качеством резервуара распространены значительно более широко. Они развиты в двух сложной формы зонах и небольших участках. Наиболее обширная зона простирается в субмередиональном направлении от юга Среднепурского наклонного мегажелоба до центральной части Тазовского структурного мегазалива. Кроме этих структур она охватывает южную половину Часельского наклонного мегавала и смежную с ним территорию Красноселькупской моноклизы. Вторая зона расположена на западе региона, где она включает северо-запад Надымской гемисинеклизы и южные части Ярудейского мегавыступа и Медвежье-Нумгинского наклонного мегавала. Небольшие по площади участки земель среднего качества резервуара выделены на северо-западе (северная часть Медвежье-Нумгинского наклонного мегавала), в центре (северное окончание ЮжноНадымской мегамоноклинали) и юге (Вынгапуровский мезовал) региона. Земли с низким качеством резервуара распространены на шести участках. Два наиболее обширных из них простираются в виде двух субмеридионально ориентированных полос вдоль западного и восточного

контура

выклинивания резервуара.

Комсомольского выступа Большехетской

Третий

фундамента. Четвертый

мегасинеклизы,

пятый

-

на

оконтуривает

находится

севере

зону

в центральной

Среднепурского

вокруг части

наклонного

мегапрогиба и шестой - на западе Восточно-Пурской мегамоноклинали (см. рис. 2.35). Остальную большую часть рассматриваемой территории занимают земли с пониженным качеством резервуара Выводы Следовательно, плинсбахский региональный резервуар пользуется несколько менее широким распространением в Надым-Тазовском междуречье чем выше описанный. Его отсутствие отмечается не только и в северо-западной и северо-восточной частях региона, но и на юго-востоке, а также в пределах Комсомольского выступа фундамента. Толщина резервуара изменяется от 50 до 400 м, а глубина залегания - от минус 2200 до минус 5750 м. Максимальные значения толщин резервуара отмечаются в северо-западной части региона, в южном, юго-восточном

и восточном

направлениях они относительно

постепенно уменьшаются. Цитологический состав резервуара как по разрезу, так и по

133

S^s^. Ф Нов

О Гамбург

А

Ныда

J-*>

//

ее

II "®

Надым

IV

В

г~

-г-'

Г 64'

Г /

IV

D о

км 0

25

50

диареей ®

75 км

70°

П.

[Ql2 Из

04

д5

3'

Рис. 2.35. Карта оценки качества плинсбахского регио Условные обозначения: 1-7 - границы: 1 -административные, 2 - исследуемого региона, 3 - не( пояса,6 - надпорядковых структур и структур 0 порядка; 7 - структур I порядка; 8 - скважины; I 12 - низкого; 13 - области отсутствия проницаемого комплекса

Тектонические элементы Положительные: Надпорядковые и 0 порядка А - Мессояхсая налонная гряда Структуры I порядка I - Ярудейский мегавыступ II - Медвежье-Нумгинский наклонный мегавал III - Часельский наклонный мегавал IV - Северный свод Отрицательные: Надпорядковые и 0 порядка А - Большехетская мегасинеклиза В - Надымская гемисинеклиза С - Среднепурский наклонный мегажелоб Структуры I порядка: I - Северо-Тазовская мегавиадина II - Нерутинская мегавпадина III - Тазовский структурный мегазалив IV - Верхнетанловская мегавпадина V - Среднепурский наклонный мегапрогиб VI - Пякупурско-Ампутинский наклонный мегапрогиб Промежуточные структуры: Надпорядковые и 0 порядка А - Зауральская мегамоноклиза В - Красноленинская мегамоноклиза С - Предъенисейская мегамоноклиза D - Южно-Надымская мегамоноклиза Структуры I порядка: I - Долганская мезомоноклиналь II - Восточно-Тазовская мезомоноклиналь III - Восточно-Пурская мегамоноклиналь IV - Красноселькупская моноклиза V - Северо-Часельская седловина

J9

10

11

12

13

а л ь н о г о резервуара Надым-Тазовского междуречья тегазоноснои провинции; 4-распространения резервуара, 5 - Внутренней области и Внешнего - 11 - области различного качества резервуара: 9 - высокого, 10 - среднего, 11 - пониженного,

134 площади разнообразен. Содержание песчаников меняется от 15 до 80%. Наиболее опесчанен

разрез

в

юго-восточной

направлении содержание

части

исследуемой

песчаников в резервуаре

территории.

сокращается до

В

северном

минимальных

показателей. Проницаемый

комплекс

резервуара

сложен

циклически

чередующимися

алевролитами и песчаниками с пакетами и прослоями как глинисто-алевролитовых пород, так и существенно меньше мелкогалечных конгломератов и гравелитов. В его составе выделяются две пачки циклического строения kth-1 и kth-2 и нижняя часть (песчаный пласт) циклопачки kth-З, в основании которых залегают региональные выдержанные песчаные пласты Юп - Ю19. Породы участками кальцитизированы. Обломочный материал полуокатанной и угловатой формы, характеризуется средней, реже хорошей степенью сортировки.

Состав

песчаников

полевошпатово-кварцево-граувакковый,

полевошпатово-граувакково-кварцевый, граувакково-кварцевый

и

реже

кварцево-

граувакковый. Цемент по составу обычно глинисто-карбонатный. Толщина проницаемого комплекса изменяется от нескольких метров до 310 м, толщина содержащихся в нем песчаников - от нескольких до 150 м. Распределение их значений по площади сходно с распределением толщин резервуара в целом. Наибольшие их значения отмечаются в северной части региона, средние - в центре и на юго-востоке и наименьшие - в западной, южной и восточной. Толщины проницаемого комплекса в значительной мере определяют толщины песчаников, а глубина залегания влияет на них не очень сильно, хотя прослеживается определенная направленность. Условия представляются

формирования

отложений

проницаемого

комплекса

по-разному. По мнению автора, в исследуемый

резервуара

регион наиболее

интенсивно поступал алевритово-песчаный материал с южной и юго-восточной областей сноса, а также с Комсомольского выступа фундамента. Значительно меньше - с югозападной и западной Приуральской. Это обстоятельство и предопределило распределение на

его

территории

следующих

выделенных

палеогеографических

областей

осадконакопления: возвышенных равнин, денудационно-аккумулятивных равнин, равнин низменных аккумулятивных, равнин прибрежных, временами заливаемые морем, и мелководных частей шельфа. В песчаных пластах проницаемого комплекса выделяются два типа коллекторов: поровый

(гранулярный)

и

возможно

преимущественно

трещинный.

Второй

тип

прогнозируется на глубинах свыше 4.5 км, в наиболее прогнутой северной и центральной частях региона. На остальной большей части его территории развит гранулярный тип коллекторов, характеристики которого приведены ниже.

135 Коллектора

проницаемого

комплекса

развиты

повсеместно.

Толщина

их

изменяется от нескольких до 30 м, наиболее часто от 10 до 20 м. Изменения ее значений по площади региона в целом подобно распределению толщин песчаников. Открытая пористость их изменяется от 8 до 21 %, межзерновая проницаемость - от 0.01 до 73x10" мкм". Отмечается уменьшения их значений сверху вниз по разрезу. В целом гранулярные коллекторы проницаемого комплекса характеризуются

пониженной пористостью и

низкой проницаемостью. Качество

проницаемого

комплекса на исследуемой

территории

различное:

высокое, среднее, пониженное. Земли с высоким качеством развиты лишь в виде отдельных

участков

в восточной, центральной и южной

частях

региона. Земли

пониженного качества прогнозируются в северной, центральной и юго-западной его частях. На остальной части региона выделены земли со среднем качеством проницаемого комплекса. Флюидоупор резервуара представлен преимущественно глинистыми отложениями верхней части нижнекотухтинской подсвиты и ее аналогами, которые пользуются почти повсеместным распространением. Его толщина изменяется от 10 до 100 м, наиболее часто - от 40 до 60 м, т.е. ее значения соответствует экранам высокого и среднего качества. Разрез флюидоупора сложен аргиллитами углистыми и глинистыми алевролитами с прослоями песчаников. Минералогический состав глин обычно двухкомпонентный: слюда (55-65 %) и хлорит (55-35 %), реже присутствует каолинит (до 5%). Экранирующие свойства флюидоупора в значительной мере зависят от содержания песчаных и алевролитовых прослоев, количество которых различное - от 5-7 до 50 %. В зависимости от содержания песчаников выделяются пять типов разрезов флюидоупоров, которые в виде полос преимущественно субмеридиональной ориентировки распространены на исследуемой территории. Качество флюидоупора в пределах рассматриваемого региона различное: высокое, среднее, пониженное и низкое. Земли с высоким качеством флюидоупора прогнозируются в одном небольшом участке на юго-востоке региона. Земли со средним качеством флюидоупора распространены преимущественно на западе региона и виде ограниченных участков

на севере

и юго-востоке.

Земли с пониженным и низким

качеством

распространены на остальной большей части региона. Плинсбахский резервуар на исследуемой территории характеризуется высоким, среднем, пониженным и низким качеством. Земли с высоким и среднем качеством резервуара имеют ограниченное распространение на западе, юге и в центральной части региона.

Наиболее

обширная зона

их

развития

простирается

от

южной

части

136 Среднепурского наклонного мегажелоба до центральной части Тазовского структурного мегапрогиба. Земли с низким качеством резервуара распространены в виде двух субмеридионально ориентированных полос вдоль западного и восточного контуров выклинивания отложений резервуара; в зоне прилегающей к Комсомольскому выступу фундамента и на трех ограниченных по площади участков. На остальной большей части региона распространены земли пониженного качества резервуара.

2.3.4. Геттанг-синемгорский региональный резервуар

Общая характеристика резервуара Геттанг-синемюрский региональный резервуар (геттангский ярус - нижняя часть верхнеплинсбахского подъяруса, зимний и левинский горизонты) представлен песчаноалеврито-глшшстыми

породами

береговой

и

глинисто-алевролитовыми

породами

ягельной свит и их возрастными аналогами (зимняя и левинская свиты), пользующимися несколько

меньшим

распространением

на

рассматриваемой

территории,

чем

вышеописанные резервуары. Отсутствуют отложения резервуара в западной (МедвежьеНумгинский наклонный мегавал, западная половина Надымской гемисинеклизы) и восточной

(Предъенисейская

мегамоноклиза)

её

частях,

а

также

в

пределах

Комсомольского выступа фундамента. Толщина резервуара изменяется в значительных пределах - от 50 до 440 м, обычно от 100 до 350 м. Наименьшие ее значения (50-150 м) отмечаются на западном и восточном участках региона, где они в виде двух полос простираются вдоль линий выклинивания отложения резервуара, расширяющихся в южном направлении. По направлению к центру региона толщины резервуара возрастают, достигая своего максимума (300-440 м) в пределах восточной части Большехетской мегасинеклизы. Глубина залегания кровли резервуара изменяется от минус 2400 до минус 6200 м. Максимально погружена она в северо-восточной части региона - в пределах СевероТазовской мегавпадины, постепенно воздымаясь в восточном, западном и южном направлениях.

Минимальные

её

глубины

отмечаются

на

востоке

(в

пределах

Предъенисейской мегамоноклизы). На большей части территории кровля резервуара находится на глубинах от минус 4000- до минус 5000 м. Разрез резервуара сложен чередованием пластов алевролитов, песчаников, с пачками и прослоями как конгломератов и гравелитов, так и глинисто-алевролитовых пород, тонкослоистых и массивных аргиллитов. В фациально изменчивой нижней его части (береговая свита) не представляется возможным выделение пачек, а в верхней его

137 части (ягельная свита) выделены две пачки циклического строения Qag-l, jag-2) толщиной от 25 до 70 м (см. рис. 1.7). В кровле циклопачки jag-1 отмечается пласт песчаников, имеющий выдержанное региональное распространение с изменяющейся по латерали фациалыюй характеристикой. (ГСЬо)- Песчаные пласты береговой свиты, вследствие фациальной

изменчивости

разреза,

имеют

локальное

и

отчасти

зональное

распространение. Цитологический состав резервуара в целом весьма разнообразен по площади. Содержание песчаников изменяется значительно - от 15 до 70%. Наиболее опесчанен разрез резервуара на юге и востоке региона, несколько меньше - на западе и в центральной части. На севере региона содержание песчаников постепенно сокращается, достигая своего минимума 15% в пределах Северо-Тазовской мегавпадины. На большей же его части региона количество песчаников в разрезе резервуара обычно составляет от 20 до 45%. Геттапг-синемюрский региональный резервуар, согласно принятой нами схеме (см. раздел 1), подразделяется на зимний проницаемый комплекс и перекрывающий левинский флюидоупор. Ниже приведена их характеристика. Зимний проницаемый

комплекс

Зимний проницаемый комплекс геттанг-синемюрского регионального резервуара (геттангский ярус - нижняя часть верхнеплинсбахского подъяруса, береговой горизонт) сложен

глинисто-алевритово-песчаными

отложениями

с

прослоями

галечных

конгломератов и гравелитов береговой свиты и её возрастным аналогам (зимняя свита), которые

распространены

на

значительной

части

рассматриваемой

территории.

Отсутствуют отложения проницаемого комплекса на западе (Зауральская мегамоноклиза, Ярудейский мегавыступ, Медвежье-Нумгинский наклонный мегавал, западные части Надымской гемисинеклизы и Южно-НадЕЛмской мегамоноклинали), северо-востоке и юго-востоке (Предъенисейская мегамоноклиза) и в центральной части региона, в пределах Комсомольского поднятия (рис. 2.36). Толщина проницаемого комплекса изменяется от нескольких до 310 м. Характер распределения её значений несколько отличается от распределения толщин резервуара в целом. Наибольшие толщины проницаемого комплекса (200-300 м) распространены на севере региона (Большехетская мегасинеклиза) и на ограниченной территории его юга, в линейно-выраженной зоне, простирающейся от Среднепурского наклонного мегапрогиба до Восточно-Пурской мегамоноклинали. Области, где отмечаются минимальные толщины проницаемого

комплекса (от

нескольких

до

100

м) занимают

примерно

треть

рассматриваемого региона. На северо-западе и северо-востоке они распространены в виде

138

EHZl 1 B 2

ЕЗз 0 4

ES

Рис. 2.36. Фрагмент "Карты толщин зимнего проницаемого комплекса гетт; (Надым-Та:

Редактор А.Э. Конторович; зам. редактора: СЮ. Беляев, В.А. Конторович, В.О. К А.А.Конторович, В.А.Конторович, А.Э.Конторович, В.О.Красавчиков, В.А.Кринин, Д.Е Карта уточнена автором с уч Условные обозначения: 1-7 - границы: 1 -административные, 2 - исследуемого района, 3 - не 6 - надпорядковых структур и структур 0 поря

Тектонические элементы Положительные: Надпорядковые и 0 порядка А - Мессояхсая надежная гряда Структуры I порядка I - Ярудейский мегавыступ II - Медвежье-Нумгинский наклонный мегавал III - Часельский наклонный мегавал IV - Северный свод Отрицательные: Надпорядковые и 0 порядка А - Большехетская мегасинеклиза В - Надымская гемисинеклиза С - Среднепурский наклонный мегажелоб Структуры I порядка: I - Северо-Тазовская мегавпадина II - Нерутинская мегавпадина III - Тазовский структурный мегазалив IV - Верхнетанловская мегавпадина V - Среднепурский наклонный мегапрогиб VI - Пякуиурско-Ампутинский наклонный мегапрогиб Промежуточные структуры: Надпорядковые и 0 порядка А - Зауральская мегамоноклиза В - Красноленинская мегамоноклиза С - Предъенисейская мегамоноклиза D - Южно-Надымская мегамоноклиза Структуры I порядка: I - Долганская мезомоноклиналь II - Восточно-Тазовская мезомоноклиналь III - Восточно-Пурская мегамоноклиналь IV - Красноселькупская моноклиза V - Северо-Часельская седловина ШКАЛА ТОЛЩИН, м

З6

7

300

•

F 5 ^!

нг-синемюрского регионального резервуара севера Западно-Сибирской НГП", 2002 г овское междуречье) засавчиков, Г.Г. Шемин; Составили: А.Л.Бейзель, С.Ю.Беляев, Г.Ф.Букреева, А.В.Истомин, ,.Косяков, С.П.Кузьмин, П.С.Лапин, А.Ю.Нехаев, В.А.Шарикова, Н.А.Щекочихина, Г.Г.Шемин. гтом материалов бурения 2000-2006 г. ртегазоносной провинции; 4-распространения резервуара, 5 - Внутренней области и Внешнего пояса, дка; 7 - структур I порядка; 8 - скважины; 9 - изопахиты

[

139 узких

полос

вдоль

границ

выклинивания

проницаемого

комплекса,

причем

по

направлению на юг территория развития минимальных толщин резко расширяется, а на крайнем юге обе полосы сливаются в одну обширную зону. Кроме того, минимальные толщины проницаемого комплекса оконтуривают зону отсутствия его отложений на Комсомольском выступе

фундамента.

Остальная

часть

рассматриваемого

региона,

характеризуется средними толщинами (100-200 м) проницаемого комплекса. Существует очень слабая зависимость между глубинами

залегания

кровли

проницаемого комплекса и его толщинами (рис. 2.37А). Чем глубже залегает кровля проницаемого комплекса, тем больше его толщины. Коэффициент корреляции составляет R=0,56. Состав и строение проницаемого комплекса. Он характеризуется переслаиванием песчаников, галечных

конгломератов, гравелитов, алевролитов

и аргиллитов. Для

отложений проницаемого комплекса характерно большая изменчивость, как по латерали, так и по вертикали. Выделяются

только локальные песчаные пласты, имеющие

ограниченное распространение (ЮтД Ю216, Kbi" и Юг/)- Толщина пластов колеблется от 10 до 60 м. Как правило, для них характерно цикличное строение со сменой вверх по разрезу

различных

гранулометрических

разновидностей терригенных

пород

- от

конгломератов до песчаников мелкозернистых и алевролитов и аргиллитов. Песчаные пласты сложены

светло-серыми,

серыми

песчаниками различной

размерности (от мелкозернистых, до крупнозернистых, в разной степени гравелитистых), как массивными, так и косослоистыми, с прослоями гравелитов, галечных конгломератов, песчанистых алевролитов и темно-серых глинистых алевролитов. Обломочный материал характеризуется

плохой

и

средней

полуокатанная, полуугловатая граувакково-кварцевый

и

степенью

сортированное™,

форма

обломков

и угловатая. Состав песчаников кварц-граувакковый,

полевошпатово-граувакково-кварцевый.

Они

отличаются

наибольшими вариациями в содержание кварца (30-70%) и обломков пород (25-70%), а также минимальным содержанием полевых шпатов (от долей до 10-15%, в единичных случаях до 25%). Наблюдается связь состава с гранулометрией пород: в более грубых разностях возрастает роль обломков пород, в более тонких - кварца. Среди обломков преобладают

кремни,

рассматриваемых превышающее

кварциты,

песчаников

обычно

10%.

кислые

является

эффузивы.

незначительное

Кроме того, наблюдается

Характерной количество практически

особенностью цемента,

не

безцементное

сочленение обломков. В составе цемента отмечается глинистый материал

хлорит-

гидрослюдистого состава, каолинит, катагенетически преобразованный в более грубых разновидностях в диккит, регенерационный кварц. Карбонаты представлены кальцитом,

140 A 300

3000

3500

4000

4500

5000

Кровля проницаемого комплекса, абс. глубины (м)

160 •

• 140 * А

ш 120 о I CD С

А

100 •

•

•

^*

• ^

•

80

Ъ

т S

* у=ЗЕ-07х2291^-^

60

* J^*~^

40

•

• 20

•

• R=0,38

. 3000

3500

4000

4500

5000

5500

Кровля проницаемого комплекса, абс. глубины (м) Рис. 2.37. Графики зависимости между глубинами залегания и толщинами зимнего проницаемого комплекса (А), глубинами залегания и толщинами песчаников зимнего проницаемого комплекса (Б)

141 редко доломитом и сидеритом. В кальцитизированных разновидностях

содержание

цемента возрастает от 15-20 до 45-50%, однако уровни интенсивно карбонатизированных пород сливного облика редки (Геолого-геохимическое..., Кн. 3, 1998, ф.; Шемин и др., 2001). Суммарная толщина песчаников проницаемого комплекса в Надым-Тазовском междуречье изменяется от нескольких до 200 м. Распределение её значений по площади региона сходно с распределением толщин проницаемого комплекса в целом (рис. 2.38). Наибольшие ее значения, более 100 метров, отмечаются на севере региона (Большехетская мегасинеклиза) и на юге, в выше отмеченной зоне, простирающейся от Среднепурского наклонного мегапрогиба до западной части Восточно-Пурской мегамоноклинали. Зоны развития минимальных толщин песчаников (от 10 до 60 м) расположены на северо-западе и северо-востоке территории, где простираются в виде узких полос вдоль линии выклинивания резервуара. В южном направлении они постепенно расширяются и в пределах южной части Восточно-Пурской мегамоноклинали сливаются в единую зону, занимая значительную часть рассматриваемого региона. Средние значения толщин песчаников (от 60 до 100 м), широко развиты в восточной и центральной частях региона, а на его юго-западе они распространены только в пределах

Пякопуро-Ампутинского

наклонного мегапрогиба. Толщины песчаников слабо зависят от глубины залегания кровли проницаемого комплекса, хотя

определенная направленность прослеживается

(см. рис. 2.37

Б).

Зависимость толщины песчаников от толщин проницаемого комплекса, как видно на рис. 2.39А, существенная. Значение коэффициента корреляции её составляет R=0,92 . На территории исследуемого региона в зависимости от содержания в разрезе проницаемого комплекса различных литологических компонентов: грубообломочного (ГрО), песчаного (П), алевролитового выделяются

четыре

литологические

(Ал), глинистого (Гл) и углеродистого области:

(У);

песчано-алевритисто-глинисто-

грубообломочная (П2АЛ3-4ГЛ3-5ГРО4-5), преимущественно песчано-алевритисто-глинистая (ГЬАлз^Глз-лГрОб), песчанисто-алевритисто-глинисто-грубообломочная (П3АЛ3.5ГЛ3-5ГРО45) и преимущественно песчанисто-алевритисто-глинистая (ПзАлзГлз-бГрОб). Отмеченные литологические

области

следующим

образом

распределены

на

территории

рассматриваемого региона (рис. 2.40). Первая литологическая область (П2АЛ3-4ГЛ3-5ГРО4-5) распространена в южной половине региона, где простирается в виде субмеридионально ориентированной широкой полосы от Уренгойской до Иохтурской площадей включительно. Почти всю восточную часть рассматриваемой территории занимает преимущественно песчано-алевритисто-

142 70"

75°

E3l

CD 2

•"З

И

Рис. 2.38. Фрагмент "Карты толщин песчаников зимнего проницаемого комплекса i (Надым-Тазе Редактор А.Э. Конторович; зам. редактора: СЮ. Беляев, В.А. Конторович, В.О. Кр А.А.Конторович, В.А.Конторович, А.Э.Конторович, В.О.Красавчиков, В.А.Кринин, Д.В Карта уточнена автором с уче Условные обозначения: 1-7 - границы: 1 -административные, 2 - исследуемого района, 3 - неа| 6 - надпорядковых структур и структур 0 поря^

Тектонические элементы Положительные: Надпорядковые и 0 порядка Л - Мессояхсая надежная гряда Структуры I порядка I - Ярудейский мегавыступ II - Медвежье-Нумгинский наклонный мегавал I l l Часельский наклонный мегавал IV Северный свод Отрицательные: Надпорядковые и 0 порядка А - Большехетская мегасинеклиза В - Надымская гемисинеклиза С - Среднеиурский наклонный мегажелоб Структуры I порядка: I - Северо-Тазовская мегавпадина II - Нерутинская мегавпадина III - Тазовский структурный мегазалив IV - Верхнетанловская мегавпадина V - Среднеиурский наклонный мегапрогиб VI - Пякупурско-Ампутинский наклонный мегапрогиб Промежуточные структуры: Надпорядковые и 0 порядка А - Зауральская мегамоноклиза В - Красноленинская мегамоноклиза С - Предъенисейская мегамоноклиза D - Южно-Надымская мегамоноклиза Структуры I порядка: I - Долганская мезомоноклиналь II - Восточно-Тазовская мезомоноклиналь III - Восточно-Пурская мегамоноклиналь IV - Красноселькупская моноклиза V - Северо-Часельская седловина ШКАЛА ТОЛЩИН, м

160 140 120 100 81)

I I Нб Н? 0 8

Р^9

гттанг-синемюрского регионального резервуара севера Западно-Сибирской НГП", 2002 г зское междуречье) юавчиков, ГГ. Шемин; Составили: А.Л.Бензель, С.Ю.Беляев, ГФ.Букреева, А.В.Истомин, (осяков, С.П.Кузьмин, П.С.Лапин, А.Ю.Нехаев, В.А.Шарикова, Н.А.Щекочихина, Г.Г.Шемин. гом материала бурения 2000-2006 г. гегазоноснои провинции; 4-распространения резервуара, 5 - Внутренней области и Внешнего пояса, са; 7 - структур I порядка; 8 - скважины; 9 - изопахиты

143 160 •

140

•

^

120 m О

100

^^^

Ф

•

x

Ф

CO CD С

CD I

s

80 y=0,852x

60

Ф

3 о

*

^fr^

0936 ^^r

^ Ф

Ф Ф

Ф

40

^^r

Ф

20

R=0,92 Ф

0 0

50

100 150 200 Толщина проницаемого комплекса (м)

250

300

Б

160 Толщина песчаников (м) Рис. 2.39. Графики зависимости между толщинами проницаемого комплекса и со­ держащихся в нём песчаников (А), песчаников и содержащихся в них коллекторов (Б) геттанг-синемюрского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья

144

1251 З-Ярротинская/ 301

\

305 )

Ч

__

>v
130 \ \ Новый Порт@п) • i 210^-—^ J s -_

П 2 Ал м Г л 3 5 Г р 0 4 . 5 песчано-алевритистоглинисто-грубообломочная

Сюнай-Салинская X. 41

Яр-Сале ^ч

у

\

/

/ ^

1 ^ ч ^ . /

J

^

J

^°

П,Ал 3 Гл,. 5 ГрО, преимущественно пссчанистоалевритисто-глинистая

3

32. Медвежья

Уренгойская

У ^-^Х ^г

Г

t

7 тФ^

\*

/.от/ /SP/

/

СугмутсЛкая

V

\ 0

••-•„••

—

v

Y А

Тарко-рале ^Z J

^_ / ^ Г

—

J \

\^

1

-

% .S

Л) Харампур

\

V П2Ал_,.4

/

Иохтурскг

П,Ал3.5Гл,.5Гр04.5

\ • З-Новогодняя

\

20 40 60 км

х

Jr

Г \

\ ^^Ч \

^

1ш

0

^ ^ ^ ^

...-> Айваседопуроаская \

^

J

л

\

_У|

1

\

. 58 ^А'

1

"|

Ч

^ i - ^ х С-Губкинская\

//

*р

1 - 100-76; 2 -75-51; 3 - 5026; 4-25-11; 5 - 10-1; 6-0,90,1.

\—У

/

^.

\ 1

/V (\ /

Содержание компонентов, %

^^

^>-~>j^

'TV/

/

У^^К.

N.

* /*)

Семиеганская /

\

«200 /

V

Самородская

1

Новый Уренгой Ф \ > ^ \ \ Юбилейная / \У 1юмеьская)

J

Надым

-^-^

Гп ч Ал,.,

X

VI

""^

^ \

л.

/ / /

Надымская

Г л , П 2 А л , У 5 - индексы литологических областей, определенные по содержанию литологических компонентов разреза: П - песчаная; А л -алевритовая; Гл - глинистая; Г р О - грубообломочная; У - углеродистая

#4 Самбургекая Л*-"""

^

V^ \

область отсутствия отложений геттанг-синемюрского резервуара;

&) Самбур

1 1

V I

Тг

\

I

#

.

<Э0

7

I А ж

Л

^i/"?.

Ч \^

\

1

3 ^

1

« / Ень-Яхи/ская

л

^-"у^Кушелевская 4 5

-,-, Л

)\г л/ I { J Находка

/

501

\ \

/

\^

Ч з ^

У

\

,V ^ > Ныда jj шензитская

•*.

.^•^^"'^

(

С-Уренгойская 1

1 (

^

/

П,Ал,. 5 Гл,. 5 Гр0 4 5 песчанисто-алевритистоглинисто-грубообломочная

(

^ > ^

у^ jT j r ^

Э&\/°

П 2 Ал л . 4 Гл,. 5 ГрО ( , преимущественно песчаноалевритисто-глинистая

10

Я

1 /~~^Г,

X ,

/ ^

*S

<Г

_ДЗ

С'

\ )

ЙбввГюртовска4л \ ]

Литологические области

\

\

0 Ноябрьск

'"~--f*"

"

•>. •.••'••.

75° 423

•

1

•

2

£ 3 3 U ^ l 4 U^l5 £1Пб |Q 17

9 |'.~|юГ

Рис. 2.40. Карта вещественного состава проницаемого комплекса геттанг-с Составили: А.Ю.г-

1 - скважины; 2- скважины, с приведенными литологическим колонками типовых разрезов; 3-6 - гран] резервуара, 5 - литологических областей, 6 - административные; 7 - район исследований; 8-20 - породы i алевритистые и алевритовые, 11 - песчаники глинистые и алевритистые, 12 - песчаники глинистые, 13 алевролиты, 17 - алевролиты глинистые, 18 - глины алевритистые, 19 - глины (аргиллиты), 20 - углистые п<

Литологические колонки типовых разрезов П.АЛз-.ГЛз^ГрО.

П^Лз^ГЛ^ГрО,, С-Толькинская скв. 304

Харампурская скв. 340

. • ~:

\1,В 18,9 12,3 1 2,9 П- 60,2 20,2 • .7,-1 АлГл-18,1 ГрО -1.3 У - 0.2 48,4

9.0 6,4 6,4 i 2,1 '. _ Z '. •\4,3 15,4 .5,3

Л1 »'.'."

о.

П - 66.6 Ал- 16,3 Гл - 14,8 У - 1,4 ГрО- 0.9

48,9

• а • 8.5

ПгАл.Гл.ГрОзУ,

П^л.Гл.У/рО,

П 3 Ал 3 5 Гл 3 6 ГрО^ Юбилейная скв. 200

—

Ю-Русская скв. 24

!>,Н

—

s 1.6

21,9 • " " ~ ~

П - 39,6 Ал -28.6 13,1 Гл -26,1 ГрО -5.7 7,5 к 5,2

—

—

10,4

41,0 /9,8 //16 /?? 3.8 ' 1 >

—.—.

Гл - 48,9 П- 38,1 Ал-9.5 ГрО -3,3 У - 0.2

16,9 36,1

« .

П3Ал3Гл3Гр05

.о

21.9

Гл3П3Ал5ГрОБУв

П3Ал3Гл35Гр06 Самбурская скв. 700

Светлогорская скв. 308

\ 1 i \ 3,8 15,9

ЕгЕг"

20.6

1'Г

19,2 Ал-46,9 П- 44,0 - 8,3 s 1,3 Гл ГрО -0,5 23.0 У - 0,3

ч 4,8 7.9

Mil

I-I-I

— -^

. 2,1

._.

33.0

АЛзП^ГрОбУ,

I

П г Ал,Гл,

3iiQZ7]i2[

13---

14 _ T Z 15 -_ _ _- 16 " _ — 17

- 18

_ Г 19

Ал -38,2 Гл-32,1 П - 28,7 28,6 У -0,7 ГрО-0,3 7,9 -4,8 95 15,9

Ал3Гл3П3У6ГрОв

I 5,8 | Гл - 28.11

породы и процент их содержания в разрезе, компанснты и процент их содержания в разрезе, • индексы литологических типов разрезов.

20

1немюрского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья хаев, Г.Г.Шемин, 1ы: 3 - распространения юрского комплекса, 4 - распространения отложений геттанг-синемюрского титологичсских колонках: 8 - песчаники гравслитистые и гравелитовые, 9 - песчаники, 10 - песчаники левролито-песчаники, 14 - алевролиты песчанистые, 15 - алевролиты глинистые и песчанистые, 16 юды.

145 глинистая, а её западную и северо-восточную

- песчанисто-алевритисто-глинисто-

грубообломочная литологическая область. Преимущественно песчанисто-алевритистоглинистая литологическая область распространена в виде небольших участков на севере (Самбургская скв. 700) и на юго-востоке (Светлогорская скв. 308) региона (см. рис. 2.40). Условия

формирования

отложений проницаемого комплекса резервуара. На

литолого-палеогеографической карте геттангского и синемюрского веков, составленной коллективом авторов под руководством И.И. Нестерова (1976), на северо-востоке и северо-западе исследуемого региона приведены небольшие участки в пределах которых развиты обстановки возвышенных равнин (см. рис 2.15 в). К ним примыкают узкие полосы распространение денадуциошю-аккумулятивных

равнин. На северо-западе их

распространение незначительно, а на северо-востоке они протягиваются вдоль всей восточной границы региона. Кроме этого, небольшие вытянутые в северном направлении, участки развития денадуционно-аккумулятивных равнин отмечаются на юге и юговостоке территории. Обстановки низменных аккумулятивных равнин преобладают на востоке, юге и в виде узкой полосы на западе. В центральной части региона и на западе развиты обстановки прибрежных равнин, временами заливавшихся морем, и лишь на севере, северо-востоке отмечаются две вытянутые области, в которых чередуются во времени обстановки мелководного шельфа, заливов и лагун. На палеогеографической схеме зимнего горизонта, предложенной Ф.Г Гурари с соавторами (Геологическое строение..., 2005), на северо-западе, юго-западе и востоке региона выделяются участки суши (см. рис. 2.16в). На юге и юго-востоке региона преобладают аллювиальные равнины, чередующиеся с озерно-болотистыми равнинами, а в центре и северо-востоке - прибрежно-морские равнины с неустойчивой береговой линией и дельты. Лишь на севере и западе обособляется область мелководного шельфа. Автором

не

проводилось

специальных

седиментологических

исследований

отложений геттанг-синемгорского регионального резервуара. Однако приведенная выше карта вещественного состава зимнего проницаемого комплекса косвенно позволяет оценить палеогеографическую обстановку существовавшей в момент формирования этих отложений

(см. рис. 2.40). Эти

данные

больше

согласуются

с точкой

зрения

И.И. Нестерова и его соавторов. В геттанг-синемюрское время на рассматриваемой части Западно-Сибирского мегабассейна

наиболее

интенсивно

накапливался

гравийно-песчанный

материал,

привносимый с южной и восточной областей сноса, а несколько меньше - с западной, Приуральской. Это обстоятельство в значительной мере предопределило распределение на её территории палеогеографических областей.

146 Возвышенные

равнины

располагались

на

западе

региона,

в

пределах

Комсомольского выступа фундамента и в виде небольших полос на юго-востоке и северовостоке. Вытянутая область обширной денудационно-аккмулятивной равнины, по которой с юга происходило наиболее активное поступление грубообломочного галечного и гравийного материала, простиралась в виде полосы субмеридиональной ориентировки от Иохтурской до Уренгойской площадей (литологическая область П2АЛ3-4ГЛ3-5ГРО4.5). На востоке региона также располагалась аллювиальная равнина (литологическая область П2Алз-4Глз-5ГрОб),

алевритово-песчано-гравийный материал на которую поступал

с

Предъенисейской возвышенной равнины. На западе и в центральной части региона существовали

низменные

аккумулятивные

равнины

(литологические

область

ПзАлз -5ГЛ3 -5ГРО4-5), а на крайнем его юго-западе - низменные озерно-болотистые аллювиальные равнины (литологическая область ПзАлзГлз-бГрОб). В северной части региона низменные аккумулятивные

равнины сменяются прибрежными равнинами

временами заливавшихся морем (литологическая область ПзАлзГлз-5ГрОб) (см. рис. 2.40). Емкостная модель проницаемого комплекса геттанг-синемюрского резервуара, как и выше описанных, разработана на базе аналитических данных фильтрационноёмкостных свойств песчаных пластов, интерпретации материалов ГИС, результатов выявленной закономерности их изменений в зависимости от глубины залегания пород и анализа зависимости между толщинами и содержащихся в них коллекторов (рис. 2.39Б). Согласно

выполненным

исследованиям

в

песчаных

пластах

проницаемого

комплекса, в зависимости глубины их залегания, выделяются два типа коллекторов: предполагаемый гранулярный (поровый) и возможно преимущественно трещинный. Второй тип коллекторов прогнозируется на больших глубинах залегания пород, свыше 4,5 км. Отмеченные условия их залегания прогнозируются на большую часть региона практически на всей территории севера и частично в центральной части региона (Большехетская

мегасинеклиза,

Верхнетанловская

мегавпадина,

Среднепурский

наклонный мегапрогиб), а также в пределах наиболее погруженных участков крупных отрицательных структур (рис. 2.41). На остальной, преимущественно южной части рассматриваемого региона, прогнозируется развитие гранулярных коллекторов. Ниже приведена их характеристика. Породы-коллекторы этого типа развиты в юго-западной, южной и восточной частях исследуемого региона. Толщина их колеблется от нескольких до 45 м (см. рис. 2.41). Изменения значений толщин пород коллекторов по площади в целом совпадают с распределением толщин песчаников. Наибольшие их толщины (20-35 м) прогнозируются на двух участках. Первый из них, наиболее значительный по площади, простирается от

147

EZZli Ш\2

И

Q5

с

Рис. 2.41. Карта толщин пород-коллекторов зимнего проницаемого комплек< Условные обозначения: 1-7 - границы: 1 -административные, 2 - исследуемого региона, 3 пояса,6 - надпорядковых структур и структур 0 порядка; 7 - структур I порядка; 8 - скважины; 9 странения проницаемого комплекса глубже 4500 м, 11 -тер

Тектонические элементы Положительные: Надпорядковые и 0 порядка А - Мессояхсая налонная гряда Структуры I порядка I - Ярудейский мегавыстун II - Медвежье-Нумгинский наклонный мегавал III - Часельский наклонный мегавал IV - Северный свод Отрицательные: Надпорядковые и 0 порядка А - Большехетская мегасинеклиза В - Надымская гемисинеклиза С - Среднепурский наклонный мегажелоб Структуры I порядка: I - Северо-Тазовская мегавнадина II Нерутинская мегавпадина III - Тазовский структурный мегазалив IV - Верхнетанловская мегавпадина V - Среднепурский наклонный мегапрогиб VI - Пякупурско-Ампутинский наклонный мегапрогиб Промежуточные структуры: Надпорядковые и 0 порядка А - Зауральская мегамоноклиза В - Красноленинская мегамоноклиза С - Предъенисейская мегамоноклиза D - Южно-Надымская мегамоноклиза Структуры I порядка: I - Долганская мезомоноклиналь II - Восточно-Тазовская мезомоноклиналь III - Восточно-Пурская мегамоноклиналь IV - Красноселькуиская моноклиза V - Северо-Часельская седловина

3

с; О

< 3

3'

^ч

ЕЗ*

10

11

а геттанг-синемюрского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья нефтегазоносной провинции; 4-распространения резервуара, 5 - Внутренней области и Внешнего . изопахиты; 10-11 прогнозируемые зоны развития трещинных коллекторов; 10 - территории распро)ИТории распространения проницаемого комплекса глубже 5000 м

148 южного окончания Среднепурского наклонного мегажелоба до северной части ВосточноПурской мегамоноклинали. Второй расположен на юго-западе региона (южная часть Пякупуро-Ампутинского наклонного мегапрогиба). Минимальные толщины коллекторов (до 10 м) наиболее широко развиты вдоль линий выклинивания проницаемого комплекса на западе и востоке и вокруг Комсомольского выступа фундамента. На остальной рассматриваемой территории развития гранулярных коллекторов толщины их обычно варьируют от 10 до 20 м. Фильтрационно-ёмкостные свойства пород-коллекторов проницаемого комплекса характеризуются следующими показателями (рис. 2.42). Открытая пористость их меняется 3

2

от 8 до 18 %, межзерновая проницаемость - от 0,01 до 62x10 мкм . Наиболее часто первый параметр равен 8-11%, реже - 12-14%, и относительно редко - 15-18%. Проница­ емость коллекторов в основном характеризуется значениями от 0,01 до 0,1 х10"3 мкм 2 , реже 0,1 до

1х10"3 мкм 2 и совсем редко - от

1 до

IOXIOVKM 2 .

Распределение

фильтрационно-ёмкостных свойств песчаников геттанг-синемюрского резервуара изучены в интервале глубин 3500-5750 м (рис. 2.43). Значения средней пористости вниз по разрезу изменяются от 11,2% до 7,5%. Максимальные их показания - 11,2% отмечаются в верхнем интервале (3500-3750 м). В интервалах глубин 4000-4250, 4250-4500 и 4750-5000 м средняя пористость несколько выше 10%. В интервалах 3750-4000, 4500-4750 и глубже '

5000 м значения средней пористости менее 10%, а минимальные их параметры (7,5%) наблюдаются в интервале 5500-5750 м.. Максимальные значения средней проницаехмости фиксируются в тех же интервалах - 3500-3750 м (0,59 х10 3 мкм 2 ), 4000-4250 м (0.48 хЮ' 3 мкм 2 )

и 4750-5000

проницаемость

(0.45

менее

хЮ"3

0,15x10"

мкм"). Во

всех

остальных

мкм". Зависимости

между

интервалах значениями

средняя открытой

пористости и проницаемости практически нет (рис. 2.44). В

целом

породы-коллекторы

проницаемого

комплекса

характеризуются

пониженной пористостью и низкой проницаемостью. Качество проницаемого комплекса геттанг-синемюрского резервуара, согласно принятой методике (см. раздел 2.2.3), оценивалось наиболее важным показателем толщиной коллектора. В зависимости от его значений на исследуемой территории выделяются земли высокого, среднего и пониженного качества (рис.2.45). Земли высокого качества имеют ограниченное распространение на исследуемой *«

территории. Они прогнозируются на трех участках. Наибольший из них охватывает северные

части

Среднепурского

наклонного

мегажелоба,

Восточно-Пурской

мегамоноклинали и южное окончание Часельского наклонного мегаватт. Второй участок прогнозируется на юге-западе региона (южная часть

Пякупурско-Ампутинского

149

Открытая пористость, (%) п=344

%

10

12

14

16

18

20

22 з

Межзерновая проницаемость, 1*103 мкм" п=350

%

0,01-0,1

0,1-1,0

1-10

10-100 100-1000

Рис. 2.42. Графики распределения открытой пористости (А) и проницаемости (Б) пород-коллекторов геттанг-синемюрского регионального резервуара Открытая пористость, (%) 0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

3500-3750 *£, 4000-4250

Е 15 4500-4750 аз о. 5000-5250 CD

5500-5750

Межзерновая проницаемость, 1*10"3 мкм2 0

0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9

1

^ 3500-3750 х *0 4000-4250

Е Z 4500-4750 с; CD

g. 5000-5250 CD 1-


Рис. 2.43. Графики зависимости средних значений открытой пористости (А) и проницаемости (Б) песчаников от глубины их залегания геттангсинемюрского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья

1,50

1,25

1,00

0,75

0,5

y=1E-05x3,7471 0,3 0,2

R=0, 0,1

>•>»*••• »*•*•!*

0

7,0

8,0

9,0

10,0

11,0-

12,0

13,0

14,0

15,0

Открытая пористость, % Рис. 2.44. График зависимости между пористостью и проницаемостью песчаников геттанг-синемюрского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья

151

EZHi И 2 0 з

Q4

Q

5

Рис. 2.45. Карта оценки качества зимнего проницаемого комплекса гетт Условные обозначения: 1-7 - границы: 1 -административные, 2 - исследуемого региона, 3 - н пояса,6 - надпорядковых структур и структур 0 порядка; 7 - структур I порядка; 8 - скважинь 11 - пониженного; 12 - области отсутствия проницаемого комплекса

Тектонические элементы Положительные: Надпорядковые и 0 порядка Л - Мессояхсая налонная гряда Структуры I порядка I - Ярудейский мегавыступ II - Медвежье-Нумгинский наклонный мегавал III - Часельский наклонный мегавал IV - Северный свод Отрицательные: Надпорядковые и 0 порядка А - Большехетская мегасинеклиза В - Надымская гемисинеклиза С - Среднепурский наклонный мегажелоб Структуры I порядка: I - Северо-Тазовская мегавпадина II - Нерутинская мегавпадина III - Тазовский структурный мегазалив IV - Верхнетанловская мегавпадина V - Среднепурский наклонный мегапрогиб VI - Пякуиурско-Ампутинский наклонный мегапрогиб Промежуточные структуры: Надпорядковые и 0 порядка А - Зауральская мегамоноклиза В - Красноленинская мегамоноклиза С - Предъенисейская мегамоноклиза D - Южно-Надымская мегамоноклиза Структуры I порядка: I - Долганская мезомоноклиналь II - Восточно-Тазовская мезомоноклиналь III - Восточно-Пурская мегамоноклиналь IV - Красноселькупская моноклиза V - Северо-Часельская седловина

Н? Be П 9

Ою Он

П 12

г-синемюрского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья 'тегазоносной провинции; 4-распространения резервуара, 5 - Внутренней области и Внешнего -11 - области различного качества проницаемого комплекса: 9 - высокого, 10 - среднего,

Г

152 наклонного мегапрогиба), а третий (весьма ограниченный по площади) - на севере Часельского наклонного мегавала. Земли среднего качества резервуара в основном ограничивают вышеотмеченные территории. Они развиты на трех различных по площади участках. Первый, наиболее обширный из них, расположен в восточной части региона, где включает Часельский наклонный мегавал, северные части Среднепурского наклонного мегажелоба

и Восточно-Пурской

мегамоноклинали, восточную

и южные

части

соответственно Красноселькупской моноклизы и Тазовского структурного мегазалива. Второй существенно меньший по площади участок расположен в юго-западной части рассматриваемой территории (западная часть Южно-Надымской мегамоноклизы). И третий, весьма ограниченный по площади, приурочен к Долганской мезомоноклинале. Земли низкого качества проницаемого комплекса прогнозируются на остальной большей части региона. Наиболее широко они развиты в его северной части, где глубина залегания проницаемого комплекса составляет более 4,5 км. Левпнский флюидоупор Левинский

флюидоупор

геттанг-синемюрского

резервуара

(нижняя

часть

верхнеплинсбахского подъяруса, левинский горизонт) представлен преимущественно глинистыми отложениями ягельной свиты и её возрастных аналогов (левинская свита) (см. рис. 1.7.). Распространен флюидоупор на значительной территории НадымТазовского междуречья. Отсутствует он в западной, северо-восточной, юго-восточной его частях и на Комсомольском выступе фундамента (рис. 2.46.). Толщина флюидоупора изменяется от 20 до 140 м, наиболее часто от 40 до 100 м. Максимальные её значения (более

120 м) прогнозируются

в Северо-Тазовской

мегавпадине и прилегающих к ней участках. По направлению к югу отмечается постепенно снижение толщин до 80 м (центральные и южные районы Большехетской синеклизы, Тазовский структурный

мегазалив, северная часть Красноселькупской

моноклизы). В восточном и западном направлениях уменьшение её значений происходит более резко. На северо-западе региона толщины флюидоупора составляют 30 - 60 м (западная часть Большехетской синеклизы). На юге территории толщина флюидоупора обычно не превышает 40 - 60 м, возрастая до 80 - 100 м в центральной части Среднепурского наклонного мегажелоба и уменьшаясь до 10-20 м вблизи Комсомольского выступа фундамента. На востоке региона наиболее часто фиксируются значения толщин флюидоупора

60-80 м, а в направлении выклинивания отложений

отмечается

значительные уменьшение их значений. В целом, толщина флюидоупора почти на всей рассматриваемой территории изменяется в пределах, обычно свойственных экранам высокого и среднего качества.

153 Разрез флюидоупора

представлен

аргиллитами и глинистыми

серыми, темно-серыми, иногда до чёрных, с прослоями серых

алевролитами

крупнозернистых

алевролитов и мелкозернистых песчаников. Породы массивные, тонкогоризонтальноволнисто- и волнистолинзовиднослоистые,

участками

сидеритезированные

и

кальцитизированные. Отмечены уровни углистых пород, с обильным унифицированным растительным детритом, а также слои, содержащие остатки морской фауны и пирита. Минералогический состав аргиллитов обычно трехкомпонентный: большую часть (5075%) составляет слюда с примесью иллит/смектита, меньшую каолинит (20-30%) и хлорит (10 - 20%). На юге региона (Западно-Новогодняя скв. 210) состав аргиллитов несколько иной. В нижней части разреза они представлены каолинитом - 60%, слюдой с примесью иллит/смектита - 25-30% и хлоритом - 10-15%. В северных разрезах возрастает роль иллит/смектитовой составляющей. Каолинит и хлорит присутствуют примерно в равных отношениях. Минералы монтмориллонитовой группы отсутствуют полностью,

что

ухудшает экранирующие свойства флюидоупора (Геолого-геохимическое..., Кн. 3, 1998, ф.;Шеминидр., 2001). Экранирующие

свойства

флюидоупора

в

значительной

мере

зависят

от

процентного содержания в нём песчаных и алевритовых прослоев. Чем более песчанистый разрез флюидоупора, тем более низкое его качество. Содержание песчаников в разрезах флюидоупора колеблются от долей до 40-50%. Встречаются они как в виде тонких миллиметровых прослоев, так и в виде слоев толщиной 60-70 см. Песчаники, как правило, алевритистые и глинистые, тонкозернистые, имеющие низкие коллекторские свойства. В зависимости от процентного содержания песчаников выделяется пять литологических типов разрезов флюидоупора (рис. 2.46.). Флюидоупор распространен

в

первого типа, в которых восточной

части

содержание

рассматриваемого

песчаников менее

региона,

где

он

в

5%, виде

субмеридиально-ориентированной полосы протягивается с севера на юг, от южной части Мессояхской наклонной гряды до контура распространения на исследуемой территории Среднепурского наклонного желоба (см. рис. 2.46). Флюидоупоры второго лито логического типа (содержание песчаника от 5 до 10%) развиты в виде трех узких субмеридиональных полос. Одна из них протягивается вдоль западного контура выклинивания флюидоупора. Вторая и третья полосы огибают с запада и востока зону распространения первого типа разреза флюидоупора. Зоны

развития

третьего

литологического

типа

флюидоупора

(содержание

песчаника от 10 до 20%) также простираются в виде трех узких субмеридпональноориентированных полос. Первая протягивается через весь запад

рассматриваемой

154 70°

75'

EZb 0 2

Из

04

05

ЕЗб

ЕЗ?

08

Рис. 2.46. Карта качества левинского флюидоупора геттанг-сине! Составили: Hex; Условные обозначения: 1-7 границы: 1 -административные, 2 -исследуемого региона, 3 -распр» качества флюидоупора, 6 - изопахиты флюидоупора (м), 7 - изолинии содержания песчаников в надпорядковых и 0 порядка, 10-1 порядка; 11 - скважины; 12-15 - области разного качества флюи

ш

Тектонические элементы Положительные: Надпорядковые и 0 порядка А - Мессояхсая надежная гряда Структуры I порядка I - Ярудейский мегавыступ II - Медвежье-Нумгинский наклонный мегавал III - Часельский наклонный мегавал IV - Северный свод Отрицательные: Надпорядковые и 0 порядка А - Большехетская мегасинеклиза В - Надымская гемисинеклиза С - Среднепурский наклонный мегажелоб Структуры I порядка: I - Северо-Тазовская мегавпадина II - Нерутинская мегавпадина III - Тазовский структурный мегазалив IV - Верхнетанловская мегавпадина V - Среднепурский наклонный мегапрогиб VI - Пякупурско-Амиутинский наклонный мегапрогиб Промежуточные структуры: Надпорядковые и 0 порядка А - Зауральская мегамоноклиза В - Красноленинская мегамоноклиза С - Предъенисейская мегамоноклиза D - Южно-Надымская мегамоноклиза Структуры I порядка: I - Долганская мезомоноклиналь II - Восточно-Тазовская мезомоноклиналь III - Восточно-Пурская мегамоноклиналь IV - Красноселькупская моноклиза V - Северо-Часельская седловина

23 9 Н ю [

11

12

13

14

15

16

иорского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья ев А.Ю., Шемин ГГ. странение юрского комплекса, 4 -распространение регионального резервуара, 5 - областей разного пюидоупоре (%), 8-10 - контуры тектонических элементов: 8 - Внешнего пояса и Внутренней области, 9 упора: 12-высокого, 13-среднего, 14-пониженного, 15-низкого; 16 - области отсутствия резервуара.

155 территории от центральной части Большехетской мегасинеклизы до Южно-Надымской мегамоноклизы. Вторая зона, проходящая через центральную часть региона, также начинается в Большехетской мегасинеклизе и простирается на юг до восточной части Южно-Надымской мегамоноклизы. И третья (восточная) начинается в Долганской мезомоноклинали, а затем простирается на юг вдоль западного края Красноселькупской моноклизы. Повышенное содержание псаммитового материала в разрезе флюидоупора (от 20 до 50%) отмечается в двух обширных зонах. Одна из них находится в центральной части исследуемой

территории, охватывая

Центрально-Уренгойский

мезовал,

южную большую

часть

Большехетской

часть

мегасинеклизы,

Среднепурского

наклонного

мегапрогиба и окаймляя Комсомольский выступ фундамента. В большей части этой зоны развит пятый литологический тип флюидоупора (содержание песчаников от 30 до 50%) и лишь в пределах западного и южного обрамления Комсомольского выступа фундамента и в южной

части

Большехетской

мегасинеклизы - четвертый

литологический

тип

(содержание песчаника от 20 до 30%). Вторая обширная зона с повышенным содержанием песчаников в флюидоупоре (четвертый и пятый лито логические типы) расположена на юго-востоке региона. Она простирается в виде расширяющейся с северо-востока на югозапад

полосы,

охватывая

Предъенисейскую

мегамоноклизу

и

большую

часть

Красноселькупской моноклизы. Приведенные выше данные свидетельствует о значительном опесчанивании разреза флюидоупора геттанг-синемюрского резервуара на огромной территории НадымТазовского междуречья, что существенно снизило его экранирующие свойства. Качество левинского флюидоупора в пределах Надым-Тазовского

междуречья

оценено на основание приведенных выше материалов. Они позволяют выделить зоны различного его качества - от низкого до высокого. Их распределение по площади почти совпадает с выше приведенной зональностью литологических типов флюидоупора, поскольку в основном этот фактор определяет его качество. Земли с высоким качеством флюидоупора находятся в восточной половине рассматриваемого

региона, где

простираются

в виде

полосы

субмеридиональной

ориентировки от Мессояхской наклонной гряды до южной части Среднепуровского наклонного мегажелоба.

Она полностью

совпадает

с контурами

распространения

флюидоупора первого типа разреза (см. рис. 2.46). Земли со средним качеством экрана отмечаются в двух крупных зонах. Первая из которых расположена в западной и в центральной частях региона, а вторая - на его

t

156 востоке региона. Соответствуют они районам развития флюидоупора как второго, так и третьего литологического типа. Земли с пониженным качеством флюидоупора прогнозируется в центральной, югозападной и восточной частях региона, в зонах развития второго, третьего и чегвертого литологического типов разреза. В первом районе они охватывают южную

часть

Болынехетской мегасинеклизы, Центрально-Уренгойского

часть

мезовал,

большую

Среднепурского наклонного мегапрогиба и узкую полосу вокруг Комсомольского выступа фундамента. На юго-западе они прогнозируются в центральной части Южно-Надымской мегамоноклизы. На востоке территории земли с пониженным качеством флюидоупора протягиваются в виде узкой субмеридиональной полосы от Долганской мезомоноклинали на севере, расширяясь в южном направлении в пределах Красноселькупской моноклизы и далее сужаясь на юге. Земли с низким качеством флюидоупора полностью отвечают зонам развития пятого типа разреза и частично четвертого

и третьего

типа там, где толщины

флюидоупора пониженные и низкие. Они прогнозируются на двух участках. Первый из них находится в центральной части региона (вокруг Комсомольского выступа фундамента и в пределах западного борта Среднепурского наклонного мегапрогиба), второй - на востоке, где протягивается в виде полосы вдоль контура выклинивания резервуара. Выделенные обширные земли пониженного и низкого качества флюидоупора, наиболее вероятно, являются литологическими окнами для вертикальной миграции флюидов из геттанг-синемюрского резервуара в вышележащие отложения нижней юры. В заключение следует отметить, что лишь на севере, северо-востоке и востоке Надым-Тазовского

междуречья

флюидоупор

обладает

достаточно

высокими

экранирующими свойствами. Оценка качества геттанг-синемюрского резервуара в целом Оценка качества геттанг-синемюрского резервуара в целом осуществлена на базе оценок

его

составных

частей,

зимнего

проницаемого

комплекса

и

левинского

флюидоупора в соответствие с тем же подходом, что были оценены предыдущие резервуары (см. раздел 2.2.3, табл. 2.4). Геттанг-синемюрский резервуар в Надым-Тазовском междуречье характеризуется различным качеством: высоким, среднем, пониженным и низким (рис. 2.47). Земли с высоким качеством резервуара имеют ограниченное распространение на рассматриваемой территории и развиты на трех ограниченных по площади участках. Первый, наиболее крупный

из

них,

расположен

на

юге

региона,

в

пределах

Восточно-Пурской

мегамоноклинали и прилегающих к ней площадей Часельского наклонного мегавала и

157

E3i

B2

Из

04

E3s

Qe

Рис. 2.47. Карта оценки качества геттанг-синемюрског Условные обозначения: 1-7 - границы: 1 -административные, 2 - исследуемого региона, G пояса,6 - надпорядковых структур и структур 0 порядка; 7 - структур I порядка; 8 -11 - о 12 - области отсутствия резервуара

85"

Тектонические элементы Положительные: Надпорядковые и 0 порядка 4 - Мессояхсая налонная гряда Структуры I порядка I - Ярудейский мегавыступ II - Медвежье-Нумгинский наклонный мегавал III - Часельский наклонный мегавал IV - Северный свод Отрицательные: Надпорядковые и 0 порядка А - Большехетская мегасинеклиза В - Надымская гемисинеклиза С- Среднеиурский наклонный мегажелоб Структуры I порядка: I - Северо-Тазовская мегавпадина II - Нерутинская мегавпадина III - Тазовский структурный мегазалив IV - Верхнетанловская мегавпадина V - Среднеиурский наклонный мегапрогиб VI - Пякупурско-Ампутинский наклонный мегапрогиб Промежуточные структуры: Надпорядковые и 0 порядка А - Зауральская мегамоноклиза В - Красноленинская мегамоноклиза С - Предъенисейская мегамоноклиза D - Южно-Надымская мегамоноклиза Структуры I порядка: I - Долганская мезомоноклиналь II - Восточно-Тазовская мезомоноклиналь III - Восточно-Пурская Mei амоноклиналь IV - Красноселькупская моноклиза V - Северо-Часельская седловина

ESh О в С

10

11

12

• регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья р нефтегазоносной провинции; 4-распространения резервуара, 5 - Внутренней области и Внешнего пасти различного качества резервуара: 8 - высокого, 9 - среднего, 10 - пониженного, 11 - низкого;

158 Среднепурского наклонного мегажелоба. Второй находится на юго-западе, в пределах Пякупурско-Ампутинского наклонного мегапрогиба. Третий участок высокого качества резервуара расположен в центральной части Часельского наклонного мегавала. Земли со средним качеством резервуара распространены несколько шире, ограничивая выше отмеченные участки. Наиболее обширная зона их распространения протягивается в субмеридиональном направлении от Среднепурского наклонного мегажелоба до севера Часельского наклонного мегавала, окаймляя зоны с высоким качеством резервуара. Вторая зона земель среднего качества резервуара находится на юго-западе региона, в пределах Южно-Надымской мегамоноклизы, а третья - на северо-востоке, занимая восточную половину Долганской мезомоноклипали. Земли низкого качества отмечаются на востоке региона, где они узкой полосой простираются вдоль контура выклинивания резервуара, а также ограничивают Комсомольский выступ фундамента. Остальную, большую часть рассматриваемой территории занимают земли с пониженным качеством резервуара. В основном они развиты в северной и восточной частях региона. Выводы Таким

образом,

геттанг-синемюрский

региональный

резервуар

широко

распространен в Надьтм-Тазовском междуречье. Толщина его изменяется от 50 до 440 м, а глубина залегания - от минус 2400 до минус 6200 м. Максимальные их значения отмечаются в северной части региона, в западном, южном и восточном направлениях они относительно постепенно уменьшаются. Литологический состав резервуара, как по разрезу, так и по площади весьма разнообразен. Содержание песчаников изменяется от 15 до 70 %. Наиболее опесчанен разрез в южной и восточной частях

исследуемой

территории. В северном направлении содержание песчаников в резервуаре сокращается до минимальных показателей. Проницаемый комплекс резервуара сложен чередующимися

песчаниками И

алевролитами с прослоями галечных конгломератов, гравелитов и углисто-глинистых пород береговой свиты. Для отложений проницаемого комплекса характерная большая латеральная изменчивость и выделяются только локально-развитые и зонально-развитые песчаные пласты. Обломочный материал их имеет полуокатанные и угловатые формы. О н характеризуется плохой и средней степенью сортированности. По составу песчаншсй относятся к кварцево-граувакковым, граувакково-кварцевым, реже к полевошпатовограувакково-кварцевым.

Состав

цемента

их

глинистый,

карбонатный,

глинисто-

карбонатный и иногда наблюдаются практически безцементное сочленение обломков. Толщина проницаемого комплекса изменяется от нескольких до 300 м, толщшта содержащихся в нем песчаников - от нескольких до 180 м. Распределение их значений п о

159 площади региона сходно с распределением толщин резервуара в целом. Наибольшие их значения отмечаются в северной части региона и юге, а наименьшие - на северо-западе и северо-востоке. Толщины проницаемого комплекса в значительной мере определяют толщины песчаников, а вот глубина залегания последних практически не влияет. Условия представляются

формирования

отложений

проницаемого

комплекса

по-разному. По мнению автора, в исследуемый

резервуара

регион наиболее

интенсивно поступал гравийно-алевритово-песчаный материал с южной и восточной областей сноса, а значительно меньше - с западной Приуральской. Это обстоятельство, в значительной мере, предопределило

распределение на его территории следующих

выделенных палеогеографических областей осадконакопления: возвышенных равнин, денудационно-аккмулятивных,

аллювиальных

равнин,

низменных

аккумулятивных

равнин и равнин прибрежных, временами заливаемые морем. Последние отмечаются только на севере региона. В песчаных пластах проницаемого комплекса выделяются два типа коллекторов: поровый

(гранулярный)

и

возможно

преимущественно

трещинный.

Второй

тип

прогнозируется в северной части региона на глубинах свыше 4.5 км. На остальной преимущественно

южной

его

территории

развит

гранулярный

тип

коллекторов,

характеристики которого приведены ниже. Коллектора гранулярного типа развиты в юго-западной, южной и восточной частях рассматриваемого региона. Толщина их изменяется от нескольких до 35 м, наиболее часто от 10 до 20 м. Изменения ее значений по площади региона в целом подобно распределению толщин песчаников. Открытая пористость их изменяется от 8 до 18 %, межзерновая проницаемость - от 0.01 до 62х10'3 мкм 2 . Отмечается уменьшения их значений сверху вниз по разрезу. В целом гранулярные коллекторы проницаемого комплекса характеризуются низкой пористостью и низкой проницаемостью. Качество

проницаемого

комплекса на

исследуемой

территории

различное:

высокое, среднее, пониженное. Земли с высоким качеством развиты лишь в виде отдельных участков в центральной и южной частях региона. Земли среднего качества прогнозируются на юге, юго-западе, юго-востоке и северо-востоке территории. На остальной

большей

части

региона

выделены

земли

с

пониженным

качеством

проницаемого комплекса. Флюидоупор резервуара представлен преимущественно глинистыми отложениями ягельной свиты и ее аналогами, которые широко распространены в Надым-Тазовском междуречье. Его толщина изменяется от 20 до 140 м, наиболее часто - от 40 до 100 м, т.е. соответствуют экранам высокого и среднего качества.

160 Разрез флюидоупора сложен аргиллитами, в разной степени алевритистыми с прослоями песчаников. Минералогический состав глин обычно трехкомпонентный: слюда (50-75 %), каолинит (20-30) и хлорит (15-20 %). Экранирующие свойства флюидоупора в значительной мере зависят от содержания песчаных

и алевролитовьгх

прослоев,

количество которых различное - от 5-7 до 50 %. В зависимости от содержания песчаников выделяются пять типов разрезов флюидоупоров, которые в виде полос преимущественно субмеридиональной ориентировки распространены на исследуемой территории. Качество флюидоупора в пределах рассматриваемого региона различное: высокое, среднее, пониженное и низкое. Земли с высоким качеством флюидоупора простираются в виде полосы с севера на юг. Земли со средним качеством флюидоупора прогнозируются на большей части территории, в виде двух крупных вытянутых с юга на север зон. Первая, протягивается через всю центральную

часть, охватывая зоны развития земель

с

пониженным и низким качеством, а вторая расположена на востоке и окаймляет земли с высоким качеством. Земли с пониженным и низким качеством распространены на остальной большей части региона. Геттанг-синемюрский

резервуар

в

целом

на

исследуемой

территории

характеризуется высоким, среднем, пониженным и низким качеством. Земли с высоким и среднем качеством резервуара имеют ограниченное распространение. Наиболее обширная зона их развития простирается от Часельского наклонного меговала до центральной части Восточио-Пурской мегамоноклинали. Более ограниченные участки этих земель выделены в северо-восточной и юго-западной частях региона. Земли с низким качеством резервуара распространены на трех ограниченных участках: вокруг Комсомольского

выступа

фундамента, на западе Среднепурского наклонного мегапрогиба и вдоль восточного контура выклинивания отложений резервуара. На остальной большей части региона распространены земли пониженного качества резервуара.

161 ГЛАВА 3. ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ РЕГИОНАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ НИЖНЕЙ ЮРЫ В настоящей главе рассмотрены критерии оценки перспектив нефтегазоносности, методика и результаты количественной оценки перспектив нефтегазоносности тоарского, плинсбахского, геттанг-синемюрского региональных резервуаров нижней юры НадымТазовского междуречья.

3.1. Критерии оценки перспектив нефтегазоносности резервуаров При оценке перспектив нефтегазоносности тоарского, плинсбахского и геттангсинемюрского региональных резервуаров исследуемого региона, несмотря на их слабую изученность сейсморазведкой и особенно бурением, использовался, в несколько сокращённом виде, весь комплекс

критериев: тектонический, литологическип,

геохимический и гидрогеологический. Тектонический критерий Тектонический критерий оценки перспектив нефтегазоносности

резервуаров

освещен в работах многих известных учёных: И.М. Губкина (1937); Ю.А. Косыгина (1952); И.С. Брода, Н.А. Ерёменко (1953); В.Е. Хаина (1954); А. Леворсена (1970) и др. Применительно к нефтегазоносным районам Западно-Сибирской НГП решение этой проблемы отражено в публикациях Н.Н. Ростовцева (1961), Ф.Г. Гурари и др. (1965), B.C. Бочкарёва (1996), СЮ. Беляева (2001). При оценке перспектив нефтегазоносности резервуаров нижней юры в качестве тектонического критерия использовались лишь наиболее изученные современные структурные планы. Другие тектонические показатели: интенсивность проявления разрывной тектоники, трещиноватости

пород, история

формирования структур и т.д., в связи с их низкой степенью изученности

не

рассматривались. Оценка

на

перспективы

нефтегазоносности тоарского, плинсбахского и геттанг-синемюрского

региональных

резервуаров

влияния

современных

осуществлялась

структурных

традиционным

способом.

планов Как

известно,

наиболее

благоприятными для накопления углеводородов (при прочих равных условиях), являются ловушки, расположенные в наиболее приподнятых участках крупных

и средних

положительных структур. В пределах исследуемого региона согласно прилагаемой «Тектонической карте юрского структурного яруса Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции» (см. рис. 2.6), к подобным структурам относятся: Северный свод; Медвежье-

f 162 Нумгинский наклонный мегавал; Ярудейский мегавыступ; Оликуминский, Тогульский, Центрально-Уренгойский,

Вынгапуровский,

Етыпуровский

мезовалы;

Северо-

Красноселькупский, Южно-Красноселькупский мезовыступы и Ортьягунский мезомыс. В наиболее приподнятых участках этих структур прогнозируются перспективные земли для аккумуляции углеводородов.

Склоны этих структур,

а также территория Северо-

Часельской седловины относятся к среднеперспективным землям. В них прогнозируются менее благоприятные условия для накопления углеводородов в ловушках. Борта

крупнейших

и

крупных

отрицательных

структур:

Большехетской

мегасинеклизы, Надымской гемисинеклизы, Среднепуровского наклонного мегажелоба, Тазовского структурного мегазалива и промежуточные структуры: Восточно-Тазовская мезомоноклиналь, Восточно-Пуровская мегамоноклиналь, Красноселькупская моноклиза соответствуют землям пониженных перспектив. К

низкоперспективным

землям

относятся

наиболее

прогнутые

части

отрицательных структур: Большехетской мегасинеклизы, Надымской гемисинеклизы, Среднепуровского

наклонного

мегажелоба

и

участки

области

Внешнего

пояса

геосинеклизы. В их пределах прогнозируются неблагоприятные структурные условия для аакумуляции углеводородов в ловушках. Лнтолого-фациальные критерии В качестве литолого-фациальных критериев оценки перспектив нефтегазоносности выделенных региональных резервуаров использовались качественные характеристики их составных частей (флюидоупоров и проницаемых комплексов) и резервуаров в целом. При оценке качества флюидоупоров и проницаемых комплексов резервуаров обычно используются следующие параметры: литологический и минеральный состав; строение; распределение их толщин, толщин песчаников и коллекторов; фильтрационно-емкостные свойства пород, степень их дислоцированности и другие. В пределах исследуемого региона резервуары нижней юры изучены крайне низко, поэтому при их оценке было использовано ограниченное число отмеченных параметров. При оценке качества флюидоупоров - литолого-минералогический состав, толщины, процент содержания прослоев песчаников и отчасти фильтрационно-емкостные свойства пород. При оценке качества проницаемых комплексов - толщины пород-коллекторов. Подробно используемая методика и результаты

оценки качества

рассматриваемых

резервуаров и их составных частей, экранов и проницаемых комплексов, приведены в предыдущей главе (раздел 2.2.3). Для каждого регионального резервуара нижней юры исследуемой территории построен следующий набор карт: прогноза качества флюидоупоров, толщин проницаемых

163 комплексов резервуаров, толщин песчаников, толщин пород-коллекторов, вещественного состава, прогноза качества проницаемого комплекса и прогноза качества всего резервуара в целом. На результирующих

картах оценки качества флюидоупоров, проницаемых

комплексов и резервуаров в целом выделены четыре категории земель: высокого, среднего, пониженного и низкого качества (см. рис. 2.22-2.24, 2.33-2.35, 2.45-2.47). Геохимические критерии Оценка влияния

геохимических критериев на перспективы нефтегазоносности

резервуаров нижней юры и фазовый состав углеводородов в залежах осуществлена на базе анализа

величины

нефтегазоматеринских

начального отложений

нефтегазогенерационного

PI степени

катагенеза

потенциала

содержащегося

в

них

органического вещества. Важное влияние на нефтегазогенерационный потенциал в глубокопогруженных нижнеюрских

отложениях

оказывает

степень

катагенетической

преобразованности

органического вещества, которая определяется по отражательной способности витринита. Согласно Н.В. Лопатину исходного

(1998) оптимальная степень катагенеза для

нефтегенерациошюго

потенциала

изменяется в

диапазоне

реализации величин

R°vt=0,60-0,80%. При этих условиях осуществляется массовая генерация нефти из нефтематеринских пород. Большинство исследователей полагают, что нижняя граница существования нефтяной фазы соответствует значению R° vt = 1.4% или зоне катагенеза МКз1 (Белоконь, 2004; Лопатин и др., 1997; Фомичев и др., 1995; Фомичев, Востриков, 2000; Фомин, Конторович, Красавчиков, 2001). Ниже этой границы породы находятся в главной зоне газообразования, в которой происходит формирование конденсата и «жирного» газа, а также осуществляется деструкция жидких углеводородов. Подробно катагенез органического вещества нижнеюрских отложений севера Западно-Сибирского мегабассейна рассмотрен в статье А.Н Фомина, А.Э. Конторовича и В.О. Красавчикова (2001). Согласно приведенной в этой публикации «Карте катагенеза базальных

горизонтов юры северных

районов Западно-Сибирского

мегабассейна»

нижнеюрские отложения на большей части рассматриваемой территории находятся в жестких термодинамических условиях, в зонах катагенеза МКо-АКз. На более поздней «Схематической карте катагенеза органического вещества в базальных горизонтах нижней и средней юры северных районов Западно-Сибирского мегабассейна» (Конторович и др., 2009) степень катагенеза нижнесреднеюрских отложений несколько уточнена (рис. 3.1). Согласно этой карте, на севере и в наиболее погруженных центральных и западных частях исследуемого

региона, степень катагенетического

преобразования пород

базальных

горизонтов юры максимальна (градации АК2-АК3, R°vt>2%). В западных и южных его

164

E3i

02

E

Рис. 3.1. Фрагмент "Схематической карты катагенеза органического вещества в базг мегабассеина" (Конт< Условные обозначения: 1-3 - границы: 1 -административные, 2 - исследуем<

164

ЕШЬ Q 2 E

Рис. 3.1. Фрагмент "Схематической карты катагенеза органического вещества в баз< мегабассейна" (Конт< Условные обозначения: 1-3 - границы: 1 -административные, 2 - исследуемс

165 частях степень катагенетического преобразования отложений ниже ( МКз - МКз", 2.0% > R°vt > 1,15%). На юго-западе, юго-востоке и востоке региона катагенез ОВ в основании нижнеюрских отложений соответствует градации МК1-МК2 (1,15% > R° v t > 0,5%). На основе этой карты, с учетом глубины залегания отложений, оценена степень катагенеза

ОВ

тоарского,

плинсбахского

и

геттанг-синемюрского

региональных

резервуаров. По степени катагенеза органического вещества выделяются четыре категории земель с разным фазовым составом углеводородов в этих резервуарах (Шемин и др., 2001). 1. Земли, в пределах

которых степень катагенеза органического

вещества

нефтематеринских отложений допускает сохранение залежей нефти (МК^-МКз). 2. Земли, в пределах

которых

степень катагенеза органического

вещества

нефтематеринских отложений допускает сохранение залежей нефти и конденсатного газа (МК з1). 3. Земли, в пределах которых нефтематеринские отложения находятся в зоне активной газогенерации. На них палеогеотермические условия допускают сохранение залежей конденсатного газа и сухого метанового газа (МКз'-АЬч). 4. Земли, в пределах

которых органическое вещество находится на этапах

апокатагенеза, и палеогеотермические условия допускают сохранение сухого метанового газа. Распределение земель этих категорий для тоарского, плинсбахского и геттангсинемюрского региональных резервуаров приведено на рис. 3.2. Для тоарского резервуара характерно широкое распространение земель категории, охватывающих

южную, восточную и западную части

1-й

рассматриваемого

региона. В их пределах возможно сохранение залежей нефти. В северной и центральной его частях развиты земли 3-й категории, в которых нефтематеринские отложения находятся в зоне активной газогенерации. На них палеогеотермические

условия

допускают сохранение залежей конденсатного газа и сухого метанового газа. Земли 2-й категории,

в

пределах

которых

степень

катагенеза

органического

вещества

нефтематеринских отложений допускает сохранение залежей нефти и конденсатного газа, имеют весьма ограниченное распространение. Они развиты в виде узкой полосы, разделяющей выше описанные земли. Для плинсбахского регионального резервуара площадь земель, где возможно сохранение залежей нефти, а также нефти и конденсатного газа, по - существу, сохранила свои очертания. Что касается земель 3-й категории, то их площадь сократилась за счёт

166

в

Рис. 3.2. Схема прогноза фазового состава углеводородов в залежах тоарского (А), плинсбахского (Б) и геттанг-синемюрского (В) региональных резервуаров Надым-Тазовского междуречья. Редактор А.Э. Конторович, зам. редактора А.Н.Фомин (Критерии и оценка..., 2001) 1-4 - земли, в пределах которых палеогеоргафические условия допускают сохранение залежей: 1 - нефти (R°vt - 0,50-1,15%), 2 - нефти и конденсатного газа (R°vt -1,15-1,30%), 3 - конденсатного и сухого метанового газа (R°vt -1,302,50%), 4 сухого метанового газа (R°vt >2,50%). Примечание: R°vt - отражательная способность витринита.

167 присутствия на крайнем севере региона земель, в которых палеогеотермические условия допускают сохранение только сухого газа (см. рис. 3.2. Б). Для широкое

отложений

геттанг-синемюрского

распространение

земель,

где

регионального

возможно

резервуара

сохранение

характерно

только

залежей

конденсатного газа и сухого метанового газа. На севере, а также локально в центральной части региона, на наиболее погруженных участках распространены земли, где возможно сохранение только сухого метанового газа. Земли, где возможно сохранение залежей нефти, сохраняются только на юго-западе и юго-востоке. Существует несколько точек зрения на то, какие разности пород нижнеюрских отложений

можно

считать

нефтегазоматеринскими.

Теоретически,

нефтегазомате-

ринскими могут считаться породы с концентрацией С о р г >0,1 % (Баженова и др., 2000). Однако это касается только

пород, содержащих

сапропелевое

сапропелевое ОВ. В глинистых и в глинисто-алевролитовых смешанное ОВ,

или

породах,

существенно содержащих

за нижний предел концентрации С о р г нефтематеринских

принимается значение

>

0,2%.

Так, по

мнению Н.В

Лопатина

и др.

пород (1998),

нефтематеринскими могут считаться только породы с содержанием С о р г >2%. В нижнеюрских отложениях

севера Западной Сибири по данным разных

исследователей содержание С о р г колеблется в аргиллитах от 0,1 до 9 %, а в песчаниках и алевролитах - от 0,02

до 2% (Бостриков, Фомичев, 1991; Фрик, Горбачева, Белоконь,

1994; Нефтегазоносные..., 1994; Лопатин и др., 1997; Лопатин, Емец, 1998; Фомичев, Бостриков, 2000; Геологическое строение..., 2005). По материалам лаборатории геохимии нефти и газа ИНГГ СО РАН в аргиллитах тоарского, плинсбахского и геттангсинемюрского

региональных

резервуаров

исследуемого

региона

содержание

Сорг

изменяется от долей до 10 %, а в единичных случаях - до 20%. Обычно же его содержание варьирует от 0,2 до 2,5 %. Приведённые материалы

позволяют автору относить к

нефтегазоматеринским породам аргиллиты всего нижнеюрского комплекса. Органическое

вещество

в

нижнеюрских

отложениях

Надым-Тазовского

междуречья, как правило, смешанное - сапропелевое и гумусовое. Доля сапропелевого вещества в проницаемых комплексах и флюидоупорах различная. В аргиллитах зимнего, шараповского и надояхского проницаемых комплексов она незначительна (до 10 %), а в глинистых породах левинского, китербютского и лайдинского флюидоупоров возрастает до 50% и более. Для оценки перспектив нефтегазоносности нижнеюрских отложений важен анализ масштабов генерации как суммарных углеводородов, так и отдельно жидких УВ и газа. Существуют разные оценки масштабов генерации. В частности

О.И. Бостриков и

168 А.С. Фомичев (1999) считают, что в настоящее время в нижнесреднеюрских отложениях Западно-Сибирской НГП сосредоточено около 77 трлн. т ОВ, из которых 43 трлн. т составляют РОВ и 34 трлн. т КОВ. На начало катагенеза их массы оцениваются в 62 трлн. т и 46 трлн. т соответственно. По их данным масштабы эмиграции жидких УВ на рассматриваемой территории составляли более 2,5 млн. т/км", а наибольшие плотности эмигрировавших

жидких

Нижнепуровскому генерированного

углеводородов

прогибу, УВГ,

(до

Болыыехетской

по их

10-25 и

оценке, также

1 млрд. м3/км2. Максимальные плотности

т/км2)

млн.

Танловской значительны

(свыше

приурочены

впадинам.

к

Масштабы

и составляют

свыше

5 млрд. м3/км2) приурочены к

Нижнепуровскому мегапрогибу и Болыпехетской впадине. По данным А.С. Фомичева и др. (1995) из нижнесреднеюрского комплекса эмигрировало от 15 до 100 млрд. т жидких углеводородов (ЖУВ) и 25-130 трлн. м 3 газообразных углеводородов (ГУВ). Так как ОВ в основном содержится в аргиллитах нижнеюрских отложений, то для подсчета их нефтегазогенерационного потенциала автором составлена карта прогноза толщин глинистых пород с использованием выявленной зависимости толщин аргиллитов от толщин отложений в целом (рис. 3.3., 3.4). Толщины

глинистых

пород

нижней

юры

Надым-Тазовского

междуречья

изменяются от нескольких десятков до 400 м, наиболее часто - от 150 до 400 м. Максимальные

их

значения

(300-400 м)

прогнозируются

в

северной

и

отчасти

центральной' частях региона, в восточных и северо-западных участках соответственно Надым-Пурской и Пур-Тазовской НГО. Средние толщины глинистых пород (150-300 м) в виде полосы шириной 25-100 км огибают выше отмеченную территорию. И минимальные их показатели фиксируются в северо-западной, юго-восточной и восточной частях региона. По литературным материалам (Лопатин и др., 1997; Лопатин, Емец, 1998) и результатам исследований, предоставленных «Лабораторией геохимии нефти и газа» ИНГГ СО РАН, по определению С о р г , T m a x , Si

и S2 нижнеюрских отложений Надым-

Тазовского междуречья определён водородный индекс HI. С использованием методики В.Н. Меленевского и др. (2001) для аргиллитов лайдинского, китербютского и левинского флюидоупоров

составлены диаграммы

зависимости водородного

индекса (HI) от

температуры максимальной скорости выделения углеводородов (Т т а х ) (рис. 3.5-3.7). По отмеченным диаграммам определён реализованный генерационный потенциал нефтематеринских пород по формуле, предложенной В.Н. Меленевским (1991): АШ=(Шо-Ш,)*С0рг*0,023 кг УВ/м3

о

200

400

600

800

1000

1200

Толщина отложений, м

Рис. 3.3. Зависимость толщин глинистых пород от толщин нижнеюрских отложений в целом (R=0,775)

I 170

EZh ВВд Рис. 3.4. Карта прогноза толщин глинистых

1-5 - границы: 1 -административные, 2 - исследуемого региона, 3 - нефтегазоносной провинции; 47-8 - изопахиты: 7 - отложений нижней юры, 8 - глинистых пород нижней юры.

ШКАЛА ТОЛЩИН ГЛИНИСТЫХ ПОРОД, м

400 350 300 250 200 150 100 50 0

05

06

,явв->

7

^•го«->

ород нижней юры Надым-Тазовского междуречья аспространения нижнеюрских отложений, 5 - нефтегазоносных областей (НГО); 6 - скважины;

171

R°vt=0,5

400

420

440

460

480

500

520

540

Температура максимальной скорости выделения УВ (Т max, °С) 6 1 • |7 | о 1 8 10

11

Рис. 3.5. Диаграмма зависимости водородного индекса (HI) от температуры ( Т т а х ) для ОВ глинистых пород лайдинского флюидоупора Надым-Тазовского междуречья (по материалам В.Н. Меленевского и В.И. Москвина) 1- линии, ограничивающие максимальные значения водородного индекса(Н1) для трех типов органического вещества : I - аквагенного озерного типа; II - аквагенного морского; III - террагенного, связанного с высшей наземной растительностью; 2 - изолинии отражательной способности витринита (R°vt); 3 - корреляционные линии для ОВ различного исходного состава; 4 -11 - скважины: 4 - Геологическая 35, 5 - Ень-Яхинская 501, 6 - Западно-Новогодняя 210, 7 - Самбургская 700, 8 - Таркосалинская 299, 9 Тюменская СГ-6,10-Уренгойская 411,11 - Сугмут екая 423.

172 к

t

.

\ ^Ч

\ \ 750-

V

тип 1

' Д1 ' \ ' \

\ \ \

N

\

ч

^-^ Q.600 о к.

>' \ '

у

' \ ' ! '

~-~

ш

41

Ǥ 450 -

4

I

х

\ \ * \ \

Ч

J \ \\ 41 |.

\М

| \

i

о о

ТИП II

\ N

. _

.

v

'

1

\

. .. 1

\ .

'

\

. А

I 1.

•

\

N

ч

\

• ' \

\\°

R°vt=1,3

S

i

сл о

R°vt=0,5

Л

о

Водородный индекс

/

1

ТИП III

,

\ Л

C'bCtfNN^ 0

1 1 •

400

1

1

420

^b^~^*^

г

1

440

1

•I

460

г

1

-а

• • о

1

480

— 1

1

500

1

1

1

520

1>

540

Температура максимальной скорости выделения УВ (Т max, °С) 1 2 5 6 7 8 9 3 4

ЕЗ Е З £ 3 GD Е Е ] C Z ] CZH ШИ [ZD СШ 1 ° I с I 11 I о | 1 2 | • I 1 3

Рис. 3.6. Диаграмма зависимости водородного индекса (HI) от температуры ( Т т а х ) для ОВ глинистых пород китербютского флюидоупора Надым-Тазовского междуречья (по материалам В.Н. Меленевского и В.И. Москвина) 1 - линии, ограничивающие максимальные значения водородного индекса(Н1) для трех типов органического вещества: I - аквагенного озерного типа; II - аквагенного морского; III - террагенного, связанного с высшей наземной растительностью; 2 - изолинии отражательной способности витринита (Rcvt); 3 - корреляционные линии для ОВ различного исходного состава; 4 - 13 - скважины: 4 - Верхнетолькинская 5, 5 - ЕвоЯхинская 356, 6 - Западно-Новогодняя 210, 7 - Медвежья 1001, 8 - ЗападноТаркосалинская 99, 9-Тюменская СГ-6,10-Уренгойская 411,11 - Уренгойская 673,12Надымская7,13-Стахановская 910.

173

R°vt=0,5

400

420

440

460

480

500

520

540

560

Температура максимальной скорости выделения УВ (Т max, °С) 2

Е З 1 Е З L Z ] 3ЕЦ4 QT] 5 Г П 11

8

I l 2 | • |13 I • |14 | • |15

Рис. 3.7. Диаграмма зависимости водородного индекса (HI) от температуры (Тшах) для ОВ глинистых пород левинского флюидоупора Надым-Тазовского междуречья (по материалам В.Н. Меленевского и В.И. Москвина) 1- линии, ограничивающие максимальные значения водородного индекса(Н1) для трех типов органического вещества: I - аквагенного озерного типа; II - аквагенного морского; III - террагенного, связанного с высшей наземной растительностью; 2 - изолинии отражательной способности витринита (R°vt); 3 - корреляционные линии для ОВ различного исходного состава; 4 -13 - скважины: 4 - Геологическая 35, 5 - Ево-Яхинская 356, 6 - Западно-Новогодняя 210, 7 Стахановская 910, 8 - Таркосалинская 299, 9 Тюменская СГ-6,10 - Уренгойская 411, 11 - Уренгойская 673, 12 - Сугмутская 423, 13 Средне-Надымская 71,14-Юбилейная 200,15-Южно-Часельская 15.

10

174 Среднее значение AHI для нижнеюрских аргиллитов составило 12,88 кг УВ/м . Зная толщину аргиллитов, содержащихся в нижнеюрских отложениях (см. рис. 3.4), автором совместно с В.И. Москвиным составлена карта масштабов генерации суммарных углеводородов Надым-Тазовского междуречья (рис. 3.8). Согласно отмеченной карте плотность удельной генерации углеводородов

в

исследуемом регионе изменяется от 0,5 до 5 млн. т УВ/км", на большей его части - от 2 до 5 млн. т УВ/км".

Распределение её значений по площади подобно таковому толщин

глинистых пород нижней юры. Наибольшим генерационным потенциалом (от 3 до 5 млн. т УВ/км") нижнеюрские отложения обладают в северной и отчасти центральных частях региона, в восточных и северо-западных участках соответственно Надым-Пурской и Пур-Тазовской НГО. Область среднего генерационного потенциала углеводородов этих отложений (от 1,5 до 3 млн. т УВ/км") в виде полосы ограничивает с запада, юга и востока выше отмеченную территорию, а земли низкого генерационного потенциала охватывают северо-западную, юго-восточную и восточную части региона. В

условиях

повышенных

температур

и

высокой

степени

катагенеза

соотношение газа (совместно с конденсатом) и жидких углеводородов

ОВ

генерируемьгх

отложениями тоарского и плинсбахского резервуаров принимается как 9:1, а отложениями геттанг-синемюрского резервуара генерировался только газ (Белонин и др. 2007). Приняв за основу это преположение, автор, совместно с В.И. Москвиным, осуществил раздельную оценку масштабов генерации жидких углеводородов

и газа, которая приведена на

прилагаемых картах (рис. 3.9, 3.10). Согласно

отмеченным

построениям,

генерационный

потенциал

жидких

углеводородов нижнеюрских отложений исследуемого региона изменяется от 0,05 до 0,5 млн. т УВ/км2, а газообразных - от 0,5 до 4,5 млрд. м 3 УВ/км 2 . Распределение по площади рассматриваемого

региона

генерационного

потенциала

жидких

и

газообразных

углеводородов подобно распределению масштаба генерации суммарных углеводородов. Анализируя возможные масштабы генерации углеводородов нужно учитывать то, что на путях миграции теряется в среднем до 90% нефти, эмигрировавшей из материнской породы за счет рассеивания во в нерезервуарньгх и нематеринских породах или прямых высачиваний на поверхность (Лопатин и др., 1997) и, что согласно расчетам А.Э. Конторовича «при масштабах миграции нефти менее 200 тыс. т/ км" и газа менее 300 млн. м / км" в пределах региональных нефтегазоносных комплексов и мегакомплексов аккумуляция их в залежи не происходит» (Конторович, 1976, с. 183). Согласно этому выводу, аккумуляция нефти возможна только в центральных

и северных

частях

рассматриваемого региона, так как только там прогнозируется генерация жидких

175

•

a 2

з И

Рис. 3.8. Карта масштабов генерации суммарных углеводород Составили: А.Ю. Н< 1-5 - границы: 1 -административные, 2 - исследуемого региона, 3 - нефтегазоносной провинции; 7 - плотность удельной генерации углеводородов (млн т УВ/км2).

176 75° Новопортовская 302f \

12S,12S(, ftoo

Э-Ярротинская

" j98 194J H ib138 129» V91 121 1 0 i 93

\ Верхнереченская 3« ?

Новый Порт

Ямальская Сюнай-Салинская 411

у-

Яр-Сале

Q %.

1ЛИНСКЭЯ

0

'А 1|*Сан1иби некая

Ныда

' Ле/зитская чя * -100 KM-i [рудейская •&-? рудейская 3*

«В

/

/

• Медвежья 1QP1

/ 203

,

Надымская

®\?7 Надым)

J&1 Фдоловская

НГС

М а р к ж алии ск £ я \ Е99 ГФ

.\<£-~~-ч

СЬ9Дненадымская-.?о0

.

Тар ко-Сале 99^ ЗапЯ юкоса пинская

. \

;

\

™*°ш^

•

/ •

%

Комсомольская

159 'J \Хар|)\»пур

342е

\ Харампур. Сугм утекая 423 • /

О

Мелиоскйю 41*

•>еднеобскэя

3 (Дерева ьнав - 11-£ «

НГО

25

50

Т

воподняя • Зап-Нрвогодняя Новогодняя 210» HUHBUb.UK

КМ О

I Стахановская «910

,

23

75 км

Ярайнерская» 70°

75

3 — т7ZL -200

J

1

EZ11 [SI2 И з IZ Рис. 3.9. Карта масштабов генерации жидких углеводород Составили: А.Ю.

1-5 - границы: 1 -административные, 2 - исследуемого региона, 3 - нефтегазоносной провинции; 4 7 - плотность генерации жидких углеводородов (тыс т/км2).

ПЛОТНОСТЬ УДЕЛЬНОЙ ГЕНЕРАЦИИ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ (тыс. т /км2) 500 400 300 200 100

о

]4

Е

300

•

6

^х**'

в в нижнеюрских отложениях Надым-Тазовского междуречья 1ехаев, В.И. Москвин аспространения нижнеюрских отложений, 5 - нефтегазоносных областей (НГО); 6 - скважины;

ЕШЬ Efb И з 0 4 [ Рис. 3.10. Карта масштабов генерации газа в нижн< Составили: А.Ю. Hi

1-5 - границы: 1 -административные, 2 - исследуемого региона, 3 - нефтегазоносной провинции 7 - плотность удельной генерации углеводородов (млн т УВ/км2), 8 - плотность генерации газооб

ПЛОТНОСТЬ УДЕЛЬНОЙ ГЕНЕРАЦИИ ГАЗА (млрд м3/км2) 4,5 4,0 3.5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0

3*

6 Е З 7 Е±3 s

орских отложениях Надым-Тазовского междуречья :аев, В.И. Москвин эаспространения нижнеюрских отложений, 5 - нефтегазоносных областей (НГО); 6 - скважины; ных углеводородов (млрд м3).

178 2

углеводородов более 200 тыс. т/ км (см. рис. 3.9). На этой территории для нижнеюрских отложений палеогеотермические условия допускают сохранение в основном залежей конденсатного газа и сухого метанового газа (см. рис. 3.2). Таким образом, нефтематеринские породы нижней юры Надым-Тазовского междуречья, в соответствии с общепринятой оценкой, обладают средним и понижениям нефтегазогенерационным потенциалом. Однако при комплексной оценке перспектив нефтегазоносности тоарского, плинсбахского и геттанг-синемюрского региональных резервуаров, в зависимости от величины этого параметра, будут условно выделены земли различных перспектив: высокоперспективные, перспективные и пониженных перспектив. Гидрогеологические критерии Гидрогеологическими

критериями нефтегазоносности отложений различн№

территорий считаются особенности химического и газового состава подземных вод, распределение

в

них

различных

компонентов.

Для

прогноза

важны

I

такие

гидрогеологические показатели и параметры как: общая газонасыщенность, обгная минерализация, состав подземных вод и водорастворенных газов, результаты равновесие1 в (

системе «вода-газ», степень насыщенности подземных вод различными микроэлементаг^ш, содержания NH4, В, I, нафтеновых кислот, бензола и толуола. Установлено, что в юрсЕСИХ отложениях наибольшие перспективы следует связывать с зонами, в пределах котор^ых для пластовых вод характерна повышенная минерализация вод, хлоридно-натриев:Е>1И состав, пониженные значения' хлорбромного коэффициента, повышенное соотношении^ I кальция-магния, метановый состав водорастворимых газов с общей газонасыщенносг&ю пластовых вод более 1,8 л/л. Автором специально состав подземных вод нижнеюрсс^их отложений Надым-Тазовского междуречья не изучался, поэтому он кратко изложенс с использованием литературных источников (Матусевич, 1978; Бондаренко и др., 19£Вб; Силич, 1986; Ставицкий и др., 2004 и др.). В соответствии с принятой гидрогеологической классификацией (Гидрогеология СССР. Т XVI., 1970; Крутиков, Нелюбин, Яковлев, 1985) в северной части ЗападноСибирского

мегабассейна

гидрогеологических

в

юрских

комплекса:

отложениях верхнеюрский

выделяются и

два

основк&гх

нижнесреднеюрск^й.

Гидрогеологическая характеристика нижнеюрских отложений, как автономного объектаг-, в литературе не приведена. На картах, составленных Б.П. Ставицким с соавторами (200—^4). для подземных вод юрских отложений Надым-Тазовского междуречья отражена слабая'рих минерализация. На большей части его территории, особенно в северных и восточнс2>гх районах, она не превышает 10 г/л. В западных районах минерализация изменяется от ДО до 20 мг/л, а в южных местами (Новогодняя, Комсомольская, Западно-Таркосалинск1^зя,

179 Западно-Новогодняя площади) она достигает

40-50 г/л. Состав и минерализация

подземных вод формируют и определяют региональные закономерности процессов нефтегазообразования. В юрском комплексе доминируют два геохимических типа вод: хлоридно-натриевый и хлоридно-гидрокарбонатно-натриевый. Наибольшие перспективы нефтегазоносности следует связывать с теми районами, в пределах которых выявлены пластовые

воды

пониженными

с

повышенной

значениями

минерализацией,

хлорбромного

хлоридно-натриевого

коэффициента,

повышенным

состава, кальций-

магниевым отношением, метановым составом ВРГИ и общей газонасыщенностыо пластовых вод более 1,8 л/л. На большей части рассматриваемого

региона в пластовых

водах

юрского

комплекса содержание кальция не превышает 500 мг/л (Ставицкий и др., 2004). Лишь на отдельных участках южной и в центральной частей региона (Часельский наклонный мегавал, Северный свод, Вынгапыровский и Етыпуровский мезовалы)

содержание

кальция возрастает до 1000 - 1500 мг/л. Максимальные значения содержание кальция в пластовых водах (1500-2000 мг/л) отмечаются на крайнем юге региона, в пределах Новогодней и Ярайнерской площадей. Распределение гидрокарбонат -

иона в юрских отложениях отличается

от

распределения кальция и общей минерализации подземных вод. Минимальные значения его (до 500 мг/л) отмечаются на юге, западе, юго-востоке и северо-востоке региона; максимальные (до 3000 мг/л) -

в северной и

центральной частях, в наиболее

погруженных участках Болынехетской мегасинеклизы, Надымской гемисинеклизы и Среднепурского наклонного мегапрогиба. При этом отмечается, что чем более погружены отложения, тем выше в них значения гидрокарбонат - иона. Содержание йода в пластовых водах юрского комплекса на большей части изученной территории не превышает 5 мг/л. Лишь на северо-западе, юго-западе и на отдельных, небольших участках в южной и центральных частях региона, концентрация йода в подземных водах достигает 10-15 и очень редко 15-20 мг/л. Распределение содержания брома в юрских отложениях рассматриваемого региона подобно таковому минерализации подземных вод (Ставицкий и др., 2004). На большей части его территории, в северной, восточной

и западной частях, содержание брома не

превышает 10-40 мг/л. В северо-западном (Медвежье-Нумгинский наклонный мегавал), центральном

(Северный

свод)

и,

особенно,

в

южном

(Ортьягунский

мезомыс,

Вэнгапуровский и Етыпуровский мезомысы) районах содержание брома достигает 100140 мг/л.

180 Все подземные воды юрского комплекса содержат газы метанового состава с содержанием СН4>80 об.%. Газонасыщенность вод в нижнесреднеюрском комплексе возрастает с глубиной от 0,9 до 5,7 л/л. Следует ещё раз отметить, что приведенные материалы о минерализации подземных вод, содержании тех или иных компонентов характеризуют весь юрский комплекс, главным образом его наиболее изученную среднеюрскую

составляющую.

Нижнеюрские подземные воды практически не охарактеризованы. Однако, некоторые исследователи отмечают, что закономерности, выявленные для всего юрского комплекса, свойственны и для них. Лишь соленость подземных вод этих отложений имеет более низкие значения и возрастает с глубиной концентрация гидрокарбонат -иона. Приведенные

материалы

позволяют

сделать

предварительный

вывод, что

наибольшими перспективами нефтегазоносности по гидрогеологическим показателям обладают земли, в пределах которых пластовые воды характеризуются минерализацией,

хлоридно-натриевым

составом,

повышенной

пониженными

значениями

хлорбромного коэффициента, метановым составом ВРГ и с общей газонасыщенностью пластовых вод более 1,8 л/л. По совокупности этих показателей в пределах исследуемого региона выделяются высокоперспективные и перспективные земли. Первые из них прогнозируются в южном и западном, а вторые в северном и восточном районах рассматриваемой территории.

3.2. Методика количественной оценки перспектив нефтегазоносности резервуаров

При проведении количественной оценки перспектив нефтегазоносности тоарского, плинсбахского и геттанг-синемюрского отложений

в

целом

региональных

Надым-Таз овского

резервуаров

междуречья

и нижнеюрских

использовалось

последнее

утвержденное в 2000 г. «Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России» (Методическое руководство..., 2000). Низкая степень изученности этих отложений бурением и сейсморазведкой, а также выявленные промышленные залежи нефти и газа позволяют количественно оценить их перспективы нефтегазоносности

с определенной долей

условности

геологическим

способом по удельным плотностям запасов углеводородов на единицу площади, который является составной частью метода сравнительных геологических аналогий (МГА). Суть выбранного

приема

заключается

в

следующем.

Это

выделение

изученных

нефтегазоносных объектов, принимаемых за эталонные участки, и перенос установленных плотностей ресурсов углеводородов на прогнозируемые (расчетные) участки за счет

181 использования

контролирующих

перспективы

нефтегазоносности

геологических

параметров. Количественная оценка перспектив нефтегазоносности рассматриваемых объектов осуществлялась

по следующей

схеме. Сначала, в соответствии

с

утвержденными

принципами и требованиями (Методическое руководство..., 2000), были выделены и описаны эталонные участки с подсчетом удельных плотностей начальных суммарных ресурсов

углеводородов.

Таких

участков

для

количественной оценки перспектив

нефтегазоносности нижнеюрских региональных резервуаров исследуемого региона было использовано пятнадцать: Бованенковский, Новопортовский, Лензитский, Береговой, Часельский, Верхнечасельский, Крайний, Новогодний, Пальниковский, Стахановский, Черничный, Ютырмальский, Юбилейный, Уренгойский и Тазовский. Все они были подготовлены в рамках выполненной Официальной количественной оценки перспектив нефтегазоносности Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, в которой активное участие принимал автор настоящей работы (Переоценка перспективных, прогнозных..., 2003 ф ). В качестве примера приведена характеристика Новопортовского эталонного участка (рис. 3.11.). Территориальное положение эталонных участков и областей оценки перспектив нефтегазоносности, оцениваемых тем или иным из них, показаны на рис. 3.12. На всех отмеченных

эталонных участках приведены плотности

начальных

суммарных ресурсов углеводородов, нефти, газа и конденсата только наиболее изученного батского регионального резервуара средней юры (табл. З.1.). Что касается слабоизученных ниже залегающих резервуаров: аален-байосского, тоарского, плинсбахского, то в них выделены залежи нефти и газа, а следовательно указаны плотности начальных суммарных ресурсов углеводородов, лишь на трех эталонных участках: Бованенковском (ааленбайосский, тоарский резервуары), Новопортовском (аален-байосский, плинсбахский резервуары) и Лензитском (аален-байосский резервуар) (см. табл. З.1.). Анализ распределения плотностей начальных суммарных ресурсов углеводородов на эталонных участках свидетельствует о том, что сверху вниз по разрезу отмечается уменьшение их значений. В этом же направлении сокращается нефтяная составляющая углеводородов.

Отмеченные

обстоятельства

обусловлены

несколькими причинами:

ухудшением с увеличением глубины залегания резервуаров фильтрационно-ёмкостных и экранирующих свойств соответственно их проницаемых комплексов и флюидоупоров, уменьшением содержания органического вещества и увеличением его катагснетическои преобразованности. На основании выше отмеченной закономерности автором работы осуществлён прогноз плотностей начальных суммарных ресурсов углеводородов и их фазового состава

182

Структурное положение и нефтегазоносность тоарского регионального резервуара эталонного участка (центральная часть Южно-Ямальского мегавала) КМ 2 0 2 4 6 8 км

Начальные геологические запасы и ресурсы УВ Q.

Геологические ресурсы УВ ь

00.

gp о. й- £ ш ;= п ТО

m Месторождение, 8 подготовленный >• объект о

X

х

о

S

со

Ь

5

f

со S

if li I II •5

О.

Накопленная добыча

Я

•-

X

с S

со"

>. о со

0

0

0

0

0

,s

Ci

Новопортовское

13.3

0.6

0

0

13.9

g

С2 Новопортовское

24.9

1.1

0

0

26

Д|

9.6

0.4

0

0

10

47.8

2.1

0

0

49.9

7.6

0.3

0

0

7.9

§ *~

Итого по нефтегазовому комплексу Плотность ресурсов У У В 2 (тыс.т/км )

Рис. 3.11. Геологическое строение Новопортовского Э1 Составили: Шемин ГГ., г

1)

V

•*'«'

4fcs

© м

|

111 \/*\ъ

О |3 | _ o j 4 | Щ |5 | gi |е

[^7

| V*|l3

К структурной карте: 1-6 скважины: 1 - неиспытанные, 2 - продуктивные по ГИС, 3 - водоносные по ГИС, 4 - с притоком газа и конденсата, 5 - с притоком газа и воды , 6 - "сухие", 7- контур эталонного участка; 8 - газовые залежи, 9 - внешний контур ГВК, 10 - изогипсы по кровле пласта Ю „ , 11 - тектонические нарушения; 12 - граница выклинивания коллекторов; 13 - линии геологических разрезов; К геологическому разрезу: 14- породы флюидоупоров и межпластовых перемычек; 15 - непроницаемые алевролиты и песчаники; 16-17 - насыщение песчаных пластов -16 -газовое, 17 - водяное; 18 - тектонические нарушения;

алойного участка (тоарский региональный резервуар) гхаев А.Ю., А.Л. Бейзель

183

Рис. 3.12. Схема расположения эталонных и расчетных участков перспектив нефтегазоносности региональны) Составил!

Условные обозначения Границы:

И И

административные

И

нефтегазоносной провинции

нефтегазоносных областей

отсутствия отложений тоарского резервуара

эталонных участков

Г^)

расчетных участков

Территории оцениваемые: Новопортовским эталонным участком

Крайним эталонным участком

Лензитским эталонным участком

Новогодним эталонным участком

Уренгойским эталонным участком

Стахановским эталонным участком

Юбилейным эталонным участком

Береговым эталонным участком

Папьниковским эталонным участком

Часельским и Верхнечасельским эталонными участкоми

Черничным и Ютырмальским эталонными участкоми

Тазовским эталонным участком

, а также оцениваемых областей, используемых при количественной оценке резервуаров нижней юры Надым-Тазовского междуречья : Нехаев А.Ю., Шемин Г.Г.

Геттангсинемюрский -*

со

со CD

-

го

го —L

го

ел

-

-

-

-

со

СП

CD

СП

со

ел

го о

-

—L

1

-

-

го

j».

го

-Р^

го

о

о

о

СП

о

ел

СО

о

ел о

ео

СП

-

о

СП

со СП

го о

w

-si

ы

Я

о о

о о

_ 1

54 S

ш о н

X

CD

tr

X X

н 0) а о

со

Ш

Прогнозное соотношение плотностей начальных сумма|эных ресурсов углеводородов в резервуарах нижней юры на эталонных участках (%) Прогнозируемое содержание нефтяной состовляющей в резервуарах нижней юры на эталонных участках по отношению к батском резервуару (%)

Ютырмальский

8 »

Уренгойский

Юбилейный

Черничный

Часельский

Стахановский

Тазовский

-*•

го О"-

S

г

ГО н сг о

о О ш

•о

Пальниковский

Новогодний

тз Я) о

S

Крайний

Верхнечасельский о н X о о н

Г]

Береговой

Лензитский

о " о Л1

о

о -1

о

о

§55

о Р о со

О

8.С0

о сл S со

о го S"ro

о

о ео

8.2

Новопортовский

Бованенковский

Региональные резервуары

й

о

s

3

и

о

о

н

—: О

S3

п Я о •1 о

— "

в "з

"3

о

н но

Й ^ 2 "1 "3 tart \»О

С" ь*

5: =л X S3

о

в -

2

£3

—

? 3

«2

*

2 §

Я О О "Я "1 о О й

о сэ сэ о

UJ

S 2 5 »

С"

5 Е s Е

Е 2 — a

—

о

*з -

2 2

S3

3

3 3

й Е я «

о п ™ О я - "3 "- о

шых ресурсо •вуаров Нады

го

ео

со

-с*.

СП

О

о го о со £"со

о СП

о

S St

СП

ш -{ о

1ые плотпост шемюрского

го

о

СЛ

ел

CO

со

- 1 . CD

f o го о ел

го

en

vP en

-

"vl

ел ел - 1 -Р>-

•

3

--J CD о~~ CD

f o го

7Z S St

СО

•

•fcb

S St

о

X

н

о ш х> о

Аапенбайосский

о

s о а\ ш

X

Установлю плипсб

185 тоарского, плинсбахского и геттанг-синемюрского резервуаров на эталонных участках. В этих

резервуарах

плотности

начальных

суммарных

ресурсов

углеводородов

по

отношению к батскому резервуару, соответственно уменьшены на 70, 85 и 90%, а содержания нефти в них - на 50, 85 и 90% (см. табл. З.1.). Далее, учитывая инструктивные требования, выделенные (по принципу схожести геологического строения) области, оцененные тем или иным эталонным участком, разделяются на расчетные участки

(Методическое руководство...,

2000).

При их

вьщелении использовался следующий составленный набор нефтегазогеологических карт Надымского района масштаба 1:1 000 000: -

структурные

карты

по

кровле

проницаемых

комплексов

региональных

резервуаров; - тектоническая карта мезозойско-кайнозойского платформенного чехла ЗападноСибирской геосинеклизы (Конторович и др., 2001); - карты вещественного состава проницаемых комплексов резервуаров; - карты толщин проницаемых комплексов региональных резервуаров; - карты толщин песчаников проницаемых комплексов региональных резервуаров; - карты толщин пород-коллекторов проницаемых комплексов региональных резер­ вуаров; - карты оценки качества флюидоупоров региональных резервуаров; - карты оценки качества проницаемых комплексов региональных резервуаров; - карты оценки качества региональных резервуаров в целом; - схематическая карта катагенеза органического вещества базальных горизонтов нижней и средней юры северных районов Западно-Сибирского бассейна (Конторович и др., 2009); -

схема

прогноза

фазового

состава

углеводородов

в

залежах

тоарского,

плинсбахского и геттанг-синемюрского региональных резервуаров; -

карта

масштабов

генерации

суммарных

углеводородов

в

нижнеюрских

отложениях; - карта прогноза масштабов генерации жидких углеводородов в нижнеюрских отложениях; - карта масштабов генерации газа в нижнегарских отложениях. Области оценки тем или иным эталоном определялись исходя из следующих обстоятельств:

186 - особенности фациального районирования оцениваемого объекта и его составных частей (проницаемого комплекса и флюидоунора) и характера распределения по площади их толщин; - структурно-фациального положения эталонных участков. Затем

осуществлялось

сравнение

контролирующих

нефтегазоносность

тектонического, литолого-фациального, геохимического и гидрогеологического критериев каждого расчетного участка с эталонными. В качестве таковых были выбраны и обоснованы следующие показатели: гипсометрия современного структурного

плана

объекта оценки, качество флюидоупора резервуара, качество проницаемого комплекса резервуара, нефтегазогенерационный потенциал нижнеюрских отложений, минерализация и состав пластовых вод и их общая газонасыщенность. Оценка этих параметров производилась

экспертным

пугем

(табл.

3.2.).

Отмеченные

показатели

являлись

поправочными коэффициентами расчетных участков. Общий коэффициент аналогии расчетных участков к а , устанавливающий соответствие между плотностями начальных суммарных

ресурсов

углеводородов

на эталонном q3

и расчетных

qp

участках,

вычисляется как произведение поправочных коэффициентов, т.е. ка=к]'к2'кз'...кп. Тогда плотность начальных суммарных ресурсов углеводородов на расчетном участке равна: q p =q/k a . Поправочные коэффициенты и коэффициенты аналогии расчетных

участков,

посредством которых производилась оценка перспектив нефтегазоносности тоарского, плинсбахского и геттанг-синемюрского

региональных резервуаров Новопортовским,

Лензитским,

Верхнечасельским,

Береговым,

Часельским,

Крайним,

Новогодним,

Пальниковским, Стахановским, Черничным, Ютырмальским, Юбилейным, Уренгойским и Тазовским эталонными участками, показаны в соответствующих таблицах. В качестве примера фрагмент одной из них приведен в настоящей работе (табл. 3.3.). На завершающей стадии оценки перспектив нефтегазоносности региональных резервуаров нижней юры сначала осуществлялась количественная оценка удельных плотностей ресурсов нефти, газа и конденсата тоарского, плинсбахского, геттангсинемюрского региональных резервуаров в пределах исследуемого региона в целом и входящих

в

него Ямальской,

Фроловской, Среднеобской, Надым-Пурской, Пур-

Тазовской, Васюганской и Елогуй-Туруханской нефтегазоносных областей. Результаты отмеченной оценки перспектив нефтегазоносности резервуаров также показаны на соответствующих таблицах, фрагменты которых приведены ниже (табл. 3.4., 3.5.).

Таблица 3.2. Экспертная оценка влияния современного структурного плана, начального нефтегазогенерационного потенциала, качества флюидоупоров и проницаемых комплексов, гидрогеологических показателей на перспективы нефтегазоносности тоарского, плинсбахского и геттанг-сипемюрского региональных резервуаров Надым-Т азовского междуречья

Оценка влияния Оценка влияния Оценка влияния качества гипсометрии современного начального нефтегазогене­ флюидоупора рационного потенциала структурного плана Категория перспективные Высокоперспектив­ ные Среднеперспективные Пониженных перспектив Низкоперспектив­ ные

Экспертная оценка 1 0,8 0,6 0,4

Категория перспективных земель Высокоперспек­ тивные

Экспертная оценка

Оценка влияния качества проницаемого комплекса

Категория оценки

Экспертная оценка

Категория оценки

Экспертная оценка

1

Высокая

1

Высокаяе

1

Перспективные

0,9

Средняя

0,8

Средняя

0,8

Пониженных перспектив

Пониженная

0,7

Пониженная

0,6

0,7 0,5

Низкая

Низкая

0,4

Оценка влияния гидрогеологических показателей Категория перспективных земель

Экспертная оценка

Высокоперспек тивные

Г

Перспективные

0,8

188

Таблица 3.3.

Фрагмент таблицы "Поправочные коэффициенты и коэффициенты аналогий расчётных участков Надым-Тазовского междуречья оцениваемые Новопортовским, Лензитскпм, Юбилейным, Уренгойским, Тазовским, Береговым, Часельско-Верхнечасельским, Чернично-Ютырмальским, Пальниковским, Крайним, Новогодним и Стахановским эталонными участками начальные суммарные ресурсы углеводородов тоарского регионального резервуара"

S

й се К

ю о

15 X

о о X

Эталонные (ЭУ) и расчетные (РУ) участки

Поправочные коэффициенты оценки влияния современного структурного плана (а), начального нефтегазогенерационного потенциала (б), качества флюидоупора (в), качества проницаемого комплекса (г) и гидрогеологических показателей (д) на перспективы нефтегазоносности тоарского регионального резервуара

>s S

1_

о с; се X

го 3 1X о S

=г S

о

•е-

п со

• &

1_ ф

о

н

о

а

б

в

г

Д

2

3

4

5

6

•7

8

Новопортовский ЭУ

1

1

1

1

1

1

РУ№1

0,6

1

1,1

1,1

0,80

РУ№2

0,6

1,1 0,9

0,9

1

1,1

0,53

Лензитский ЭУ

1

1

1

1

1

1

РУ№3

0,8

0,9

0,9

0,9

0,9

0,52

РУ№4

1

0,9

0,9

1

1

0,81

РУ№7

0,9

0,9

1

1

0,9

0,73

РУ № 8

1,3

1

1,1

1

1

1,43

РУ№9

0,9

1,1

1,1

1

1

1,09

РУ№10

0,7

1,1

1,2

1

1

0,92

РУ № 11

0,7

1,2

1

1

0,92

РУ№13

0,9

1,1 1

1

1

1,1

1

1,1 1

1,09

РУ№14

1,1 1

Юбилейный ЭУ

1

1

1

1

1

1

РУ № 23

0,7

1

0,9

1

1

0,63

РУ № 24

0,6

1

0,8

1

0,9

0,43

РУ № 25

0,7

1

0,8

1

1

0,56

РУ № 26

0,6

1

0,9

1

0,9

0,49

РУ № 27

0,6

1

0,8

1

0,8

0,38

РУ № 28

0,5

1

1

0,9

0,9

0,41

РУ № 29 Пальниковский ЭУ РУ №153 РУ№154 РУ№155

0,4 1

1 1

1,1 1

0,8 1

0,9 1

0,32 1

1 0,7 1

1 0,9 1

0,9 1

1 1 1

1,1 1 0,9

0,99 0,63 0,99

•еQ)

X

Ямальская НГО

1 •

О i_ X

к СО Ь£ О

ш о с о а.

е

1,1

1,10

189 Таблица 3.4. Фрагмент таблицы "Оценка удельных плотностей начальных суммарных ресурсов углеводородов тоарского регионального резервуара на расчетных участках Надым - Тазовского междуречья"

О Ц (В X

Эталонные (ЭУ) и расчетные (РУ) участки

Удельная плотность начальных с у м м а р н ы х ресурсов УУВ, эталонных и расчетных у ч а с т к о в ( т ы с . т/км 2 )

го Газ свободный

Нефтегазоносные области

S L.

Газ растворенный

>s

ь ге о

4

5

6

7

8

1

10,32

1,68

2,98

0,02

15,00

РУ№1

0,80

8,26

1,34

2,39

0,01

12,00

РУ№2 .

0,53

5,46

0,89

1,59

. 0,01

7,95

1

2,15

0,35

2,48

0,02

5,00

РУ№3

0,52

1,12

0,18

1,29

0,01

2,60

РУ№4

0,81

1,72

0,28

2,04

0,01

4,05

РУ№7

0,73

1,55

0,25

1,84

0,01

3,65

РУ№8

1,43

3,05

0,50

3,58

0,02

7,15

РУ№9

1,09

2,32

0,38

2,73

0,02

5,45

РУ№10

0,92

1,98

0,32

2,29

0,01

4,60

РУ № 11

0,92

1,98

0,32

2,29

0,01

4,60

РУ№13

1,09

2,32

0,38

2,73

0,02

5,45

РУ № 1 4

1,10

2,36

0,39

2,73

0,02

5,50

X к га

Юбилейный ЭУ

1

5,16

0,84

5,95

0,05

12,00

РУ № 23

0,63

3,25

0,53

3,76

0,02

7,56

ш о с о о.

РУ № 24

0,43

2,22

0,36

2,56

0,02

5,16

РУ № 25

0,56

2,89

0,47

3,34

0,02

6,72

е

РУ № 26

0,49

2,53

0,41

2,92

0,02

5,88

РУ № 27

0,38

1,96

0,32

2,27

0,01

4,56

РУ № 28

0,41

2,12

0,34

2,45

0,01

4,92

РУ № 29

0,32

1,65

0,27

1,91

0,01

3,84

1

9,03

1,47

10,44

0,06

21,00

РУ№153

0,99

8,93

1,46

10,34

0,06

20,79

РУ № 154

0,63

5,68

0,93

6,58

0,04

13,23

РУ№155

0,99

8,93

1,46

10,34

0,06

20,79

1 Ямальская НГО

Новопортовский

О i_

se и

X <в S =Г S

•е•ео о in 3

2

Лензитский

3

ЭУ

ЭУ

Пальниковский

ЭУ

X

о X

•Вш X

о

СО

о L.

0)

о Ш

Таблица 3.5.

л а и ш о с о о.

е

m > >

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

Новопортовский ЭУ

6320

10,32

1,68

2,98

0,02

15,00

65,22

10,62

18,83

0,13

94,80

РУ№1

1050

8,26

1,34

2,39

0,01

12,00

8,67

1,41

2,51

0,01

12,60

РУ№2

1900

5,46

0,89

1,59

0,01

7,95

10,37

1,69

3,02

0,02

15,10

Лензитский ЭУ

2550

2,15

0,35

2,48

0,02

5,00

5,48

0,89

6,32

0,05

12,74

РУ№3

1030

1,12

0,18

1,29

0,01

2,60

1,15

0,19

1,33

0,01

2,68

Итого по Ямальской НГО

3980

5,08

0,82

1,72

0,01

7,63

20,19

3,29

6,86

0,04

30,38

РУ№4

1117

1,72

0,28

2,04

0,01

4,05

1,92

0,31

2,28

0,01

4,52

РУ№7

2025

1,55

0,25

1,84

0,01

3,65

3,14

0,51

3,73

0,02

7,40

РУ№8

2900

3,05

0,50

3,58

0,02

7,15

8,85

1,45

10,38

0,06

20,74

РУ№9

1197

2,32

0,38

2,73

0,02

5,45

2,78

0,45

3,27

0,02

6,52

РУ№10

1335

1,98

0,32

2,29

0,01

4,60

2,64

0,43

3,06

0,01

6,14

РУ № 11

1130

1,98

0,32

2,29

0,01

4,60

2,24

0,36

2,59

0,01

5,20

РУ №13

1100

2,32

0,38

2,73

0,02

5,45

2,55

0,42

3,00

0,02

5,99

РУ №14

1947

2,36

0,39

2,73

0,02

5,30

4,59

0,76

5,32

0,04

10,71

Эталонные (ЭУ) и расчетные (РУ) участки

>s л X

ct

н го о I ш

о ю о ш о со го

X

Ь

•е0)

X

1_

Газ растворенный

Газ растворенный, млрд м3

к

2 (тыс. т/км )

Начальные суммарные ресурсы УУВ эталонных и расчетных участков

Конденсат, млнт

О |_ I

Удельная плотн<эсть начальных суммарных ресурсов УУВ, эта;понных и расчётных участков

Газ свободный, млрд м3

Ямаль-ская НГО

1

Площади эталонных и расчетных участков (км2)

Нефтегазоносная область

Фрагмент таблицы "Начальные суммарные ресурсы углеводородов тоарского регионального резервуара на расчетных участках Надым - Тазовского междуречья"

со > >> о ш о ш

'

X

.о

& О)

X

(X с;

о i_ ш о ш

191 3.3. Перспективы

нефтегазоносности тоарского, плинсбахского,

геттанг-

синемюрского региональных резервуаров и нижнеюрских отложений в целом Результаты количественной оценки перспектив нефтегазоносности региональных резервуаров

и нижнеюрских

отложений

в целом

Надым-Тазовского

междуречья

представлены на прилагаемых табл. 3.6 и рис. 3.13.-3.17. Перспективы нефтегазоносности нижнеюрских отложений в целом Согласно выполненной количественной оценке перспектив нефтегазоносности, начальные

суммарные

ресурсы

углеводородов

нижнеюрских

отложений

рассматриваемого региона равны 3391.19 млн т УУВ, из них ресурсы нефти, газа и конденсата соответственно составляют: 496.97 млн т (14.4 %), 2486.64 млрд. м (73.6 %) и 407.58 млн т (12.0 % ) , т.е. в них прогнозируется преимущественно газ. Наибольшие объёмы суммарных ресурсов углеводородов прогнозируются в тоарском региональном резервуаре (1815.03 млн т УУВ, 53.5 %), меньше - в плинсбахском (1041.57 млн т УУВ, 30.7 %) и еще меньше - в геттанг-синемюрском (534.49 млн т УУВ, 15.8 %). Все ресурсы углеводородов относятся к прогнозным, из них по категории Di - 1171.33 млн т УУВ, 34.5 % и по категории D 2 - 2219.86 млн т УУВ, 65.5 %. Нефть прогнозируется преимущественно в тоарском резервуаре (436.42 млн т, 87.8 %), значительно меньше - в плинсбахском (60.55 млн т, 12.2 %). В геттангсинемюрском резервуаре

предполагается

прогнозируются в тоарском резервуаре

ее отсутствие.

Наибольшие объемы

газа

3

(1183.79 млрд м , 47.6 %), меньше - в

плинсбахском (843.74 млрд м 3 , 33.9 %) и еще меньше - в геттанг-синемюрском (459.11 млрдм 3 , 18.5 %). Распределение начальных суммарных ресурсов углеводородов по нефтегазоносным областям следующее (см. табл. 3.6.). Около половины всех ресурсов

углеводородов

прогнозируются в Надым-Пурской НГО (1627.85 млн т УУВ, 47.6 %), меньше - в ПурТазовской НГО (1059.99 млн т УУВ, 31.2 %), еще меньше - в Фроловской НГО (485.03 млн т УУВ, 14.3 % ) . В остальных (Среднеобская,

Ямальская,

четырех

нефтегазоносных

Елогуй-Туруханская

и

областях

Васюганская)

региона

предполагаются

небольшие объемы начальных суммарных ресурсов углеводородов - всего 237.97 млн т, 6.9 %. Удельные плотности начальных суммарных ресурсов углеводородов в пределах выше

отмеченных

нефтегазоносных

областей

характеризуются

следующими

показателями. Наибольшие их значения отмечаются в Надым-Пурской, Фроловской НГО (соответственно 16.7 и 15.6 тыс. т УУВ/км"), меньшие - в Ямальской, Васюганской НГО (соответственно 11.4, 9.4 тыс. т УУВ/км2), еще меньше - в Пур-Тазовской, Среднеобской

Распределение начальных суммарных ресурсов углеводородов (УУВ), аз > ш о ct о а. о ct о m ш

-О

о. го >-. ш о. ш со си о. ш

Е Ш

о о а. & ш

X

1^

го X

о i ш 0_

m >. ш о о о. >^ о ш CL

>s о. о

H

x .0 f-

О. S

О к: (D

-a

О. О

сс

X

1—

X

ii H

c;

ct

Q.

1_

ш к со

Надым-Пурская

Ямальская

5

ro о

CO

X CD

ro

L_

H X

H X

c; CO > >

CD

jf i-

-8ш X

X

s CO

c; го о X

ш ее

X

СО

X

о

Ш

го

Прогнозные ресурсы УВ

s о о. го о 1-

Di

6,86

20,23

3,29

30,38

199,02

539,61

88,84

827,47

D2

0

0

0

0

0

0

0

0

6,86

20,23

3,29

30,38

199,02

539,61

88,84

827,47

Di

0

12,94

2,12

15,06

0

0

0

0

D2

0

0

0

0

16,50

421,20;

68,53

506,23

0

12,94

2,12

15,06

16,50

421,20

68,53

506,23

D,

0

0

0

0

0

0

0

0

D2

0

0

0

0

0

252,88

41,27

294,15

0

0

0

0

0

252,88

41,27

294,15

Di

6,86

33,17

5,41

45,44

199,02

539,61

88,84

827,47

D2

0

0

0

0

16,50

674,08

109,80

800,38

6,86

33,17

5,41

45,44

215,52

1213,69

198,64

1627,85

Всего ресурсов УВ

ь; О X

ГО ю о

Прогнозные »ресурсы УВ

X S

Всего ресурсов УВ

синемюрский

Теттанг-

с с:

го а. 2 к к

1

Прогнозные ресурсы УВ

Всего ресурсов УВ

Прогнозные ресурсы УВ

X S

X

Всего ресурсов УВ

нефти, газа и конденсата нпжнсюрских отложений но региональным резервуарам, нефтегазоносным' Нефтегазоносные области (НГО) !

Елогуй-Туруханская

Пур-Тазовская

I

Фроловская

I VX

X

с; 5 ь со о i си

X

с

S

'л"

с; 5

-8-

СП

си X

ГО

С£ I О

1_

X

X £^

с; 5

erf > >

X

ь

о. с; 5 со

Ф

X

го

о

X ф

ее

X

с

со" > >>

X

с; 5 _о ф

I а ! (

« 2

X Ф

X

X

с г со" >>

о

X

г of

•ёФ

X

1£

о

i

fe о

X

X

с 2

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

21,59

416,69

68,58

536,56

0

22,26

4,14

26,40

154,49

134,15

21,70

310,34

0

51,29

416,69

68,58

536,56

0

22,26

АЛЛ

26,40

154,49

'134,15

21,70

310,34

21,59

0

0

0

0

0

0

0

0

32,95

114,11

18,67

165,73

3,59

247,24

40,08

294,83

0

7,71

1,27

8,98

0

0

0

0

0

247,24

40,08

294,83

0

7,71

1,27

8,98

32,95

114,11

18,67

165,73

3,59

ц I0

0

0

0

0

0

0

0

0

'

0

0

0

0

\ 0

195,97

32,63

228,60

0

2,17

0,34

2,51

0

j 7,70

1,26

8,96

0

I 0

195,97

32,63

228,60

0

2,17

0,34

2,51

0

7,70

1,26

8,96

0

.1'

0

0

0

0

0

0

0

32,95

'l 14,11

18,67

165,73

25,18

859,90

141,29

1059,99

0

32,14

5,75

37,89

154,49

•141,85

22,96

319,30

0

859,90

141,29

1059,99

0

32,14

5,75

37,89

187,44

255,96

41,63

485,03

25,18

•1 51,29

i

'Л

'I 7,51 I ' I 7,51

I

м

58,80 I

1 '58,80

I I

I ill

И

I

1

I

•

—X

_ l

го го

CO

CO

CO CO

"со

со

СП

аз

-si СЛ

О

о го го аз о о

р

-si

СО

N3 го со

03 "аз со

го "*.

о Ъ аз

"со со

VI

со

-sj

го

"о> го

0)

-j -si

аз

03

го

го о "аз

00

О)

_сл

ы

1а.

со

аз

—L

-sj

аз

СП

о

ro

Ol

—L

со

-fc.

о

—* _го

сл ы

N

Г0

CO

о

CO

ОЭ

CO

ro

-sj

"со

CO ОЗ

-p».

0)

-si

ro

•fc.

V

CO

о со

ro

"Sj

—&

CO

О О

ro

-sj

—L

СЛ

-si 0)

со~

ел со

J*

со

Ol

аз

"-Ii.

-si Ol

^

-л

ел _со

•(ь.

о

"со о

о "оз со

"го

•р>.

о

го

ел

—L

го о .£»

аз

ел го со О) со

со

ъо

-t01 jtk

о

о

о

о

о

ГО

СЛ

_v

4*.

го о

сю

—L

со о

—L

со о

"со о

о "оз со

"го _L

•ь.

о

со о

о оз со

То

о

о

о

о

-si

"сл

•Р*

о

"го аз

СО -si

-Р*

"-si

аз -&. со

ел о ел ел

Р 'со со

о "со аз

.-si

ел "аз

о

_к

со "со

•Р».

ел оз ел

•sj

-р* аз

со

со

о "оэ

со го о го

03

"со

• о>

-

„1

"о

•Р*

го

со

раз

СП

"ю

.р

VI

Ol

о

о

о

' о

о

"•si

го го

ОЗ

го

Vi го

О) —л

_,.

со аз "сл

о

о

о

о

А со "со

сл "оз сл

-sj

03

со

ел о со

аз

"со го

•Р*

со

со

"-si

со со

_L

го

"-Р»

со О)

.Ръ

сл "со

«1

4i со

—1

сл

ъ

о

-si

—1.

р

-si

"со

03

% оэ

03

о

со со

со

со со о

00 -si

"*. го

-р».

со

о

—X

_со

-sj

ел

со

"-si

-Pv.

со

о о "*. о

о оз со

—L

ел

-Р».

00

го со о "оз

го

о ел

сл "со

Ч| со

_ i

р "со сл

—J.

-sj

~_х

со

•sj

"со

оз

оз "^ со

о

Ъ

5°

о

о

о

о

о

о

о

со

УУВ, млн т

Конденсат, млн т

Газ, млрд т

Нефть, млн т

УУВ, млн т

Конденсат, млн т

Газ, млрд т

Нефть, млн т

УУВ, млн т

Конденсат, млн т

Газ, млрд т

сг Ф

ф

-<

ф

ф

о

о ш о у^

со

03

—)

1

ег

03 J3

О ?; 03 S3

-л 03

го ш о 5

я

ш

О 7Г.

СП

За л: Ф о

CD

о

—

а

а

S S w £3

к а •а о

"•

2

65

©1

о

а

t3 ffi

те

V •4

Я о -1 о

55 Г)

о

W

Н

i

1 Надым

5

_/

IB

193 70°

1 .

Ямальс <ая H rn

lЧ \

*

/

У\

/ v.» /

^^ш

/

Л

Яр •Сале

<-»

(

1Г

/ /

V

•/ «0

" /J

( \

I

?\/f.

' > ^ ^ >/

/ S\\i

>•* ^-

у/

' *

ГL Г ) ) \\

1

j';f

/

/ \ \

f

^^^азовский^

Надым-ПурскаяЩ 0 Самбург

,-Ж* ^£*~*^ , ***'

^ Ныда

///»

ЧГ^

У

^

А

Щ

0

У

ее

во*

75°

*< .-\ /

\

/ у

*

у

J

1

/

U

В / у

Л \ и ®\

П

\Ч*адым \

^V\

^Oi

h^j

; у

(

\

\ ?<Г

\

/\i

в

с—

" 7 *"•

(s)Новый УренгойН

^

/

[У <С ( \

/

\ ^ Л

У

\

—'

\

\YV-

j\ и

г

/.'

71

\L )

\iv A 'A/

и

Ш'

\

'^W\ .'/У/ J

ivl

11 s-П

\

/

1 •. \

j r ^ * ^Ч

Фродовокая НГО

.. - » . . \

^iy

1

i

ууУ

/"^^

J

уУ

у

J

7

/4

А\

У

f J\

Сч\

.^У

fJbL^J.

if \

iv

Л ® Тарко-Сале/\лг^ч у/ у\

У

у,Ш

/ 1 1

\

^шСреднЪрбская

J

f


/

V

уУ

V

/

V/

С

F

v/

у

I

/;

км 0 I

^Г

•' /

f i

A\

^!05рампур

/-

!1

"ч

\

/ 25

50 ^

75 км

\ Ноябрьски ^<*

4

В2

НГО

1 ",•—• /

75°

Elb

Ва/юган

ft N.

70°

/

J /^\v

80°

И

4 05

ЕЗб

S/

Рис. 3.13. Карта перспектив нефтегазоносное™ низ Составили: Г.Г. И 1-8 - границы: 1 -административные, 2 - исследуемого региона, 3 - нефтегазоносной провинции, 4 - не( 7 - надпорядковых структур и структур 0 порядка, 8 - структур I порядка; 9 - область отсутствия отложений рез 11 - з е м л и п о н и ж е н н ы х п е р с п е к т и в II к а т е г о р и и (уд. пл. 3-5 тыс. т УУВ/км 2 ), 13-среднеперспективныеземли II категории (уд. пл. 10-20тыс. тУУВ/км2), 14-среднеперспективныеземли I к;

Тектонические элементы Положительные: Надпорядковые и 0 порядка А - Мессояхсая налонная гряда Структуры I порядка I - ' Ярудейский мегавыступ II - Медвежье-Нумгинский наклонный мегавал III - Часельский наклонный мегавал IV!- Северный свод Отрицательные: Надпорядковые и 0 порядка А - Большехетская мегасинеклиза В - Надымская гемисинеклиза С - Среднепурский наклонный мегажелоб Структуры I порядка: I - Северо-Тазовская мегавпадина II - Нерутинская мегавпадина III - Газовский структурный мегазалив IV- Верхнетанловская мегавпадина V -, Среднепурский наклонный мегаирогиб VI - Пякопурско-Ампутинский наклонный мегапрогиб Промежуточные структуры: Надпорядковые и 0 порядка А - Зауральская мегамоноклиза fi-Красноленинская мегамоноклиза С-|Предьенисейская мегамоноклиза D - Южно-Надымская мегамоноклиза Структуры I порядка: I - Долганская мезомоноклиналь II - Восточно-Тазовская мезомоноклиналь III - Восточно-Пурская мегамоноклиналь IV - Красноселькупская моноклиза V - Северо-Часельская седловина

3

] Ю ПЗ 11 •

12 С И 13 I

114 •

15

снеюрских отложений Надым-Тазовского междуречья емин, А.Ю. Нехаев угегазоносных областей, 5 - распространения резервуара, 6 - Внутренней области и Внешнего пояса, рвуара; 10-15 - категории перспективных земель: 10 - низкоперспективные земли (уд. пл. 1 -3 тыс. т УУВ/км2), 2 - земли пониженных перспектив I категории (уд. п л . 5- 10 т ы с . т У У В / к м 2 \ 2 тегории (уд. пл. 20-30тыс. тУУВ/км ), 15-перспективныеземли II категории (уд. пл. 30-50тыс. тУУВ/км2)

194 70°

70°

75°

80°

75°

E3i Q 2 ГеЗз

80°

Hi

Рис. 3.14. Карта перспектив нефтеносности нижнею| Составили: Г.Г. Шем1 1-8 - границы: 1 -административные, 2 - исследуемого региона, 3 - нефтегазоносной провинции, 4 - нес 7 - надпорядковых структур и структур 0 порядка, 8 - структур I порядка; 9 - область отсутствия отложений ре 11 - низкоперспективные земли (уд. пл.1-3 тыс. т УУВ/км2), 12 - земли пониженных перспектив II категории 14 - среднеперспективные земли II категории (уд. пл. 10-20 тыс. т УУВ/км)

Тектонические элементы Положительные: Надпорядковые и 0 порядка А - Мессояхсая налонная гряда Структуры I порядка I - Ярудейский мегавыступ II - Медвежье-Нумгинский наклонный мегавал III - Часельский наклонный мегавал IV - Северный свод Отрицательные: Надпорядковые и 0 порядка А - Большехетская мегасинеклиза В - Надымская гемисинеклиза С - Среднепурский наклонный мегажелоб Структуры I порядка: I - Северо-Тазовская мегавпадина II - Нерутинская мегавпадина III - Тазовский структурный мегазалив IV - Верхнетанловская мегавпадина V - Среднепурский наклонный мегапрогиб VI - Пякоиурско-Ампутинский наклонный мегапрогиб Промежуточные структуры: Надпорядковые и 0 порядка А ~ Зауральская мегамоноклиза В - Красноленинская мегамоноклиза С - Предьенисейская мегамоноклиза D - Южно-Надымская мегамоноклиза Структуры I порядка: I - Долганская мезомоноклиналь II - Восгочно-Тазовская мезомоноклиналь III - Восточно-Пурская мегамоноклиналь IV - Красноселькуаская моноклиза V - Северо-Часельская седловина

Jio

11

12

13

14

•ских отложений Надым-Тазовского междуречья IH, А.Ю. Нехаев ггегазоносных областей, 5 - распространения резервуара, 6 - Внутренней области и Внешнего пояса, ервуара; 10-14 - категории перспективных земель: 10 - безперспективные земли (уд. пл.>1 тыс. т УУВ/км2), (уд. пл. 3-5 тыс. т УУВ/км2), 13 - земли пониженных перспектив I категории (уд. пл. 5-10 тыс. т УУВ/км2),

195

EBi 0 2

ЕЗ

4 0!

э

Рис. 3.15. Карта перспектив нефтегазоносности тоарского р Составили: ГГ. Шег

1-8 - границы: 1 -административные, 2 - исследуемого региона, 3 - нефтегазоносной провинции, 4 - неф 7 - надпорядковых структур и структур 0 порядка, 8 - структур I порядка; 9 - область отсутствия отложений резе| 11 - з е м л и п о н и ж е н н ы х п е р с п е к т и в II к а т е г о р и и (уд. пл. 3-5 тыс. т У У В / к м 2 ) , 1! 13 - среднеперспективные земли II категории (уд. пл. 10-20 тыс. т УУВ/км2), 14 - среднеперспективные земли I ка!

Тектонические элементы Положительные: Надпорядковые и 0 порядка А - Мессояхсая налонная гряда Структуры I порядка I - Ярудейский мегавыступ II - Медвежье-Нумгинский наклонный мегавал III - Часельский наклонный мегавал IV - Северный свод Отрицательные: Надпорядковые и 0 порядка А - Большехетская мегасинеклиза В - Надымская гемисинеклиза С- Среднепурский наклонный мегажелоб Структуры I порядка: I - Северо-Тазовская мегавпадина II - Нерутинская мегавпадина III - Тазовский структурный мегазалив IV - Верхнетанловская мегавпадина V - Среднепурский наклонный мегапрогиб VI - Пякопурско-Ампутинский наклонный мегапрогиб Промежуточные структуры: Надпорядковые и 0 порядка А - Зауральская мегамоноклиза В - 'Красноленинская мегамоноклиза С - Предъенисейская мегамоноклиза D - Южно-Надымская мегамоноклиза Структуры I порядка: I - Долганская мезомоноклиналь II - Восточно-Тазовская мезомоноклиналь III - Восючно-Пурская мегамоноклиналь IV - Красноселькупская моноклиза V - Северо-Часельская седловина

3«

ю

11

12

гионального резервуара Надым-Тазовского междуречья ли, А.Ю. Нехаев >газоносных областей, 5 - распространения резервуара, 6 - Внутренней области и Внешнего пояса, 2 jyapa; 10-14-категории перспективных земель: 10-низкоперспективные земли (уд. пл. 1-3 тыс. тУУВ/км2\ ) 2) - земли пониженных перспектив I категории (уд. п л . 5- 10 т ы с . т У У В / к м гории (уд. пл. 20-30 тыс. т УУВ/км2)

196

FHi

02

Из

[Z]4

05

Qe

S

Рис. 3.16. Карта перспектив нефтегазоносности плинсбахског Составили: Г.Г. Шеп 1-8 - границы: 1 -административные, 2 - исследуемого региона, 3 - нефтегазоносной провинции, 4 - неф 7 - надпорядковых структур и структур 0 порядка, 8 - структур I порядка; 9 - область отсутствия отложений рез! 11 - низкоперспективные земли (уд. пл.1-3 тыс. т УУВ/км2), 12 - земли пониженных перспектив II категории ( 14 - среднеперспективные земли II категории (уд. пл. 10-20 тыс. т УУВ/км)

Тектонические элементы Положительные: Надпорядковые и 0 порядка А • Мессояхсая налонная гряда Структуры I порядка I -| Ярудейский мегавыступ IIj- Медвежье-Нумгинский наклонный мегавал III - Часельский наклонный мегавал IV - Северный свод Отрицательные: Надпорядковые и 0 порядка А - Большехетская мегасинеклиза В - Надымская гемисинеклиза С • Среднепурский наклонный мегажелоб Структуры I порядка: I - Северо-Тазовская мегавпадина II - Нерутинская мегавпадина III - Тазовский структурный мегазалив IV - Верхнетанловская мегавпадина V - Среднепурский наклонный мегапрогиб VI - Пякопурско-Ампутинский наклонный мегапрогиб Промежуточные структуры: Надпорядковые и 0 порядка А • Зауральская мегамоноклиза В <• Красноленинская мегамоноклиза С • Предъенисейская мегамоноклиза D - Южно-Надымская мегамоноклиза Структуры I порядка: I - Долганская мезомоноклиналь II - Восточно-Тазовская мезомоноклиналь III - Восточно-Пурская мегамоноклиналь IV - Красноселькупская моноклиза V(- Северо-Часельская седловина

38

10

11

12

13

14

регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья ин, А.Ю. Нехаев егазоносных областей, 5 - распространения резервуара, 6 - Внутренней области и Внешнего пояса, рвуара; 10-14 - категории перспективных земель: 10 - безперспективные земли (уд. пл.>1 тыс. т УУВ/кмг), д. пл. 3-5 тыс. т УУВ/км2), 13 - земли пониженных перспектив I категории (уд. пл. 5-10 тыс. т УУВ/км2),

197

1

ЭЬ ЕЗз \~Z

И:

сэ

Рис. 3.17. Карта перспектив газоносности геттанг-синемюрско Составили: ГГ. Ше 1-8 - границы: 1 -административные, 2 - исследуемого региона, 3 - нефтегазоносной провинции, 4 - не 7 - надпорядковых структур и структур 0 порядка, 8 - структур I порядка; 9 - область отсутствия отложений р« 11 - низкоперспективные земли (уд. пл.1-3 тыс. т УУВ/км2), 12 - земли пониженных перспектив II категории 14 - среднеперспективные земли II категории (уд. пл. 10-20 тыс. т УУВ/км)

Тектонические элементы Положительные: Надпорядковые и 0 порядка А\ - Мессояхсая налонная гряда Структуры I порядка I[• Ярудейский мегавыступ II - Медвежье-Нумгинский наклонный мегавал III - Часельский наклонный мегавал 1\ - Северный свод Отрицательные: Надпорядковые и 0 порядка А - Большехетская мегасинеклиза В - Надымская гемисинеклиза 0 - Среднепурский наклонный мегажелоб Структуры I порядка: 1 - Северо-Тазовская мегавпадина II - Нерутинская мегавпадина III - Тазовский структурный мегазалив IV - Верхнетанловская мегавпадина V - Среднепурский наклонный мегаирогиб VI - Пяконурско-Ампутинский наклонный мегаирогиб Промежуточные структуры: Надпорядковые и 0 порядка А - Зауральская мегамоноклиза - Красноленинская мегамоноклиза - Предъенисейская мегамоноклиза - Южно-Надымская мегамоноклиза труктуры I порядка: Долганская мезомоноклиналь I - Восточно-Тазовская мезомоноклиналь II - Восточно-Пурская мегамоноклиналь V - Красноселькупская моноклиза ' - Северо-Часельская седловина

12

13

14

о регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья 1ин, А.Ю. Нехаев угегазоносных областей, 5 - распространения резервуара, 6 - Внутренней области и Внешнего пояса, (ервуара; 10-14 - категории перспективных земель: 10 - безперспективные земли (уд. пл>1 тыс. т УУВ/км2), (уд. пл. 3-5 тыс. т УУВ/км2), 13 - земли пониженных перспектив I категории (уд. пл. 5-10 тыс. т УУВ/км2),

198 НГО (соответственно 7.9, 5.9 тыс. т УУВ/км") и минимальные - в Елогуй-Туруханской НГО - 2.4 тыс. т УУВ/км2. Нефть прогнозируется преимущественно в Надым-Пурской (215.52 млн т, 43.4 %) и Фроловской (187.44 млн т, 37.7 %) нефтегазоносных областях. Значительно меньшие ее объёмы предполагаются в Пур-Тазовской (58.8 млн т, 11.8 %), Среднеобской (25.18 млн т, 5.1 %), Ямальской (6.86 млн т, 1.3 %) и Васюганской (3.17 млн т, 0.7 %) нефтегазоносных областях. В Елогуй-Туруханской НГО в нижнеюрских отложениях ресурсы нефти не прогнозируются. Ресурсы газа предполагаются в основном в Надым-Пурской (1213.69 млрд м , 48.8 %) и Пур-Тазовской (859.90 млрд м , 34.6 %) нефтегазоносных областях. Результаты

количественной

оценки

перспектив

нефтегазоносности

свидетельствуют, что нижнеюрские отложения в пределах Надым-Тазовского междуречья характеризуются распространением земель различных перспектив: перспективных П категории,

среднеперспективных

I

категории,

среднеперспективных

II

категории,

пониженных перспектив I категории, пониженных перспектив II категории и низких перспектив.

Плотности

начальных

суммарных

ресурсов

углеводородов

на

них

2

соответственно равны: 30-50, 20-30, 10-20, 5-10 и 3-5 тыс. т УУВ /км (см. рис. 3.13.). Наиболее

перспективные

земли

(перспективные

земли

П

категории

и

среднеперспективные земли I категории) распространены в северной и юго-западной частях рассматриваемого региона, на севере Надым-Пурской и смежной с пей территории Пур-Тазовской НГО и на юге Фроловской НГО. Среднеперспективные зехмли П категории развиты на трёх различных по размерам и форме участках. Первый из них находится в Пур-Тазовской НГО, где простирается в виде полосы субмеридиональной ориентировки от Северо-Тазовской мегавпадины до Восточно-Пурской мегамоноклинали включительно. Второй

участок

расположен

в

Надым-Пурской

НГО, в

пределах

Нерутинской

мегавпадины и смежных территорий Медвежье-Нумгинского мегавала и ПякопурскоАмпутинского

мегапрогиба. Третий участок

распространения

среднеперспективных

земель II категории охватывает Ярудейский мегавыступ. На остальной большей части территории региона прогнозируется распространение земель пониженных перспектив и, отчасти, низких (см. рис. 3.13.). Перспективы

нефтеносности

нижнеюрских

отложений

Надым-Тазовского

междуречья в основном низкие. На большей части его территории прогнозируются бесперспективные и низкоперспективные земли (см. рис. 3.14.). Лишь на северо-западе региона, в Фроловской и северо-западной части Надым-Пурской НГО, предполагается распространение земель пониженных и средних перспектив (южная часть Фроловской НГО).

199 Перспективы нефтегазоносности тоарского регионального резервуара Тоарский нефтегазоносности

резервуар

характеризуется

нижнеюрских

отложений

наибольшими исследуемого

перспективами

региона.

Начальные

суммарные ресурсы углеводородов его равны 1815.03 млн т УУВ, из них нефти - 436.42 млн т, г а з а - 1183.79 млрд м 3 и конденсата - 194.82 млн т, что соответственно составляет 53.5, 87.8, 47.6, 47.6 % от всех ресурсов углеводородов

нижней юры, т.е. в нём

прогнозируется около половины ресурсов газа и конденсата и почти вся нефть. Все ресурсы углеводородов резервуара относятся к прогнозным, из них по категории Di 941.73 (51.9 %) и D 2 - 873.30 (48.1 %) млн т УУВ. Распределение начальных суммарных

ресурсов углеводородов

резервуара по

нефтегазоносным областям подобно нижнеюрским отложениям в целом. Около половины всех ресурсов углеводородов резервуара прогнозируется в Надым-Пурской НГО (827.47 млн т УУВ, 45.5 %), меньше - в Пур-Тазовской НГО (536.56 млн т УУВ, 29.6 %), еще меньше - в Фроловской НГО (310.34 млн т УУВ, 17.1 %). На остальных четырех нефтегазоносных областях (Ямальская, Елогуй-Туруханская, Среднеобская, Васюганская) прогнозируется всего 140.66 млн т УУВ (7.8 % ) . Удельные плотности начальных суммарных ресурсов углеводородов в пределах выше

отмеченных

нефтегазоносных

областей

характеризуются

следующими

показателями. Наибольшие их значения отмечаются в Фроловской, Надым-Пурской и Ямальской НГО (соответственно 9.9, 8.5 и 7.6 тыс. т УУВ/ км"); меньшие - в Васюганской, Пур-Тазовской и Среднеобской НГО (соответственно 5.4, 4.2 и 3.1 тыс. т УУВ/км2) и наименьшие - в Елогуй-Туруханской НГО (1.7 тыс. т УУВ/км2). Отложения тоарского регионального резервуара в пределах Надым-Тазовского междуречья

характеризуются

распространением

земель

среднеперспективных I категории, среднеперспективных

различных

перспектив:

П категории, пониженных

перспектив I категории, пониженных перспектив 11 категории и низких перспектив (см. рис. 3.15.). Наиболее перспективные земли (среднеперспективные земли), как и нижнеюрских отложений в целом, распространены в северной и юго-западной частях региона, на севере Надым-Пурской и смежной территории Пур-Тазовской НГО и на юге Фроловской НГО. Низкоперспективные земли прогнозируются в его южной (Среднеобская НГО, юг НадымПурской) и восточной (Елогуй-Туруханская

НГО) частях. На остальной обширной

территории региона (Пур-Тазовская, Васюганская НГО, северная и западная части соответственно Фроловской и Надым-Пурской НГО) распространены земли пониженных перспектив.

200 Перспективы нефтеносности тоарского резервуара в целом низкие. На большей части территории региона прогнозируют низкоперспективные и бесперспективные земли. Лишь в ее северной и юго-западной частях отмечаются земли пониженных перспектив. Перспективы нефтегазоносности плинсбахского регионального резервуара Плинсбахский

резервуар

характеризуется

более

низкими

перспективами

нефтегазоносности, чем выше описанный. Начальные суммарные ресурсы углеводородов его равны 1041.57 млн т УУВ, из них нефти 60.55 млн т, газа 843.74 млрд м 3 и конденсата 137.28 млн т, что соответственно составляет 30.7, 12.2, 33.9, 33.7 % от всех ресурсов углеводородов нижней юры, т.е. в нём прогнозируется около 30 % газа и конденсата и небольшая часть нефти. Все ресурсы углеводородов относятся к прогнозным, из них по категории Di - 244.70 (23.5 %) и D 2 - 916.87 (76.5 %) млн т УУВ. Распределение начальных суммарных ресурсов углеводородов

резервуара по

нефтегазоносным областям подобно вышезалегающему. Около половины всех ресурсов углеводородов прогнозируется в Надым-Пурской НГО (506.23 млн т УУВ, 48.1 %), меньше - в Пур-Тазовской НГО (294.83 млн т УУВ, 28.3 %), еще меньше - в Фроловской НГО (165.73 млн т УУВ, 15.0 % ) . В пределах остальных нефтегазоносных областей (Ямальская, Елогуй-Туруханская, Среднеобская, Васюганская) предполагается 98.75 млн т УУВ, 8.9 %. Наибольшие значения удельной плотности ресурсов углеводородов резервуара, как и

тоарского,

отмечаются

в

Фроловской,

Надым-Пурской

и

Ямальской

НГО

(соответственно 5.3, 5.2, 3.8 тыс. т УУВ/км"); меньше - в Васюганской, Пур-Тазовской, Елогуй-Туруханской

и Среднеобской НГО (соответственно 2.3, 2.2, 2.1 и 2.0 тыс.

т УУВ/км2. Отложения междуречья категории,

плинсбахского

характеризуются пониженных

бесперспективных

(см.

(среднеперспективные

резервуара

распространением

перспектив рис. П

на

3.16.).

категории,

I

и

II

Наиболее

территории земель

среднеперспективных

категорий,

низкоперспективных

перспективные

пониженных

Надым-Тазовского

земли

перспектив

I

II и

резервуара категории)

прогнозируются, как и вышезалегающего резервуара, в северной и юго-западной частях региона,

соответственно

в

Надым-Пурской

и

Фроловской

НГО.

На

остальной

существенно большей части его территории развиты низкоперспективные и в меньшей мере бесперспективные земли. Перспективы нефтеносности этого резервуара низкие. Почти на всей территории региона прогнозируются низкоперспективные и бесперспективные земли. Лишь в его

201 северной и юго-западной частях предполагается распространение земель пониженных перспектив П категории. Перспективы нефтегазоносности геттанг-синемюрского регионального резервуара Геттанг-синемюрский

региональный

резервуар,

залегающий

в

основании

осадочного чехла, характеризуется еще более низкими перспективами нефтегазоносности, чем вышезалегающий. Начальные суммарные ресурсы углеводородов резервуара равны 534.59 млн т УУВ, из них газа - 459.11 млрд м 3 , конденсата 75.48 млн т, что соответственно составляет 15.8, 13.5, 18.5 % от всех ресурсов углеводородов нижней юры. То есть, в нём прогнозируется около 14 % газа, 19 % конденсата от всех ресурсов углеводородов

нижней юры и не предполагается присутствие нефти. Все ресурсы

углеводородов относятся к прогнозным, из них по категории Di - 4.90 (1 %) и D 2 - 529.69 (99 %) млн т УУВ. Распределение начальных

суммарных

ресурсов углеводородов

резервуара по

нефтегазоносным областям несколько различается по сравнению с вышезалегающими резервуарами за счет отсутствия его отложений в западной (почти вся территория Фроловской НГО и западные участки Надым-Пурской) и восточной (почти вся территория Елогуй-Туруханской

НГО) частях

региона.

Подавляющая

часть

всех

ресурсов

углеводородов резервуара прогнозируется в Надым-Пурской (294.15 млн т УУВ, 55.0 %) и Пур-Тазовской (228.60 млн т УУВ, 42.7 %) НГО. Удельные плотности начальных суммарных ресурсов углеводородов в их пределах соответственно составляют 4.1 и 1.7 тыс. т УУВ /км". Отложения геттанг-синемюрского резервуара на территории Надым-Тазовского междуречья категории,

характеризуются пониженных

бесперспективных. низкоперспективные

перспектив

На и

распространением

большей

I

и

П

части

бесперспективные

земель категорий,

его земли.

среднеперспективных низких

территории Более

перспектив

П и

прогнозируются

перспективные

земли

распространены лишь в северной части региона, на севере Надым-Пурской и ПурТазовской НГО. Выводы Выполненная количественная оценка перспектив нефтегазоносности нижнеюрских отложений

Надым-Тазовского

междуречья

позволяет

сформулировать

следующие

основные выводы. 1.

Слабоизученные

сейсморазведкой

и бурением

нижнеюрские

отложения

рассматриваемого района, залегающие в основании осадочного чехла на больших

202 глубинах (4-5 км), характеризуются в целом пониженными и низкими перспективами, и в них прогнозируется преимущественно газ. Начальные суммарные ресурсы углеводородов этих отложений оцениваются в 3391 млн т УУВ, в том числе нефти - 497 млн т, газа — 2486 млрд м 3 и конденсата 408 млн т. Все ресурсы относятся к прогнозным, из них по категории Di - 1171 млн т УУВ и по категории Т)2 - 2220 млн т УУВ. Наиболее перспективные земли этих отложений, с плотностью начальных суммарных ресурсов углеводородов 20-50 тыс. т УУВ/км", прогнозируются в северной и юго-западной частях рассматриваемого

региона,

на

севере

Надым-Пурской

и

юге

Фроловской

НГО.

Перспективы нефтеносности нижнеюрских отложений в основном низкие. 2. Среди региональных резервуаров наиболее перспективным на поиски залежей нефти и газа является тоарский резервуар, менее перспективным - плинсбахский и низкими перспективами обладает геттанг-синемюрский резервуар. Начальные суммарные ресурсы углеводородов их соответственно равны: 1817, 1041 и 535 млн т УУВ. Основные ресурсы нефти прогнозируются в тоарском резервуаре (436 млн т), значительно меньше — в плинсбахском (61 млн т). В геттанг-синемюрском резервуаре нефть не прогнозируется. Во всех резервуарах наиболее перспективные земли распространены в северной и югозападной частях Надым-Тазовского междуречья,

на севере Надым-Пурской и

юге

Фроловской НГО, причём плотности начальных суммарных ресурсов углеводородов на этих участках вниз по разрезу уменьшаются. Тоарский резервуар в их пределах имеет плотности 10-30 тыс. т УУВ/км", плинсбахский - 5-20 тыс. т УВВ/км" и геттангсинемюрский - 5-10 тыс. тУУВ/км". 3. Ранее

выполненные

варианты

оценки

перспектив

нефтегазоносное™

нижнеюрских отложений рассматриваемого региона, по сравнению с авторской, были существенно

выше

(Геологическое

строение

...,

2005),

или

выше

(Переоценка

перспективных ..., кн. 3, 2003 ф). Согласно первого из них наиболее перспективные земли тоарского,

плинсбахского

и

геттанг-синемюрского

резервуаров

имеют

удельные

плотности начальных суммарных ресурсов углеводородов соответственно 50-100, 50-100 и 10-30 тыс. т УУВ/км". По оценке автора их плотности прогнозируются в 10-30, 5-20 и 510 тыс. т УУВ /км". Во втором варианте оценки начальных суммарных

ресурсов

углеводородов

наиболее

нижнеюрских отложений рассматриваемого

района земли

высоких перспектив имеют плотности начальных суммарных ресурсов углеводородов 50100 тыс. т УУВ /км2. Авторская их оценка составляет 20-50 тыс. т УУВ/км2.

203 ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основные результаты выполненных исследований заключаются в следующем. На

основе

комплексного

анализа

большого

материалов разработаны детальные модели

объема

геологического

геолого-геофизических строения нижнеюрских

региональных резервуаров и их составных частей (флюидоупоров и проницаемых комплексов), уточнены их стратиграфические объемы, границы, состав, строение и обстановки формирования. Разработанные модели

геологического

строения нижнеюрских

резервуаров позволили с большей достоверностью

региональных

оценить их качество, а также

составных частей - флюидоупоров и проницаемых комплексов. Установлено, что на значительной части рассматриваемой территории качество надояхского и шараповского проницаемых комплексов среднее, а зимнего — пониженное. Для китербютского и левинского флюидоупоров характерно среднее качество, а для лайдинского - пониженное. Тоарский, плинсбахский и геттанг-синемюрскнй региональные резервуары в целом имеют пониженные качества. Анализ ФЕС нижнеюрских пород позволил выявить закономерности их изменений с

глубиной.

Доказано, что

открытая

пористость

и

межзерновая

проницаемость

коллекторов ухудшаются сверху вниз по разрезу. Глубже 4500 м их значения обычно ниже граничных, поэтому вероятность встречи гранулярных глубоких

горизонтах

низкая.

Гранулярные

коллекторов в более

коллекторы

юрских

отложений

рассматриваемого региона характеризуются средней и низкой открытой пористостью и низкой межзерновой проницаемостью. Геологическим способом метода внутренних геологических аналогий по удельной плотности ресурсов нефтегазоносное™

углеводородов тоарского,

выполнена количественная

плинсбахского,

оценка

геттанг-синемюрского

перспектив

региональных

резервуаров и нижнеюрских отложений в целом. Оценены их начальные суммарные ресурсы углеводородов и раздельно ресурсы нефти и газа. Установлено, что на большей части региона перспективы нефтегазоносное™ нижнеюрских отложений пониженные и низкие, и в них прогнозируется преимущественно газ. Лишь в северной и юго-западной частях

прогнозируются

углеводородов

среднеперспективные

земли

с

30-50 тыс. т УУВ/км". Оцененные в 3391

плотностью млн т УУВ

ресурсов ресурсы

углеводородов относятся к прогнозным, в основном к категории D 2 . Среди региональных резервуаров наиболее перспективным на поиски залежей нефти и газа является тоарский резервуар, менее перспективным - плинсбахский, и низкими перспективами обладает

204 геттанг-синемюрский резервуар. Большая часть запасов нефти прогнозируется в тоарском резервуаре, существенно меньше - в плинсбахском, а в геттанг-синемюрском резервуаре нефть не предполагается. Несомненно, что исследования глубокопогруженных резервуаров нижней юры севера Западной Сибири необходимо продолжить. Многие вопросы стратиграфии и детальной

корреляции, литологии

и палеогеографии

остаются

еще

недостаточно

решенными. По мнению некоторых исследователей (Сиротенко, 1996; Белоконь, 2004), на больших глубинах (5-6 км) существуют зоны разуплотнения пород и связанные с ними возможные преимущественно трещинные коллекторы. Однако природа образования этих зон остается невыясненной. Недостаточно изучена дизъюнктивная тектоника и ее влияние на формирование залежей углеводородов. Не выявлено время формирования залежей углеводородов,

а также

не

оценено

возможное

влияние

на

нефтегазоносность

нижнеюрских резервуаров подстилающих их триасовых и палеозойских отложений.

205 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.

Антонова Т.Ф. Критерии оценки пород-экранов нефтяных и

газовых

залежей // Роль литогенеза в формирование и сохранение залежей нефти и газа. М.: Недра. - 1974.-С. 79-87. 2.

Антонова

Т.Ф.

О

классификации

глинистых

покрышек

в

разрезе

центральных районов Западно-Сибирской низменности // Геология нефтегазоносных районов Западно-Сибирской низменности. Новосибирск. - 1967. - С. 128-132. 3.

Антонова Т.Ф., Килина Л.И., Мельников Н.В. Флюидоносные комплексы в

Лено-Тунгусской

провинции // Гидрогеология

нефтегазоносных бассейнов Сибири.

Новосибирск. 1977. С. 75-79. 4.

Атлас литолого-палеогеографических карт СССР

//

Под.

ред.

А.П.

Виноградова// Т.З. Триасовый, юрский и меловой периоды. М. - Госгеолиздат. - 1968. 5.

Атлас литолого-палеогеографических карт юрского и мелового периодов

Западно-Сибирской равнины в масштабе 1:5 000 000 / Под ред. И.И.Нестерова. Тюмень: Изд-во ЗапСибНИГНИ. - Вып. 93. - 1976. 6.

Байбародских Н.И., Бро Е.Г., Гудкова С.А. и др. Расчленение юрских и

меловых отложений в разрезах скважин, пробуренных в Усть-Енисейской синеклизе в 1962-1967 годах // Учен. зап. Науч. -исслед. ин-та геологии Арктики. Регион, геология. 1968.-Вып. 12.-С. 5-24. 7.

Баженова O.K., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А., Хаин В.Е. Геология и геохимия

нефти и газа. М.: Изд-во МГУ. - 2000. - 384 с. 8.

Белоконь

Т.В.

Геологические

нефтегазонакопления в глубокопогруженных

модели

нефтеобразования

и

отложениях севера Западной Сибири //

Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2004. - № 11. С. 19-25. 9.

Белонин М.Д., Смирнов СВ., Плотников А.А. Механизм формирования

крупной зоны газоонакопления в промежуточном комплексе севера Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2007. - № 4. С. 11-16. 10. Беляев С.Ю., Букреева Г.Ф., Красавчиков В.О. и др. Новые структурные и морфоструктурные карты осадочного чехла северной части Западно-Сибирской плиты // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. М. - 1998. - С. 24-27

206 11. Беляев С. Ю., Конторович В.А., Красавчиков В.О. Тектоника мезойскокайнозойского осадочного

чехла Западно-Сибирской

геосинеклизы // Современные

проблемы геологии нефти и газа / Москва. - Научный мир - 2001. - С. 219-228. 12. Бондаренко С.С, Боревский Л.В., Дзюба А.В. Особенности движения глубоких подземных вод // Основы гидрогеологии. Гидродинамика. Новосибирск: Наука. 1983.-С. 173-178. 13. Бородкин В.Н., Бочкарев B.C., Кулахметов Н.Х. Геологическое обоснование бурения глубоких скважин на Уренгойском поднятие и в прилегающих районах // Перспекгивы поисков нефти и газа в Западной Сибири / Тюмень. - 1986. - С. 56-59. 14. Бородкин В.Н., Зарубко Н.С., Коровина Т.А. и др. Условия седиментации нижнего мезозоя по разрезу Тюменской сверхглубокой скважины (СГ-6) // Научное бурение в России. -1996. - Вып. 4. - С. 127-135. 15. Бостриков О.И., Фомичев А.С. Распределение и катагенез органического вещества нижнеюрских отложений Западной Сибири // Геология и нефтегазоносность триас-среднеюрских отложений Западной Сибири. Новосибирск. 1991. С. 84-91. 16. Бостриков

О.И.,

Фомичев

А.С.

Нефтегазопроизводящие

свойства

нижнесреднеюрских отложений Западно-Сибирской плиты // Органическая геохимия нефтепроизводящих пород Западной Сибири. Новосибирск. - 1999. - С. 91-95. 17. Бочкарев B.C. Раннемезозойский этап развития Западно-Сибирской геосин­ клинали // Основные проблемы геологии Западной Сибири. Тюмень. - 1985. - С. 21-33. 18. Бочкарев

B.C.

Геологическое

строения

палеозойского

и

триасового

комплексов в Пуровском регионе и перспективы их нефтегазоносности // Геология и нефтегазоносность Надым-Пур-Тазовского междуречья. Тюмень - Тарко-Сале. - 1995. С. 179-206. 19. Бочкарев B.C. Геодинамика Западной Сибири // Научное бурение в России. Пермь. - 1996. - Вып. 4. - С. 297-308. 20. Бочкарев B.C., Брадучан Ю.В., Глушко Н.К. и др. Триас .северных районов Западной Сибири // Биостратиграфия осадочного чехла Западно-Сибирской равнины. Тюмень. - ЗапСибНИГНИ. - 1989. - С. 4-13. 21. Бочкарев B.C., Пуртова СИ., Стрепетилова В.Г. О стратиграфической схеме триасовых отложений Западной Сибири // Палинологические критерии в биостратиграфии Западной Сибири. - Тюмень. - 1996. - С. 3-14. 22. Брехунцов A.M., Бочкарев B.C., Бородкин В.Н., Дещеня Н.П. Выделение главных нефтегазоносных объектов на севере Западной Сибири в связи с освоением

207 месторождений

нефти

и

газа

//

Геология,

геофизика

и

разработка

нефтяных

месторождений. - 2001. - № 5. - С. 4-15. 23. Брод И.О. Залежи нефти и газа. М.-Л.: Гостоптехиздат - 1951. - 351 с. 24. Брод И.О., Еременко Н.А. Основы геологии нефти и газа. М.: Изд-во МГУ. 1953.-338 с. 25. Вакуленко Сравнительная

Л.Г.,

Злобина

характеристика

О.Н.,

Казанский

постседиментационных

Ю.П.,

Солотчина

изменений

Э.П.

нижнеюрских

отложений Западно-сибирской плиты (на примере Нюрольского и Уренгойского районов) // Геология и проблемы поисков новых крупных месторождений нефти и газа Сибири. Ч. I. - Новосибирск. - 1996. - С. 91-93. 26. Волков A.M. Геологическое картирование нефтегазоносных территорий с помощью ЭВМ. М. - Недра. - 1988. - 221 с. 27. Галеркина С.Г., Веренинова Т.А., Чирва С.А. и др. Итоги изучения фаций и палеогеографии мезо-кайнозоя для прогноза нефтегазоносных толщ на севере Западной Сибири // Геология и нефтегазоносность севера Западной Сибири / Труды ВНИГРИ. 1963. - Вып. 225. -С. 121-166. 28. Геологический словарь. T.l. М.: Недра. - 1973. - 486 с. 29. Геологический словарь. Т.2. М.: Недра. - 1973. - 455 с 30. Геологическое

строение

и

нефтегазоносность

Западно-Сибирской

низменности // Под. ред. Н.Н. Ростовцева / Тюмень. - Тр. ЗапСибНИГНИ. - 1965. - 302 с. 31. Геологическое строение и нефтегазоносность нижней и средней юры Западно-Сибирской провинции / Гурари

Ф.Г., Девятов

В.П., Демин В.И. и др.

Новосибирск. - Наука. - 2005. - 156 с. 32. Геология и нефтегазоность нижних горизонтов чехла Западно-Сибирской плиты // Отв. ред. Ф.Г. Гурари / Новосибирск. - СНИИГГиМС. - 1990. - 106 с. 33. Геология и нефтегазоносность триас-среднеюрских отложений Западной Сибири // Отв. ред. Ф.Г. Гурари / Новосибирск. - СНИИГГиМС- 1991. - 144 с. 34. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. Москва. - Недра. - 1975. - 680 с. 35. Геология нефти и газа Сибирской платформы / А.С. Анциферов, В.Е. Бакин, И.П. Варламов и др. Под ред. А.Э. Конторовича B.C. Суркова, А.А. Трофимука. М. Недра.- 1981.-552с. 36. Геология СССР. Западно-Сибирская низменность / Ред. Н.Н. Ростовцев / М. - Недра. - 1964. - Т. 44. - 550 с.

208 37. Гидрогеология СССР. Т. XVI.

Западно-Сибирская равнина (Тюменская,

Омская, Новосибирская и Томская области). М. - Недра. - 1970. - 368 с 38. Губкин И.М. Учение о нефти. 2 изд. М.-Л. -ОНТИ НКТП. - 1937. - 459 с. 39. Гурари Ф.Г. О происхождении и классификации локальных структур мезокайнозоя Западно-Сибирской низменности. Л. - Тр. ВНИГРИ, 1958. - Вып. 124. - С. 7-30. 40. Гурари

Ф.Г.,

Будников

И.В., Девятое

В.П.

и др.

Стратиграфия

и

палеогеография ранней и средней юры Западно-Сибирской плиты // Региональная стратиграфия нефтегазоносных районов Сибири. - Новосибирск. - СНИИГИМС. - 1988. С. 60-75. 41. Гурари Ф.Г., Еханин А.Е. Закономерности размещения

углеводородных

залежей в нижне,-среднеюрских отложениях Западно-Сибирской плиты // Геология и геофизика. - 1987. - №10. - С. 19-26. 42. Гурари Ф.Г., Зимин Ю.Г., Трофимук А.А. О поисках нефти в северных районах Западно-Сибирской провинции // Геология нефти и газа. - 1971. - № 10. - С. 6-10 43. Гурари Ф.Г., Казаринов В.П., Касьянов М.В., Миронов Ю.К., Нестеров И.И. Ростовцев Н.Н., Ровнин Л.И., Рудкевич М.Я., Трофимук А.А., Эрвье Ю.Г. ЗападноСибирская низменность - новая база нефтегазодобычи СССР // Геология и геофизика. 1961.-№10.-С. 3-15 44. Гурари Ф.Г., Конторович А.Э., Нестеров И.И, Ростовцев Н.Н. Карта прогнозов пефгегазоносности мезозойских отложений Западно-Сибирской низменности // Гелогическое строение и нефтегазоносность Западно-Сибирской низменности. Москва. Тр. ЗапСибНИГНИ. - Вып. 1. - 1965. - С. 192-217. 45. Гурари

Ф.Г.,

Конторович

А.Э.

Методика

оценки

перспектив

нефтегазоносное™ крупных территорий // Геология и нефтегазоносность юго-востока Западно-Сибирской плиты. Новосибирск. - Тр. СНИИГГиМС. - Вып. - 65. - 1967. - С. 6-12. 46. Гурари Ф.Г., Нестеров И.И., Ростовцев Н.Н. Методика составления карты прогнозов нефтегазоиосности // Гелогическое строение и нефтегазоносность ЗападноСибирской низменности. Москва. - Тр. ЗапСибНИГНИ. - Вып. 1. - 1965. - С. 180-191. 47. Гурари Ф.Г., Нестеров И.И., Ростовцев Н.Н., Рудкевич М.Я. Основные закономерности размещения газовых и нефтяных залежей // Гелогическое строение и нефтегазоносность Западно-Сибирской низменности. Москва. - Тр. ЗапСибНИГНИ. Вып. 1.-1965.-С. 175-179. 48. Девятов В.П., Казаков A.M. Морская нижняя и средняя юра Западной Сибири // Геология и нефтегазоносность триас-среднеюрских Сибири / Новосибирск. - 1991. - С. 40-55.

отложений Западной

209 49. Девятое В.П., Казаков A.M., Касаткина Г.В. и др. Проблемы стратиграфии нижней и средней юры Западной Сибири.// Геология и геофизика. - 1994. - № 12. - С. 3-17. 50. Девятов В.П., Казаков A.M., Могучева Н.К. и др. Проблемы стратификации нефтегазоносных нижне-среднеюрских

отложений Западной Сибири // Геология и

геофизика. - 1994. - Т. 35. - N 12. - С. 3-17. 51. Дизъюнктивная тектоника Западно-Сибирской плиты / Ф.Г. Гурари, Ю.Г. Зимин, А.Э. Конторович и др. - Новосибирск. - 1970. - 91 с. 52. Диковский

А.А.

Перспективы

нефтегазоносности

глубокозалегающих

горизонтов нижней юры, триаса и палеозоя // Геология и нефтегазоносность Надым - ПурТазовского междуречья. Тюмень-Тарко-Сале. - 1995. - С. 162-170. 53. Добрынин В.М. Физические свойства нефтегазовых коллекторов в глубоких скважинах - Москва. - Недра. - 1965. - 163 с. 54. Евсеев Г.П. Перспективы нефтегазоносности севера Западно-Сибирской низменности // Геология и нефтегазоносность севера Западной Сибири / Ленинград. Труды ВНИГРИ. - Вып. 225. - 1963. - С. 285-302. 55. Еременко Н.А. Геология нефти и газа: Учебник для вузов. М. - Л.: Недра. 1988. - 679 с. 56. Ехлаков Ю.А., Угрюмов А.Н. Триасовые и юрские отложения в разрезе Тюменской сверхглубокой скважины // Научное бурение в России. 1996. Вып. 4.- С. 79-95. 57. Казаков A.M., Девятов В.П. Стратиграфия нижней и средней юры севера Западной Сибири // Стратиграфия и палеонтология докембрия и фанерозоя Сибири. Новосибирск. - СНИИГГИМС. - 1990. - С. 110-118. 58. Казаков A.M. Девятов В.П., Смирнов Л.В., Сысолова Г.Г. Нефтегазоносные резервуары и номенклатура продуктивных пластов в нижне-среднерских отложениях Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1995. № 6. - С. 2-8 59. Казанский Ю.П., Вакуленко Л.Г., Солотчина Э.П., Фомин А.Н. Зональность постседиментационных изменений в верхнепермских (?), триасовых и юрских породах Тюменской сверхглубокой скважины // Геология и нефтегазоносность Надым - ПурТазовского междуречья. Тюмень-Тарко-Сале. - 1995. - С. 170-179. 60. Карогодин Ю.Н. Ритмичность осадконакопления и нефтегазоносность. М.: Недра. - 1974. - 176 с. 61. Киричкова Биостратиграфическое

А.И.,

Куликова

расчленение

Н.К.,

мезозойских

Овчинникова

отложений,

Л.Л.

вскрытых

и

др.

Тюменской

210 сверхглубокой скважиной // Стратиграфия. Геологическая корреляция. - 1999. - Т. 7. № 1 . - С . 71-85. 62. Конторович

А.Э.

Геохимические

методы

количественного

прогноза

нефтегазоносности. М.: Недра. - 1976. - 248 с. 63. Конторович А.Э. Об условиях формирования залежей нефти и газа в мезозойских отложениях Западно-Сибирской плиты // Нефтепроизводящие толщи и условия образования нефти в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности. Труды СНИИГГиМС. Сер. Нефтяная геология. Вып. 50. Л.:Недра. - 1967. - С. 195-198 64. Конторович А.Э., Данилова В.П., Егорова Л.И. и др. Геолого-геохимические критерии прогноза нефтегазоносности нижнеюрских аллювиально-озерных отложений Западно-Сибирского бассейна// ДАН. - 1998. - Т. 358. - № 6. - С. 799-802. 65. Конторович А.Э., Данилова В.П., Костырева Е.А. и др. Нефтематеринские формации Западной Сибири: старое и новое видение проблемы // Органическая геохимия нефтепроизводящих пород Западной Сибири. - Новосибирск. - 1999. - С. 10-12. 66. Конторович А.Э. Сурков B.C. Трофимук А.А. и др. Пути совершенствования методики подготовки перспективных центральных

районах

и промышленных

Лено-Тунгусской

провинции

//

запасов

нефти и газа

Геологические

условия

в и

методические особенности поисков залежей нефти и газа на Сибирской платформе: Тез. докл. Всесоюз. науч.-техн. совещ. г. Иркутск. 27-29 октября 1981 г / М.- 1981. - С. 10-13 67. Конторович А.Э., Фомин А.Н., Красавчиков В.О., Истомин А. В. Катагенез органического вещества в кровле и подошве юрского комплекса Западно-Сибирского мегабассейна // Геология и геофизика. - 2009. - Т. 50. - № 5. С 68. Конторович

В.А.

Моделирование

волновых

полей

при

прогнозе

геологического разреза нижнеюрских отложений Колтогорского прогиба // Геология и геофизика. - 1992. -№ 12. - С. 124-132. 69. Конторович В.А., Брысякина Л.А., Гончарова М.О. Прогнозирование по сесморазведочным данным и результатам глубокого бурения строения верхнетоарааленских

континентальных

отложений

в

Колтогорском

нефтегазоносном

районе

(Западная Сибирь) // Геология и геофизика. - 1995. - Т. 36. - № 6. - С. 127-137. 70. Конторович В.А., Беляев С.Ю., Конторович А.Э. и др. Тектоническое строение и история развития Западно-Сибирской геосинеклизы в мезозое и кайнозое. // Геология и геофизика. - 2001. - Т. 42. - № 11-12. - С. 1832-1845. 71. Конторович В.А., Беляев С.Ю., Конторович А.Э. Критерии классификации платформенных структур // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2004.-№ 1.-С. 47-58.

211 72. Косыгин Ю.А. Основы тектоники нефтеносных областей. М.: ГНТИНГТЛ. 1952. - 508 с. 73. Красавчиков В.О.,

Беляев С.Ю., Букреева

Г.Ф. и др.

Региональные

структурные карты повышенной детальности по опорным отражающим горизонтам чехла северных и центральных районов Западно-Сибирской плиты // Актуальные вопросы геологии и географии Сибири. Т. 2. Геология нефти и газа. ТГУ. - 1998. - С. 80-82. 74. Красавчиков

В.О.

Комплексная

интерпретация

плохо

согласованных

геолого-геофизических данных при формировании региональных цифровых моделей рельефов глубокопогруженных

геологических поверхностей (на примере осадочного

чехла Западно-Сибирской плиты) // Геоинформатика-2000:

Труды

Международной

научно-практической конференции. Томск. - Изд-во Том. ун-та.- 2000. - С. 147-153. 75. Красавчиков

В.О.

Комплексная

интерпретация

слабо

согласованных

геолого-геофизических данных при построении региональных структурных

карт (на

примере осадочного чехла Западно-Сибирской плиты) // Геология и геофизика. - 2002. Т. 43. - № 5. - С. 456-469. 76. Крутиков Н.М., Нелюбин В.В., Яковлев О.Н. Гидрогеология ЗападноСибирского нефтегазоносного мегабассейна

и особенности формирования залежей

углеводородов. Л.: Недра. -1985.-27 9 с . 77. Ларичев А.И., Рязанова Т.А., геохимия

среднеюрского-иижнемелового

Меленевский В.Н. и др. Органическая

разреза

восточного

борта

Болынехетской

впадины // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2003. - № 1 1 . - С . 4-13. 78. Леворсен А. Науки о Земле: Геология нефти и газа. М. - Мир.- 1970. - 640 с. 79. Леус В.А. Решение задач геологической компьютерной картографии на основе потенциал-полиномов // Геология и геофизика. - 1998.- Т. 39.- № 10.- С. 1423-1430. 80. Леус В.А. О дифференциально обусловленном генерировании функций на базе степенных потенциалов // Сибирский журнал вычислительной математики. Новосибирск. - 1998. - Т. 1. - № 4. - С. 363-371. 81. Лопатин

Н.В.,

Емец

Т.П.,

Симоненкова

О.И.,

Галушкин

Геохимические предпосылки поисков нефти и газа в глубокозалегающих

Ю.И.

юрских и

триасовых отложениях Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1997. - № 4. - С. 2-15. 82. Лопатин Н.В., Емец Т.П., Симоненкова О.И., Галушкин Ю.И. Об источнике нефтей, обнаруженных в коре выветривания и кровле палеозойского фундамента на

212 площадях

Среднего

Приобья

//

Геология,

геофизика

и

разработка

нефтяных

месторождений. - 1997. - № 7. - С. 7-22. 83. Лопатин Н.В., Емец Т.П. Нефтсгенерационные свойства и катагенез глинистых пород мезозойско-пермских стратотипов, вскрытых Тюменской сверхглубокой скважиной СГ-6 // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1998. № 6 . - С . 9-19. 84. Марковское газоконденсатное и нефтяное месторождение / А.Н. Золотов, А.С. Овчинников, А.С. Повышсв и др. // Материалы по геологии и нефтегазоносности Восточной Сибири. - Новосибирск. - 1967. - С. 97-114. 85. Матусевич

В.М.

Геохимия

подземных

Западно-Сибирского

нефтегазоносного бассейна. - Москва. - Недра. - 1976. - 157 с. 86. Меленевский

В.Н.

Методические

рекомендации

по

применению

пиролитических методов моделирования в органической геохимии. - Новосибирск. - 1991. -48 с. 87. Меленевский В.Н., Фомин А.Н. О глубинной зональности нефти и газообразования // Геология нефти и газа. - 1997. - № 7. - С. 4-7. 88. Меленевский В.Н., Ларичев В.И., Сухоручко В.И., Фомичев А.С. Оценка генерационно-аккумуляционных

свойств

нефтематеринских

отложений

с

помощью

данных пиролиза (тез. докл.) // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа (материалы Пятой международной конференции). М. - МГУ.- 2001. - Ч. II. - С. 306-308. 89. Мельников Н.В., Шемин Г.Г. терригенном

комплексе

Закономерности

центральных

формирования

Главные

районов

скоплений

зоны нефтегазонакопления в

Ленно-Тунгуской

нефти

и

газа

в

провинции

//

платформенных

нефтегазоносных провинциях СССР. Л. - 1985. - С. 143-164. 90. Мельников Н.В., Шемин Г.Г., Ефимов А.О. Палеогеография Сибирской платформы в венде // Палеогеография фанерозоя Сибири. Новосибирск. - СНИИГиМС. 1989.-С. 3-10. 91. Методика

изучения

карбонатных

коллекторов

и

классификация

карбонатных коллекторов и приуроченных к ним залежей нефти и газа / Под. ред. К.В. Аширова. Куйбышев. - 1971. - 140 с. 92. Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России. М. - Изд-ВНИГНИ. - 2000. - 189 с. 93. Методы изучения тектоники, нефтегазоносных мезозойских отложений Сибири / Под. ред. К.И. Микуленко и B.C. Старосельцева. М. - Недра. - 1974. - 203 с.

213 94. Могучева Н.К. Фитостратиграфия нижней и средней юры Западной Сибири // Геология и нефтегазоносность нижних горизонтов чехла Западно-Сибирской плиты. Новосибирск. - СНИИГГИМС. - 1990. - С. 35-45. 95. Москвин В.И. Об условиях и продолжительности первичной миграции нефти // Геология нефти и газа. - 1981. - № 11. - С. 19-22. 96. Москвин В.И., Меленевский В.Н., Фомин А.Н. Оценка генерационного потенциала органического вещества глубокопогруженных

нефтегазоносных формаций

ранней юры Западной Сибири // Результаты работ по межведомственной региональной научной программе "Поиск" за 1992-1993 годы. - Новосибирск. - 1995. - Ч П. - С. 75-76. 97. Москвин В.И., Данилова В.П., Костырева Е.А. и др. Условия накопления, геохимия углеводородов-биомаркеров тогурской

свиты

(нижний

тоар)

и нефтегенерационный потенциал Западной

Сибири

//

отложений

Органическая

геохимия

нефтепроизводящих пород Западной Сибири. - Новосибирск. - 1999. - С. 95-98. 98. Наливкин В.Д. Тектоника мезо-кайнозойских отложений запада ЗападноСибирской низменности // Геология

и нефтеносность запада

Западно-Сибирской

низменности / Ленинград. - Труды ВНИГРИ. - 1959. - Вып. 140. - С. 254-295. 99. Нежданов А.А. Маркирующие горизонты в продуктивных

отложениях

мезозоя Западной Сибири // Выделение и корреляция основных стратонов мезозоя Западной Сибири. Тюмень. - ЗапСибНИГНИ. - 1984. - С. 97-106. 100. Нежданов А.А. Сейсмогеологический анализ нефтегазоносных отложений Западной Сибири для целей прогноза и картирования неантиклинальных ловышек и залежей УВ // Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геологоминералогических наук. Тюмень. - 2004. - 35 с. 101. Нежданов

А.А.,

Огибенин

В.В.

Материалы

к

региональной

стратиграфической схемы нижней и средней юры Западной Сибири / Биостратиграфия мезозоя Западной Сибири. Тюмень. - ЗапСибНИГНИ. - 1987. - С. 32-40. 102. Нежданов А.А.,

Огибенин В.В., Комиссаренко В.К. Новые данные о

строении нижне-среднеюрских отложений Тюменской области // Нефтегазоносность отложений северных районов Западной Сибири. Тюмень. ЗапСибНИГНИ.- 1987.- С. 32-40. 103. Нестеров

И.И.

Критерии

прогнозов

нефтегазоносности

//

Труды

ЗапСибНИГНИ. - Вып. 15. - М. - Недра. - 1969. - 335 с. 104. Нестеров И.И., Потеряева В.В., Салманов Ф.К. Закономерности распреде­ ления крупных месторождений нефти и газа в земной коре. - М.- Недра.- 1975. - 45 с.

214 105. Нестеров И.И., Бочкарев B.C. Триас-юрский период развития Западной Сибири.// Теоретические и региональные проблемы геологии нефти и газа. Новосибирск. -Наука.-1991.-С. 110-116. 106. Нестеров И.И., Бочкарев B.C., Пуртова С И . Уникальный разрез триаса Западной Сибири // Докл. РАН. - 1995. - Т. 140. - № 5. - С. 659-663. 107. Нестеров

И.И., Ровнин

Л.И.,

Ростовцев

Н.Н.

Оценка

и

прогнозы

нефтегазоносности мезо-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской плиты // Труды ЗапСибНИГНИ. - Вып. 11. - М. - Недра. - 1968. - С. 335-376. 108. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Вып. 2. Западно-Сибирский бассейн / Конторович А.Э., Сурков B.C., Трофимук А.А. и др. [Редкол: гл. ред. А.Э. Конторович]. Новосибирск. - 1994. - 201 с. 109. Нехаев

А.Ю.

Характеристика

фильтрационно-емкостных

свойств

песчаников нижнеюрских региональных резервуаров севера Западной Сибири // Вестник Томского гос. ун-та. Сер. Науки о Земле (геология, география, метеорология, геодезия). 2003. - № 3 (II). - С. 324-327 ПО. Никитенко Б.Л., Сапьяник В.В.,

Глинских

Л.А.

Ранне-среднеюрские

комплексы форанимифер и остракод северной и южной окраин Западно-Сибирской равнины // Новости палеонтологии и стратиграфии / Приложение к журналу Геология и геофизика. - 2000. - Т. 41. - Вып. 2-3. - С. 87-109. 111. Никулин Б.В. 30 лет со дня открытия первого месторождения углеводородов в

пуровском

районе.

История.

Итоги.

Перспективы

поисков

//

Геология

и

нефтегазоносность Надым - Пур-Тазовского междуречья. Тюмень - Тарко-Сале. - 1995. С. 9-16. 112. Огнев

А.Ф.,

Туренков

Н.А.

Энергетические

критерии

прогноза

высокопродуктивных зон нефтегазонакопления на больших глубинах и выбора главных направлений

геологоразведочных

работ

в

северных

регионах

Западно-Сибирской

провинции / Критерии оценки нефтегазоносности ниже промышленно освоенных глубин и определение

приорететных

напаравлений геолого-разведочных

работ.

Пермь. -

КамНИИКИГС. - 2000. - С. 31-32. 113. Павлова Н. Н. Деформационные и коллекторские свойства горных пород. М.: Недра, 1975. 240 с. 114. Полякова И.Д., Борукаев Г.Ч., Колганова М.М. и др. Нефтеобразование на больших глубинах Колтогорско-Уренгойского грабен-рифта // Геохимия. - 1994. - № 1. С. 111-121.

215 115. Предтеченская Е.А., Будников И.В., Девятое В.П. Литология, фация и коллекторы нижней-средней юры Уренгойского района // Геология и нефтегазоносность триас-среднеюрских отложений Западной Сибири. - Новосибирск. - 1991. - С. 20-32. 116. Прогноз месторождений нефти и газа / Конторович А.Э., Фотиади Э.Э., Демин В.И. и др. - М. - Недра. - 1981. - 307 с. 117. Прогноз нефтегазоносности

локальных

объектов

объектов

на основе

выявления ловушек в трехчленном резервуаре (Методические указания) / В.Д. Ильин, А.Н. Золотое, С П . Максимов и др. - М. - Недра. - 1986. - 68 с. 118. Прозорович Г.Э. Покрышки залежей нефти и газа.- М.- Недра.- 1972. - 170 с. 119. Пуртова С И . Палинокомплексы из раннеюрских отложений Губкинского и Вартовского

литолого-фациальных

районов // Биостратиграфия

осадочного

чехла

Западно-Сибирской равнины. - Тюмень. - ЗапСибНИГНИ. - 1989. - С. 30-36. 120. Пуртова С И . Детальное обоснование возраста раннего мезозоя и перми в разрезе Тюменской сверхглубокой скважины // Тюменская сверхглубокая скважина. Пермь.- 1996.-С. 94-100. 121. Пуртова

С И . Роль макроостатков растений для стратиграфии

триас

ниженеюрских отложений Западно-Сибирской плиты // Палинологические критерии в биостратиграфии Западной Сибири. - Тюмень. - 1996. - С. 29-36. 122. Пуртова раннемезозойских

СИ.,

Игнатова

отложений

М.М.

Надым-Тазовской

Палинологическая синклинали

характеристика

Западной

Сибири //

Палинология в стратиграфии. - М. - Наука. - 1994. - С. 65-68. 123. Решения Межведомственного совещания по разработке унифицированных стратиграфических схем Сибири. - М. - Гостоптехиздат. - 1959. - 91 с. 124. Решения и

Труды

Межведомственного

совещания

по

доработке

и

уточнению стратиграфических схем Западно-Сибирской низменности - Ленинград. Гостоптехиздат. - 1961. - 465 с. 125. Решения и

Труды

Межведомственного

совещания

по

уточнению унифицированной и корреляционной стратиграфических

доработке

и

схем Западно-

Сибирской низменности. - Тюмень. - Ч. 1. - 1969. - 143 с. 126. Решения

V

Межведомственного

регионального

стратиграфического

совещания по мезозойским отложениям Западно-Сибирской равнины (Тюмень, 1990). Тюмень.- 1991.-54 с. 127. Решение 6-го

Межведомственного

стратиграфического

совещания по

рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири. Новосибирск, 2003 г. - Новосибирск. - 2004. - 113 с.

216 128. Ровнина Л.В. Палинология нефтегазоносных отложений мезозоя Западной Сибири. М. - ИГиРГИ. - 1994. - 59 с. 129. Роль литогенеза в формировании и сохранении залежей нефти и газа / Т.И. Гурова, Т.Ф. Антонова, К.С. Кондрина и др. - М. - Недра. - 1974. - 136 с. 130. Ростовцев

Н.Н, Алескерова

З.Т.,

Еганов

Э.А.

и

др.

Стратиграфия

мезозойских и третичных отложений мезозойских и третичных отложений ЗападноСибирской низменности // Труды межведомственного

совещания по стратиграфии

Сибири. - Москва. - Гостоптехиздат. - 1957. - С. 113-128. 131. Ростовцев Н.Н., Симоненко Т.Н. О поисках нефти и газа в ЗападноСибирской низменности // Геология нефти и газа. - 1959. - № 6. - С. 7-19. 132. Ростовцев Н.Н. Принципы построения структурных карт и тектонических схем платформенного чехла Западно-Сибирской низменности // Труды СНИИГГИМС. Гостоптехиздат. - 1961. - Вып. 7. - С. 17-35. 133. Ростовцев Н.Н., Рудкевич М.Я. Схематическая

структурная

карта по

подошве мезойско-кайнозойского чехла Западно-Сибирской плиты // Гелогическое строение и нефтегазоносность

Западно-Сибирской низменности. - Москва. - Тр.

ЗапСибНИГНИ. - Вып. 1. - 1965. - С. 37-42. 134. Рыльков А.В. Геолого-геохимические особенности пород, пластовых вод, углеводородов в залежах и их связь с распределением нефтегазоносности в юрскомеловых отложениях Надым-Тазовского междуречья // Геология и нефтегазоносность Надым - Пур-Тазовского междуречья. - Тюмень - Тарко-Сале. - 1995. - С. 34-49. 135. Савченко В.П. Условия формирования залежей нефти и газа при струйной миграции в водонасыщенных породах // Вопросы геологии нефтяных месторождений. М. - Гостоптехиздат. - 1958. - С. 86-118. 136. Сахибгареев

Р.С.

Минералогия

глин

продуктивных

отложений

месторождений Сургутского нефтегазоносного района (Западной Сибири): Автореферат дис. канд. геолого-минерал, наук. - М. - 1968. - 25 с. 137. Сверчков Г.П. Зависимость высоты и размеров залежей от мощности покрышек // Условия формирования и закономерности размещения месторождений нефти и газа (на примере Западно-Сибирской и других эпигерцинских плит СССР). - Л.- Недра. 1967.-С. 122-133. 138. Сверчков Г.П. Нефтегазоносность западной части Западно-Сибирской низменности // Геология и нефтеносность запада Западно-Сибирской низменности / Ленинград. - Труды ВНИГРИ. - 1959. - Вып. 140. - С. 312-353.

217 139. Силич В.Е. Оценка качества гидрогеологического опробования глубоких горизонтов севера Западной Сибири // Разведка, каптаж и охрана подземных вод Тюменской области. - Тюмень. - ЗапСибНИГНИ. - 1986. - Вып. 204. - С. 103-112. 140. Сиротенко Л.В. Влияние глубинных факторов на коллекторские свойства пород // Научное бурение в России. - 1996. - Вып. 4. - С. 175-183. 141. Сиротенко Л.В., Сиротенко О.И. Геологические факторы нефтегазоносности глинистых толщ на больших глубинах // Геология нефти и газа. - 2001. - № 5. - С. 13-24. 142. Систематика и классификация осадочных пород и их аналогов / Шванов В.Н., Фролов В.Т., Сергеева Э.И. и др. - С-Пб. - Недра. - 1998. - 352 с. 143. Скоробогатов

В.А.

Качественный

и

количественный

прогноз

нефтегазоносности и поиски углеводородных скоплений в породах нижнего мела и юры Надым - Пур-Тазовского междуречья // Геология и нефтегазоносность Надым - ПурТазовского междуречья. - Тюмень - Тарко-Сале. - 1995. - С. 60-73. 144. Скоробогатов В.А. Проблема оценки и освоения потенциальных ресурсов газа в глубокопогруженных Критерии

оценки

определение

горизонтах юры северных районов Западной Сибири /

нефтегазоносности

приоритетных

ниже

направлений

промышленно

освоенных

геолого-разведочных

работ

глубин

// Пермь.

и -

КамНИИКИГС. - 2000. - С. 204-207. 145. Ставицкий Гидрохимическая

Б.П.,

зональность

Курчиков юрских

А.Р.,

Конторович

и меловых

А.Э.,

отложений

Плавник

А.Г.

Западно-Сибирского

бассейна// Геология и геофизика. 2004. Т.45. № 7. С. 826-832. 146. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Триасовая система / Казаков A.M., Константинов А.Г., Курушин Н.И. и др. - Новосибирск. - Изд. СО РАН. филиал «ГЕО» - 2002. - 322 с. 147. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Юрская система / Шурыгин Б.Н., Никитенко Б.Л., Девятов В.П. и др. - Новосибирск. - Изд.-во СО РАН. 2000. - 480 с. 148. Стратиграфия юрской и меловой систем Севера СССР / Сакс В.Н., Ронкина 3.3., Шульгина Н.И. и др. - М. - Л. - Изд. АН СССР. - 1963. - 227 с. 149. Сурков B.C. Рифтогенез и нефтегазоносные бассейны Сибири // Геология нефти и газа. - 1998. - № 10. - С. 33-36. 150. Сурков среднеюрские

B.C.,

Гурари

Ф.Г.,

Смирнов

Л.В.,

Казаков

отложения Западно-Сибирской плиты, особенности

A.M. их

Нижне-

строения и

нефтегазоносность // Теоретические и региональные проблемы геологии нефти и газа. Новосибирск. -Наука. - 1991. - С. 101-110.

218 151. Сурков B.C., Девятов

В.П., Казаков A.M., Смирнов Л.В. Динамика

накопления нижнеплитного комплекса Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна // Отечественная геология. - 1998. - № 1. - С. 13-16. 152. Сурков B.C., Казаков A.M., Девятов В.П., Смирнов Л.В. Перспективы развития геологоразведочных работ по поискам месторождений углеводородов в нижней и средней юре Надым-Тазовского междуречья. // Геология и нефтегазоносность НадымПур-Тазовского междуречья. - Тюмень-Тарко-Сале. - 1995. - С. 73-79. 153. Сурков

B.C.,

Казаков

A.M.,

Девятов

В.П.,

Смирнов

Л.В.

Нижне-

среднетриасовый рифтогенный комплекс Западно-Сибирского бассейна // Отечественная геология. - 1997. - № 3. - С. 31-37. 154. Сурков B.C., Казаков A.M., Девятов В.П. и др. Перспективы нижнесреднеюрских отложений Ямало-Ненецкого автономного округа // Геология нефти и газа. - 1 9 9 8 . - № 1 1 . - С . 8-20. 155. Трофимук

А.А.,

Карогодин

Ю.Н.,

Мовшович

Э.Б.

Проблемы

совершенствования понятийной базы геологии нефти и газа // Геология и геофизика. 1980.-№ 2 . - С . 3-10. 156. Ушатинский И.Н., Рыльков А.В. Состав и условия формирования пород глубокозалегающих нефтегазоносных комплексов Уренгойского района (по материалам сверхглубокой скважины СГ-6) // Научное бурение в России. - 1996.- Вып. 4. - С. 221-231. 157. Ушатинский И.Н., Рыльков А.В. Литогеохимические показатели перспектив нефтегазоносности триас-юрских отложенй на севере Западной Сибири / Критерии оценки нефтегазоносности ниже промышленно освоенных глубин и определение приоритетных направлений геолого-разведочных работ. - Пермь. - КамНИИКИГС. - 2000. - С. 25-26. 158. Хаин В.Е. Геотектонические основы поисков нефти. Баку. - Азнефтеиздат. 1954. - 692 с. 159. Ханин В.А. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР. - М. - Недра. - 1973. - 303 с. 160. Ханин В.А. Породы-коллектора нефти и их изучение. М. - Недра. - 1964. 366 с. 161. Ханин В.А. Терригенные породы-коллекторы нефти и газа на больших глубинах. Москва. - Недра. - 1979. - 138 с. 162. Ханин В.А., Абдурахманов К.А., Лазарева В.И. Свойства глинистых породпокрышек мезозойского нефтегазоносного комплекса отложений некоторых районов Передкавказья // Геология нефти и газа. - 1969. - № 10. - С. 12-18.

219 163. Хафизов С.Ф, Шиманский В.В. Моделирование и прогноз зон формирования коллекторов (на примере юрских и меловых отложений Западно-Сибирской плиты). Санкт-Петербург. - Недра. - 2002. - 191 с. 164. Чочиа Н.Г., Андреев А.В., Андреев Ю.Ф. и др. Структурно-тектоническая схема

севера

Западно-Сибирской

нефтегазоносной

провинции

//

Геология

и

нефтегазоносность севера Западной Сибири / Ленинград. - Труды ВНИГРИ. - 1963. Вып. 225. - С. 206-255. 165. Фрик М.Г., Горбачев В.И., Белоконь Т.В. Нефтегазоматеринские свойства глубокопогружеиных

триасовых

и

юрских

отложений

севера

Западно-сибирской

нефтегазоносной провинции // Геохимия. - 1994. - № 10. - С. 1510-1518. 166. Фомин А.Н. Катагенез органического вещества палеозойских отложений на юго-востоке Западно-Сибирской плиты // Геология и геофизика. - 1997. - Т. 38. - № 6. С. 1079-1087. 167. Фомин А.Н., Дочкин Д.А., Красавчиков В.О. Катагенез органического вещества

юрских отложений северных районов Западно-Сибирского мегабассейна //

Органическая геохимия нефтепроизводящих пород Западной Сибири. - Новосибирск. 1999.-С. 71-77. 168. Фомин А.Н., Конторович А.Э., Красавчиков В.О. Катагенез органического вещества

и

перспективы

нефтегазоносности

юрских,

триасовых

и

палеозойских

отложений северных районов Западно-Сибирского мегабассейна // Геология и геофизика. - 2001. - Т. 42. - № 11-12. - С. 1875-1887. 169. Фомичев

А.С.,

Бостриков

О.И.,

Ларичев

А.И.

и

др.

Применение

геохимических и неотектонических методов для решения прогнозных и поисковых задач в северных нефтегазоносных областях Западной Сибири // Геология и нефтегазоносность Надым - Пур-Тазовского междуречья. - Тюмень - Тарко-Сале. - 1995. - С. 49-60. 170. Фомичев А.С., Бостриков О.И Картирование нефтепроизводящих пород нижнее-среднеюрских

горизонтов

Западно-Сибирской

плиты

//

Ш

века

горно­

геологической службы России. Материалы региональной конференции геологов Сибири, Дальнего Востока и Северо-Востока России. - Томск. - 2000. - Т.1. - С. 249-251. 171.Чиков Б.М., Гайдебурова Е.А., Зиновьев С В . Баженовский горизонт в структуре мезозойского комплекса// Геология нефти и газа. - 1997. - № 10. - С. 4-10. 172. Шемин Г.Г.

Критерии

прогноза

нефтегазоносности

древних

полифациальных плитных комплексов (на примере центральных районов Сибирской платформы): Автореф. дис. на соиск. учён. степ. д. г.-м. н. - Новосибирск. - ОИГГиМ СО РАН. - 1994. - 40 с.

220 173. Шемин Г.Г.

Прогноз нефтегазоносности отложений

венда

и нижнего

кембрия центральных районов Сибирской платформы // Геология и геофизика. - 2001. Т. 42. - № 11-12. - С. 1927-1944. 174. Шемин Г.Г., Бейзель А.Л., Левчук М.А. и др. Детальная корреляция нефтегазоносных отложений келловея и верхней юры северных районов Западной Сибири // Геология и геофизика. - 2000. - Т. 41. - № 8. - С. 1131-1144. 175. Шемин Г.Г., свойств

и закономерности

Нехаев их

А.Ю.

Характеристика

изменения

фильтрационно-ёмкостных

в зависимости

от

глубины

залегания

нефтегазоносных резервуаров юры севера Западно-Сибирской НГП // Горные ведомости. 2005.-№ 12.-С. 16-23. 176. Шемин Г.Г., Нехаев А.Ю., Бейзель А.Л. Характеристика фильтрационноёмкостных свойств и закономерности их изменения в зависимости от глубины залегания нефтегазоносных резервуаров юры севера Западно-Сибирской НГП // Перспективы нефтегазоносности Западно-Сибирской нефтегазовой провинции. - Тюмень. - 2004. С. 345-349. 177. Шемин Г.Г., Нехаев А.Ю., Красавчиков В.О. и др. Критерии и результаты оценки перспектив нефтегазоносности нижней юры Надым-Тазовского

междуречья

Западно-Сибирской НГП // Геология геофизика. - 2002. - Т. 43. - № 12. - С. 1107-1123. 178. Шемин Г.Г., Нехаев А.Ю., Рябкова Л.В., Фомин А.Н. Критерии и результаты оценки перспектив нефтегазоносности глубокопогруженных толщ нижней юры севера Западно-Сибирской НГП // Критерии оценки нефтегазоносности ниже промышленно освоенных глубин и определение приоритетных направлений геолого-разведочных работ: Тез. докл. Всерос. науч.-практ. конф., Пермь, 8-10 февраля 2000 г. / - Пермь. КамНИИКИГС. - 2000. - С. 28-30. 179. Шемин Г.Г., Нехаев А.Ю., Рябкова Л.В. и др.

Высокоразрешающая

стратиграфия нефтегазоносных отложений нижней и средней юры северных районов Западной Сибири // Геология и геофизика. - 2001. - Т. 42. - № 5. - С. 749-765. 180. Шемин Г.Г., Нехаев А.Ю., Фомин А.Н. др. Критерии и оценка перспектив нефтегазоносности глубокопогруженных толщ нижней юры севера Западно-Сибирской НГП // Критерии оценки нефтегазоносности ниже промышленно освоенных глубин и определение

приоритетных

направлений

геологоразведочных

работ

/

Пермь.

-

КамНИИКИГС. - 2001. - Кн. I. - С. 107-132. 181. Япаскурт О.В., Фролов В.Т., Горбачев В.И., Диковский А.А. Особенности постседиментационных преобразований раннемезозойских терригенных пород Ново-

Ш Уренгойской сверхглубокой скважины // Бюл. МОИП. Отд.геол. - 1992. - Т. 67. - Вып.1. С. 73-84. 182. Япаскурт

О.В.,

Горбачев

В.И.

Литогенез

и факторы формирования

глубинной пористости отложений триаса, нижней и средней юры Тюменской скважины // Научное бурение в России. - 1996. - Вып. 4. - С. 194-203. 183. Shemin G.G., Nekhayev A.Yu. Poroperm characterics and their variation with changing of buried depth of Jurassic reservoirs in north part of West Siberian //Xinjiang Petroleum Geology. - 2006. - Vol. 27. - No. 1 (118). - P. 127-133.

Фондовая литература

184.

Геолого-геохимическое

обоснование

перспектив

нефтегазоносности

глубокопогруженных толщ палеозоя, триаса и юры в Надым-Тазовском междуречье: Отчет НИР // ИГНГ СО РАН; Отв. исп. Шемин Г.Г., Фомин А.Н. - Новосибирск. - 1998. В 5 кн. Кн. 1: Стратиграфия палеозоя и мезозоя. -632 с. Кн. 2: Тектоника домезозойского основания и осадочного чехла. - 197 с. Кн. 3. Т. 1: Литология и палеогеография юрских отложений. - 366 с. Кн. 5: Перспективы нефтегазоносности палеозойских, триасовых, юрских отложений и направлений нефтепоисковых работ - 293 с. 185. Литолого-палеогеографические, палеотектонические и геохимические критерии нефтегазоносности юрских отложений севера Западно-Сибирской плиты: Отчет НИР / ИГНГ СО РАН; Отв. исп. Шемин Г.Г., Дещеня Н.П. - Новосибирск.- 2001.- Кн. 1.-258 с. 186. Переоценка перспективных, прогнозных и суммарных начальных ресурсов нефти, газа и конденсата Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции: Отчет о НИР / ИГНГ СО РАН. - Отв. исп. Л.М. Бурштейн. - Новосибирск. - 2003. - В 5 кн. Кн. 2: - 629 с. Кн. 3: - 177 с. Кн. 4: - 337 с.

i