Формации и залежи апт-альб-сеноманского нефтегазоносного ком-плекса

 

На большей части территории Западно-Сибирского нефтегазоносно-го бассейна аптский, альбский и сеноманский ярусы совместно образуют единый массивный природный резервуар регионального ранга, мощностью до 1000м, сложенный преимущественно песчаными породами. Встречаю-щиеся внутри нее глинистые покрышки имеют локальное распростране-ние. Нижняя граница резервуара в северных областях бассейна литологи-чески отчетливо не выражена, в Среднеобской области она проводится по кровле алымской свиты, сложенной глинистыми породами. Сверху он пе-рекрыт глинистыми отложениями кузнецовской свиты (туронский ярус), имеющими региональное распространение. Формирование апт-альб-сеноманского осадочного комплекса происходило на стадии общей регрес-сии моря и господства континентальных условий осадконакопления на фоне ускоренного прогибания бассейна и заполнения его преимуществен-но песчаными плохо отсортированными осадками молассового типа. Осад-ки имеют все признаки континентальности, выделяются как глинисто-песчаная континентальная формация, известны под названием "покурская свита". Песчаники имеют серый, светлосерый цвет, мелко-, среднезерни-стую структуру, кварцево-полевошпатовый состав, глинистый, прослоями известковистый цемент. Мощность песчаных слоев достигает 30 -50м. Алевриты серые, зеленовато-серые, прослоями глинистые, песчаные, про-слои их по мощности достигают 15м. Глины темновато- серые, зеленовато-серые, буроватые, алевритистые, мощностью до 2-10м. Отдельные интер-валы разреза сложены частым переслаиванием песчаников, алевролитов, глин. Мощность таких пачек переслаивания достигает 50-70м. В альбской

 

 

303

части разреза отмечаются включения черных обуглившихся растительных остатков, отпечатки папоротников, прослойки угля толщиной 2-3 см. В Та-зовско-Уренгойском и Омско-Ларьякском районах отмечаются прослои конгломератов, гравелитов, единичные пласты бурых углей. Альбский ярус отличается несколько повышенной глинистостью, сеноманский - по-вышенной песчанистостью . Содержание органического углерода в глинах альбского яруса составляет 1,2 – 2,0%.

Апт-альб-сеноманский осадочный комплекс является главным газо-носным природным резервуаром Западно-Сибирского бассейна, содержит свыше 60% промышленных запасов газа (23трлн.м³) этого региона. Основ-ные газовые скопления локализованы в кровле комплекса ( в сеноманском ярусе) под туронской глинистой покрышкой, находятся на глубинах 700-1200м. На Тазовском, Северо-Комсомольском и Русском месторождениях газовые залежи содержат оторочки тяжелой нефти. Нефтяная часть Рус-ского месторождения резко преобладает по запасам над газовой частью, относится к категории гигантских. На Северо-Комсомольском месторож-дении толщина нефтяной оторочки составляет 6-7м, дебит нефти 24 м³/сутки. Нефть малосернистая, высокосмолистая плотностью 0,946-0,954 г/см³. Продуктивный горизонт (пласт ПК1) сложен переслаиванием песча-ников, алевритов, глин. Все проницаемые пласты гидродинамически свя-заны между собой. Песчаники плохо отсортированные, аркозовые, слабо уплотненные, полурыхлые с цементом контактового, контактово-порового типа, хлорит-гидрослюдистого состава. Коллекторские свойства их высо-кие. На Заполярном месторождении эффективная пористость песчаных по-род в среднем составляет 26,5%, проницаемость – 1100·10^-15м². Дебиты га-за доходят до 7 млн. м³/сутки. Всего в сеноманском резервуаре выявлено

 

55 залежей, из которых 50- газовые, 4- нефтегазовые, 1- нефтяная. Все они контролируются антиклинальными ловушками, относятся к массивному сводовому типу, индексируются как ПК1.

Наиболее крупные залежи приурочены к высокоамплитудным купо-лам и валам Надым-Пурской и Пур-Тазовской нефтегазоносных областей: Уренгойская и Ямбургская газовые залежи относятся к категории уникаль-ных. На Уренгойском месторождении (рис.99) газоводяной контакт нахо-дится на глубинах 1183-1204м, высота залежи на своде вала составляет 235м, эффективная газонасыщенная толщина – 190м. Длина залежи 206км, ширина 120км, дебиты газа 500-1100тыс.м³/сутки, начальные запасы 6трлн.м³. Ямбургская газовая залежь имеет длину 170км, ширину 50км, высоту 210м, начальные запасы газа 4трлн.м³. К категории супергигант-ских относятся Медвежье, Заполярное, Русское, Бованенковское, Хараса-вейское месторождения. Некоторые крупные залежи имеют наклонные га-зоводяные контакты. Максимальная газонасыщенность (85-90%) коллек-торских пород наблюдается в сводовых частях ловушек, вблизи ГВК газо-насыщенность составляет 50-60%. Ниже ГВК наблюдается зона слабо га-

 

 

304

зонасыщенных вод толщиной до 10-20м. На Нижневартовском своде газо-вые залежи в кровле покурской свиты присутствуют только на трех подня-тиях: Самотлорском, Ваньеганском, Варьеганском. Газ сеноманских зале-жей в основном метановый (97-98%). Содержание гомологов метана до-стигает 1,5-2%, азота – до 2,2%, углекислого газа- до 0,3%, гелия – до 0,025%. Конденсатный фактор газа очень низкий – до 0,25 см³/м³.

 

Кроме залежей ПК1 в апт-альб-сеноманском осадочном комплексе газовые залежи выявлены и внутри покурской свиты. На Губкинском ме-сторождении газоносны пласты ПК12, ПК17, ПК22, на Северо-Губкинском –

ПК13, ПК16, ПК17, Южно-Русском – ПК12, ПК16, ПК17, ПК24. Подобные же залежи выявлены на Холмистом, Южно-Хадырьяхском, Береговом место-

 

рождениях. Нефтяная залежь ПК19 выявлена на Губкинском месторожде-нии, газонефтяная залежь ПК19 – на Южно-Русском, нефтегазовая -на Бе-реговом и Южно-Геологическом месторождениях. В пределах Ханты-Мансийской, Надымской впадин и Ямало-Гыданской синеклизы апт-альб-сеноманский нефтегазоосный комплекс разделен на два подкомплекса: верхнеаптский и верхнеальб-сеноманский. Разделяющий их нижний альб здесь сложен глинистой морской формацией, играет роль субрегионально-го флюидоупора. Нефтяные залежи в верхнеаптском резервуаре (викулов-ская свита) выявлены на Красноленинском своде - на Каменном, Ем-Еговском, Лорбинском, Пальяновском, Рогожневском и Сосновомысском месторождениях. Залежи массивного типа, находятся на глубинах 1450-1548м. В Ямало-Гыданской нефтегазоносной области аптский ярус сов-местно с барремским ярусом образует единый многослойный резервуар в объеме танопчинской свиты . Газовые и газоконденсатные залежи в пла-стах ТП1-15 этого резервуара выявлены на 17 месторождениях. В песчано-алевритовых пластах ХМ1, ХМ2, ХМ3 верхнего альба (верхней части хан-ты-мансийской свиты) газовые залежи выявлены на группе Тамбейских месторождений, на Малыгинском, Утреннем, Ныдинском месторождениях.

 

На юге провинции на западном борту Юганской впадины залежь тя-желой нефти в сеноманском резервуаре (пласт ПК1) установлена на Айяун-ском месторождении . На Нижневартовском своде газовые залежи выявле-ны в пласте ПК16 на Тюменском месторождении, ПК20 на Вань-Еганском месторождении. Нефтяные залежи выявлены в пластах ПК1-2, ПК3, ПК4,

 

ПК12, ПК13, ПК14, ПК17, ПК18, ПК19 Ваньеганского месторождения и пласте ПК19 на Тюменском месторождении. На Александровском своде, на Верх-неколикьеганском месторождении газовые залежи выявлены в пластах

ПК14 и ПК17, нефтяные залежи - в пластах ПК19, ПК20, ПК22, газонефтяные залежи - в пластах ПК11, ПК18, ПК21. На Охтеурьевском месторождении га-зонефтяные залежи выявлены в пластах ПК10, ПК15.

Запасы сеноманского газа составляют 61,3% от общих запасов про-винции, нефти – 4,6%.

 

 

305

Формации и залежи верхнемелового (без сеноманского яруса) нефтега-зоносного комплекса

 

Начиная с туронского века, в Западной Сибири вновь наступила ши-рокая трансгрессия моря, установилась эпоха тектонической стабильности

 

и накопления тонкоилистых осадков, продолжившаяся до раннего олиго-цена включительно. Коллекторские пласты песчаного типа отлагались на ограниченных площадях. В верхней части туронского яруса они выделя-ются под названием газсалинской пачки, насыщены газом на Заполярном, Русском, Южно-Русском, Казанцевском месторождениях. На Ваньеган-ском месторождении, находящемся в Нижневартовском районе, на Охту-рьевском, Верхне-коликьеганском месторождениях, расположенных на Александровском своде, газоносны песчаники и алевриты ипатовской сви-ты (коньяк-сантон).

 

Палеогеновые отложения в Западной Сибири залегают на малых глубинах, частично размыты, поэтому вероятность сохранения в них угле-водородных скоплений невысокая. Залежи нефти и газа в них не выявлены.

 

Выводы

 

1. В Западной Сибири отчетливо проявлено территориальное разде-ление преимущественно нефтеносных и преимущественно газоносных осадочных комплексов, и формаций: основные запасы нефти находятся в Среднеобской области, газа - в северных областях.

 

2. Главным нефтеносным комплексом Западной Сибири является неокомский осадочный комплекс, главным газоносным комплексом - апт-альб-сеноманский осадочный комплекс.

3. Главной нефтеносной формацией Западной Сибири является пес-чано-глинистая ритмично-слоистая (ритмитовая) континентально-морская формация неокома, главной газоносной формацией - глинисто-песчаная континентальная формация апт-альб-сеноманского возраста.

 

 

306

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

Широко применяемые в нефтегеологической науке термины «кол-лектор», «крыша», «ловушка», «резервуар» были введены И.М.Губкиным

 

в 1932 году. В своем учебнике под названием «Учение о нефти» он писал: «можно считать, что в своей основе антиклинальная или структурная тео-рия остается непоколебимой… К месторождениям, где литологический фактор играет преобладающую роль, относятся рукавообразные залежи типа шнурков». В 1935 году в мире было добыто 226,7 млн.т. нефти, в

СССР – 25,1 млн.т.

С тех пор нефтегазовая геология обогатилась новыми методами ис-следования земных недр и прогнозирования потенциально нефтегазонос-ных территорий на континентах и на шельфах морей. Были открыты де-сятки новых нефтегазоносных бассейнов. Среди этих открытий первое ме-сто занимает открытие в 1953 году Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В 2012 году из недр этой провинции было добыто 304 млн.т. нефти и 602 млрд. кубических метров природного газа.

 

Мировой научно-технический прогресс в нефтегазовой отрасли продолжается. В конце XX века в мировой практике появилась цифровая технология записи и обработки геолого-геофизической информации и по-строения трехмерных моделей строения залежей и месторождений нефти и газа. В 1970 году мировая добыча нефти достигла 2 млрд. тонн, в 1980 году

– 3,3 млрд.т, в 2010 году – 3,8 млрд.т. Около половины этого объема было добыто со дна морей.

 

В России в 2012 году было добыто 518 млн. тонн нефти и 671 млр. кубических метров природного газа. Эти цифры впечатляют, они были до-стигнуты в том числе и благодаря науке прогнозирования, поисков и раз-ведки нефтяных и газовых месторождений, разработанной в недрах Ака-демии наук Российской федерации.

 

 

307

Перечень вопросов для устной аттестации I - аттестация

1. Общая характеристика и классификация природных резервуаров по морфологическим и генетическим признакам.

 

2. Общая характеристика и классификация пород-коллекторов нефти и газа.

 

3. Типы структуры и текстур осадочных горных пород.

4. Гранулометрический состав горных пород как показатель условий их формирования. Методика обработки результатов гранулометрического анализа.

5. Текстуры горных пород как показатели условий их формирова-

ния.

6. Литотипы крупно- и грубообломочных горных пород

7. Литотипы среднеобломочных горных пород.

8. Литотипы тонкообломочных горных пород.

9. Классификация пор и пустот горных пород по форме и размерам (по М.К. Калинко).

10. Типы пористости и проницаемости горных пород.

11. Методы определения фильтрационно-емкостных свойств горных

пород.

12. Закон Дарси.

13. Классификация горных пород-коллекторов по пористости и про-ницаемости (по А.А. Ханину).

14. Общая характеристика и классификация пород-флюидоупоров.

15. Расчленение разреза скважины на литотипы (по керну).

 

II-аттестация

 

16. Общая характеристика и классификация карбонатных горных по-

 

род.

17. Типы пород-коллекторов и природных резервуаров карбонатного состава.

18. Классификация карбонатных пород-коллекторов по пористости и проницаемости (по А.И. Конюхову).

 

19. Природные резервуары рифового типа, методы их поисков.

20. Полевые и лабораторные методы изучения трещинных коллекто-

ров.

21. Классификация трещин по морфологическим и генетическим признакам.

22. Породы-коллекторы и природные резервуары трещинного типа.

 

308

23. Классификация пород-коллекторов трещинного и порово-трещинного типов.

 

24. Эпигенетическое минералообразование и его влияние на коллек-торские свойства карбонатных и терригенных горных пород.

 

25. Вторичные коллекторы, способы образования и методы изучения.

26. Зависимость пористости пород от глубины.

27. Породы-коллекторы и природные резервуары больших глубин.

28. Генетические типы природных резервуаров. Методы определения генетического типа осадочной породы.

29. Природные резервуары и ловушки литологических типов. Мето-ды определения границ литологических замещений.

 

30. Природные резервуары рукавообразного типа.

31. Природные резервуары барового типа.

32. Природные резервуары дельтового типа.

33. Природные резервуары и ловушки стратиграфических типов. Их строение и диагностика. Методы определения границ несогласного залегания.

34. Природные резервуары коры выветривания.

35. Природные резервуары Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна.

 

III-аттестация

 

36. Методы изучения природных резервуаров нефти и газа.

 

37. Картирование природных резервуаров сейсмическими методами.

Сейсмофации и сейсмофациальные комплексы.

 

38. Построение сейсмогеологических моделей методом комплексиро-вания материалов сейсморазведки и ГИС.

 

39. Определение литологического состава и эффективной толщины природного резервуара по каротажным диаграммам.

40. Определение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов по каротажным диаграммам.

41. Расчленение разреза скважин на циклиты (по каротажным диа-граммам).

 

42. Цель, основные принципы и методы палеогеологических рекон-струкций.

43. Метод актуализма и метод мощностей в геологии.

44. Методика литолого-фациального анализа.

45. Фациальные законы Гресли, Вальтера-Головкинского.

46. Методика построения палеогеографических карт.

47. Прогнозирование природных резервуаров методом построения палеогеографических реконструкций.

48. Конседиментационные процессы. Некомпенсированное и пере-компенсированное осадконакопление.

 

309