Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности юрских и меловых отложений северо-западного обрамления Сибирской платформы

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности юрских и меловых отложений северо-западного обрамления Сибирской платформы"

На правах рукописи

Поляков Андрей Александрович

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЮРСКИХ И МЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ СЕВЕРО-ЗАПАДНОГО ОБРАМЛЕНИЯ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ

Специальность 25.00.12 — геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва-2013

1 в т 2013

005058613

Работа выполнена в ОАО «НК «Роснефть»

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук,

старший научный сотрудник Малышев Николай Александрович

Официальные оппоненты:

Лопатин Николай Викторович - доктор геолого-минералогических наук, профессор (ФГУП ГНЦ РФ ВНИИгеосистем, зав. лабораторией)

Корзун Александр Леонидович - кандидат геолого-минералогических наук (ОАО «Зарубежнефть», начальник отдела)

Ведущая организация: ФГУП «Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт»

Защита диссертации состоится 12 апреля 2013 г. в 14.30 на заседании диссертационного совета Д 501.001.40 при Московском государственном университете им. М.В. Ломоносова по адресу: 119234, Москва, Ленинские горы, Главное здание МГУ, геологический факультет, ауд. 829.

С диссертацией можно ознакомиться в читальном зале Научной библиотеки Московского государственного университета имени М.В. Ломоносова, в Отделе диссертаций Фундаментальной библиотеки по адресу: Ломоносовский проспект, 27.

Автореферат разослан 11 марта 2013 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

Картошина Евгения Емельяновна

Общая характеристика работы

Актуальность работы

С конца XX века в мире наметилась тенденция перемещения центров геологоразведочных работ и добычи нефти и газа из традиционных регионов - в малоосвоенные, характеризующиеся высокими прогнозными ресурсами и низкой степенью разведанности. Одним из таких регионов является территория северо-западного обрамления Сибирской платформы, включающая северо-восточную периферию Западно-Сибирского бассейна и западную часть Енисей-Хатангского прогиба.

В связи с возобновлением здесь геологоразведочных работ, открытием новых (Байкаловское, Северо-Пайяхское) и вводом в разработку выявленных ранее (Ванкорское) месторождений, актуальным направлением исследований является изучение возможностей воспроизводства и развития сырьевой базы в регионе.

Цель данной работы — выявление особенностей геологического строения и нефтегазоносности юрских и меловых отложений северозападного обрамления Сибирской платформы, научное обоснование новых направлений геологоразведочных работ на нефть и газ.

Для достижения поставленной цели решались следующие основные задачи.

1. Обобщение материалов по истории исследований, геологическому строению региона.

2. Восстановление истории развития основных структурных элементов, уточнение структурно-тектонического районирования территории.

3. Изучение условий формирования отложений юрско-меловых нефтегазоносных комплексов (НГК), особенностей размещения месторождений нефти и газа.

4. Анализ и обобщение геохимических материалов, выделение нефтегазоматеринских толщ (НГМТ) и очагов генерации углеводородов (УВ) различного фазового состава.

5. Комплексная интерпретация геолого-геофизических и геохимических данных, выявление предпосылок формирования и размещения залежей УВ в стратиграфических, литологических и комбинированных ловушках с учетом особенностей геологического

развития территории исследований, строения юрско-меловых резервуаров и эволюции УВ-систем.

Научная новизна:

1. Выделены и охарактеризованы четыре нефтегазоносных комплекса с подразделением их на 12 природных резервуаров, изучены закономерности размещения в них залежей углеводородов (УВ), разработана схема нефтегазоносности территории исследований.

2. Подготовлено региональное обобщение по пиролитической характеристике нефтегазоматеринских толщ мезозойских отложений северо-западного обрамления Сибирской платформы, природе органического вещества (ОВ) и глубинной зональности катагенеза, составлена карта зрелости ОВ в кровле юрских отложений.

3. Впервые апробированы разработанные для центральных районов Западной Сибири, в том числе с участием автора, методические приемы локализации ловушек в юрско-меловых отложениях.

4. Научно обоснованы принципиальные схемы размещения залежей в несводовых - стратиграфических, литологических и комбинированных ловушках в границах территории исследований.

Реализация результатов исследования и практическое значение работы

Результаты исследований автора используются при обосновании геологоразведочных работ и лицензирования в ОАО «НК «Роснефть», при долгосрочном планировании развития топливно-энергетического комплекса ЯНАО и Красноярского края.

В работе защищаются следующие основные положения:

1. Западные склоновые зоны Сибирской платформы, характеризующиеся высокой расчлененностью рельефа доюрских образований, развитием коллекторов в нижнеюрских отложениях и нефтегазоматеринских толщ в составе левинского, китербютского и лайдинского горизонтов, расположенных в главной зоне нефтеобразования, перспективны для обнаружения залежей УВ в ловушках «шнуркового» типа.

2. Перспективы открытия месторождений на севере Елогуй-Туруханской нефтегазоносной области связаны с литологическими ловушками в нижнехетском резервуаре нижнего мела, с тектоническими ловушками в отложениях среднеюрской малышевской и верхнеюрской

сиговской свит, расположенными вдоль фронта восходящей латеральной миграции УВ, очагом генерации для которых служили погруженные зоны Пакулихинской моноклинали, Долганского и Советского структурных заливов.

3. Несводовые ловушки в ачимовском резервуаре неоком-аптского НГК развиты в западной части Пендомаяхской впадины и в центральной части Енисей-Хатангского прогиба. В таких ловушках, сингенерационных по времени формирования, прогнозируются значительные по запасам скопления жидких УВ, в отличие от преимущественно газонасыщенных сводовых и комбинированных ловушек посттуронского и постолигоценового заложения.

Апробация работы и публикации

Основные положения настоящей работы обсуждались на научно-технических советах нефтяных компаний «Сургутнефтегаз», «ЮКОС», «РИТЭК» и «Роснефть», докладывались на международных научных конференциях: «Инновационные технологии в области поисков, разведки детального изучения месторождений нефти и газа» (г. Москва, 2002) "Новые идеи в геологии нефти и газа" (г. Москва, 2003, 2004), «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности» (г. Москва, 2007), «Геонауки - от новых идей к новым открытиям» (г. Санкт-Петербург, 2008), «Нефтегазогеологический прогноз и перспективы развития нефтегазового комплекса Востока России» (г. Санкт-Петербург, 2010).

По теме диссертации автором опубликовано шесть статей в

журналах, входящих в «Перечень .....» ВАК Минобрнауки РФ. На способ

определения нефтегазопродуктивных типов геологического разреза переменной толщины получен патент на изобретение №2205434.

Фактическим материалом, положенным в основу диссертации, являются материалы сейсморазведочных работ МОГТ 2D в объеме около 20 000 пог. км и бурения более 200 глубоких скважин (результаты испытаний, данные ГИС и исследований фильтрационо-емкостных свойств пород по керну), материалы подсчета запасов нефти и газа по выявленным в регионе месторождениям УВ, результаты геохимических исследований (830 образцов) органического вещества пород.

Личный вклад автора

Непосредственно автором, либо со значительной долей его участия проведен сейсмостратиграфический анализ, выполнены

палеотектонические реконструкции, установлены особенности формирования и размещения месторождений нефти и газа в регионе, обоснованы новые направления геологоразведочных работ в границах территории исследований.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из 4 глав, введения и заключения. Работа иллюстрирована 57 рисунками, содержит 4 таблицы. Общий объем работы составляет 177 страниц. Список использованной литературы насчитывает 124 наименования.

Автор выражает горячую благодарность к.г.-м.н. Н.С. Шик, д.г.-м.н. B.C. Славкину и к.г.-м.н. В.Е. Зиньковскому за многолетнюю поддержку и предоставленную теоретическую базу, использованную при проведении исследовательских работ;

Автор признателен к.г.-м.н. A.B. Исаеву (ФГУП «СНИИГГиМС»), к.г.-м.н. В.А. Кринину (ЗАО «Ванкорнефть»), д.г.-м.н. A.M. Никишину и A.A. Конторовичу за консультации и дискуссии по теоретическим и практическим вопросам, затронутым в работе и за предоставленные геолого-геофизические материалы;

Автор благодарит за постоянную поддержку и помощь при изучении вопросов формирования месторождений нефти и газа О.М. Тимошенко, к.г.-м.н. В.Н. Блинову, к.г.-м.н. H.H. Косенкову.

Автор особенно благодарен к.г.-м.н. В.Н. Колоскову и к.г.-м.н. A.M. Корзуну за многочисленные дискуссии о геологическом строении неокомского комплекса Западно-Сибирского НГБ и идеи, родившиеся в этих дискуссиях и нашедшие отображение в диссертационной работе.

Целеустремленность, работоспособность и эрудиция научного руководителя, д.г.-м.н. H.A. Малышева, являлись примером для автора при подготовке настоящей работы.

Написанию диссертации в большой мере способствовали региональные исследования A.B. Исаева, C.B. Фролова, В.А. Балдина и Л.Н. Болдушевской, а также фундаментальные обобщения по геологии и нефтегазоносности северо-востока Западной Сибири и Енисей-Хатангского прогиба, выполненные в ИНГГ СО РАН под руководством академика РАН А.Э. Конторовича и чл.-корр. РАН В.А. Конторовича.

6

Глава 1. История исследований и современное состояние геолого-геофизической изученности

Процесс изучения геологии и нефтегазоносности северо-востока Западной Сибири имеет длительную историю. Геологоразведочные работы в низовьях р. Енисей начались с 1934 г. и были основаны на общих соображениях о возможной нефтегазоносности территории, изложенных в трудах А.Д.Архангельского, И.М.Губкина и Н.С.Шатского. В дальнейшей истории развития нефтегазопоисковых работ можно наметить четыре этапа, каждый из которых характеризуется своими задачами, методами, технологиями проведения геологоразведочных работ и их результативностью.

Всего за время проведения ГРР в исследуемом районе было выявлено тридцать одно месторождение, одно из которых - Ванкорское -относится к категории уникальных и 15 к категории крупных. По мере увеличения разведанности территории наметились тенденции повышения сложности геологического строения вновь открываемых месторождений и снижение их крупности.

На данной стадии изученности региона приоритетными направлениями исследований являются:

1. Изучение закономерностей распределения залежей углеводородов по фазовому составу. Открытия Байкаловского нефтегазоконденсатного, Пайяхского и Северо-Пайяхского нефтяных месторождений подтвердили высокие перспективы нефтеносности региона, считавшегося ранее преимущественно газоносным.

2.Выявление направлений поисков крупных месторождений. С учетом того, что крупных неопоискованных положительных структур в границах территории исследований не осталось, представляется важным изучение предпосылок формирования и размещения залежей углеводородов в ловушках, не связанных с антиклинальными структурными элементами, иными словами - в несводовых.

Глава 2. Очерк геологического строения территории исследований

Регион исследований расположен в северо-восточной части ЗападноСибирского мезозойско-кайнозойского мегабассейна, занимающего территорию одноименной эпигерцинской молодой плиты и западную часть Енисей-Хатангского регионального прогиба, входящего в состав

опущенного и деформированного края Сибирской платформы. В геологическом строении территории исследований принимают участие метаморфизованные и интенсивно дислоцированные образования разновозрастного кристаллического фундамента, на эродированной поверхности которого залегают преимущественно осадочные терригенно-карбонатные отложения верхнего протерозоя (предположительно) и палеозоя, слагающие параплатформенный структурный ярус в ЗападноСибирской части территории исследований, а также вулканогенно-осадочные отложения триаса. Последние перекрыты юрско-кайнозойским осадочным чехлом толщиной до 7,5 км.

В разделе 2.1. Литолого-стратиграфическая характеристика осадочного чехла рассмотрены вопросы стратиграфического расчленения мезозойско-кайнозойского разреза, приведена его

сейсмостратиграфическая характеристика с выделением 5 сейсмогеологических мегакомплексов: доюрского, юрского, неокомского, апт-альб-сеноманского и турон-неогенового.

На основе интерпретации региональных композитных сейсмических разрезов выделены следующие особенности рассматриваемой территории, как в её Западно-Сибирской части, так и в Енисей-Хатангской:

- последовательное трансгрессивное налегание юрско-меловых отложений на разновозрастные доюрские образования, часто с резким угловым и стратиграфическим несогласием;

ярко-выраженный клиноформный облик неокомского сейсмогеологического мегакомплекса. При этом в неокомское время бассейн на месте Енисей-Хатангского прогиба, как и Западно-Сибирский, характеризовался асимметричным строением, связанным с доминирующим сносом обломочного материала с Сибирской платформы.

Раздел 2.2. Тектоника посвящен обобщению материалов по геодинамической истории развития региона, уточнению его структурно-тектонического районирования и восстановлению истории формирования важнейших структурных элементов, к которым отнесены: Большехетская структурная терраса, Пендомаяхская впадина, Мессояхско-Малохетская гряда, Центрально-Таймырский мегапрогиб, Часельский и Рассохинский мегавалы.

Палеоструктурный анализ, проведенный по серии композитных сейсмических маршрутов, показал, что в отличие от Западно-Сибирской

части территории исследований, где решающее влияние на современное строение оказали посттуронские тектонические процессы, в Енисей-Хатангском прогибе формирование структурного плана проходило в два этапа - позднеюрско-раннемеловой и постолигоценовый.

Глава 3. Нефтегазоносность

В нефтегеологическом отношении территория исследований включает в себя северо-восток Пур-Тазовской нефтегазоносной области (НГО), большую часть Елогуй-Туруханской НГО, и западную часть Енисей-Хатангской НГО.

В разделе 3.1. Нефтегазоносные комплексы рассмотрены нижне-среднеюрский, верхнеюрский, неоком-аптский и апт-альб-сеноманский НГК. Перечисленные нефтегазоносные комплексы охватывают значительные стратиграфические интервалы и характеризуются существенной неоднородностью. Поэтому, при изучении закономерностей размещения залежей углеводородов, возникла необходимость более детального их расчленения. Каждый из юрско-меловых НГК подразделен на один-пять природных резервуаров. Всего их выделено двенадцать, в том числе: зимний, шараповский, надояхский, вымский и малышевский в составе нижне-среднеюрского НГК, сиговский в верхнеюрском НГК, ачимовский, нижнехетский, суходудинский, малохетский резервуары в составе неоком-аптского НГК, яковлевский и долганский в апт-альб-сеноманском НГК.

Обобщены данные об условиях формирования, особенностях распространения, закономерностях распределения фильтрационо-емкостных свойств пород-коллекторов. Показано, что наибольшие перспективы нефтегазоносности связаны с клиноформными отложениями неоком-аптского НГК Енисей-Хатангского прогиба и Пендомаяхской впадины. Взаимодействие тектонического и седиментационного факторов в обстановке проградации шельфа привело к формированию здесь разных типов ловушек - сводовых, литологических и комбинированного типа, не выраженных по опорным отражающим горизонтам, являющимся реперными при планировании геологоразведочных работ.

Раздел 3.2. Особенности размещения залежей нефти и газа посвящен изучению распределения запасов выявленных месторождений по фазовому составу, по нефтегазоносным комплексам и резервуарам, по

глубине залегания. Рассмотрена их приуроченность к тектоническим элементам.

Запасы углеводородного сырья локализованы в 140 залежах, из которых 52 - газовые, 4 - нефтяные, 84 имеют смешанный состав УВ. Суммарные геологические запасы нефти составляют 2,6 млрд.т, газа - 1,7 млрд.м3, конденсата - 0,13 млрд. т. Преобладают запасы углеводородов, локализованные в залежах смешанного состава (66%).

В меловых отложениях локализовано 132 залежи УВ. Их наибольшее количество выявлено в неоком-аптском (87) нефтегазоносном комплексе, при этом наибольшие запасы УВ (35%) приурочены к нижнехетскому резервуару. В юрских отложениях на исследуемой территории открыто 8 залежей, их доля в запасах составляет менее 3% от общих запасов залежей в юрско-меловых резервуарах. Большая часть запасов (89%) приурочена в верхнеюрскому НГК (сиговский резервуар).

Распределение количества залежей между тектоническими элементами первого порядка оказалось примерно равным - 72 залежи выявлены в границах положительных структурных элементов и 68 в границах отрицательных. В границах отрицательных структурных элементов наибольшие запасы как нефти (55%) так и газа (60%) выявлены в Пендомаяхской впадине, а в границах положительных - на Большехетской структурной террасе (97% и 76% запасов соответственно).

Раздел 3.3. Геолого-геохимические условия формирования месторождений нефти и газа содержит результаты анализа и обобщения данных по распределению органического вещества в породах, его природе и пиролитической характеристике.

По результатам анализа зрелости ОВ юрско-меловых нефтегазоматеринских отложений, в качестве основных генерирующих толщ выделены малышевская, баженовская, яновстанская и гольчихинская свиты, глинистые отложения в составе нижнехетской и шуратовской свит, обогащенные РОВ смешанного состава (II тип). Также допускается формирование залежей УВ за счет нижнеюрских НГМТ в присклоновых зонах Сибирской платформы, на склонах Таймырской складчатой системы и на Мессояхско-Малохетской гряде.

Имеющиеся данные по уровню зрелости органического вещества в кровле юрских отложений, позволяют в качестве основного очага газообразования выделить центральную часть Пендомаяхской впадины, а в

качестве очага нефтеобразования - территорию Центрально-Таймырского мегаирогиба и бортовые зоны Пендомаяхской впадины. С учетом смешанного состава УВ, генерированных яновстанской и гольчихинской свитами, вероятен вклад в формирование нефтяных залежей Пайяхского и Северо-Пайяхского месторождений, выявленных в погруженной зоне Центрально-Таймырского мегапрогиба, нефтегазоматеринских отложений в составе нижнехетской свиты. В качестве основных генерирующих толщ для нефтегазоконденсатных месторождений Большехетской структурной террасы выделены отложения яновстанской свиты, обогащенные сапропелевым РОВ, накапливавшиеся в удаленной от побережья области кимеридж-титонского бассейна, а также среднеюрские НГМТ (до момента их погружения в более жесткие условия главной зоны газообразования).

Глава 4. Перспективы нефтегазоносности юрско-меловых отложений посвящена обоснованию новых направлений поисков месторождений УВ с учетом изложенных выше особенностей геологического строения и закономерностей формирования и размещения месторождений нефти и газа. В различных районах территории исследований такие направления намечены для отложений нижне-среднеюрского, верхнеюрского и неоком-аптского НГК.

Раздел 4.1. Литологические и стратиграфические ловушки в нижнеюрских отложениях

Перспективы нефтегазоносности нижнеюрских резервуаров рассмотрены на примере южной части Игарской зоны, охватывающей часть бассейна р. Турухан от широты Советских озер до Костровской площади. Установленное здесь последовательное опесчанивание флюидоупоров в составе меловых резервуаров свидетельствует о бесперспективности поисков крупных месторождений в отложениях нижнего мела. Именно поэтому многие исследователи связывают перспективы юга Игарской зоны с юрскими нефтегазоносными комплексами. Однако отсутствие крупных антиклинальных структур, к которым могут быть приурочены значительные месторождения УВ, не позволяло отнести эту территорию к разряду первоочередных для проведения геологоразведочных работ.

Анализ сейсмогеологических особенностей Игарской зоны позволил предположить её возможное сходство с расположенной на диаметрально-противоположной, юго-западной периферии Западно-Сибирского бассейна,

Красноленинской зоной нефтегазонакопления, характерными особенностями которой, предопределившими формирование, в частности, уникального Талинского месторождения являлись:

- высокая расчлененность рельефа доюрских образований, наличие каньонобразных суббассейнов, служивших областями аккумуляции обломочного материала;

- развитие обогащенных ОВ глинистых отложений тогурской свиты и радомской пачки, запечатывающих песчаные резервуары и находящихся в главной зоне нефтеобразования.

Строение отложений юры в южной части Игарской зоны изучено по данным бурения скважин Костровской, Западно-Ермаковской (Налимьей), Ермаковской и Щучьей площадей, а также по материалам сейсморазведки МОГТ 2Б разных (1980-2002) лет. Юрские отложения здесь представлены тремя отделами и представляют собой чередование мощных, до 222 м, толщ, в которых песчаники превалируют (зимняя, шараповская, надояхская, вымская, малышевская и сиговская свиты) и преимущественно глинистых или алевролито-глинистых толщ мощностью 28-44 м (левинская, китербютская, лайдинская, леонтьевская, точинская свиты), выполняющих роль флюидоупоров.

Анализ временных разрезов показывает, что Игарская зона осложнена тектоническими выступами и дизъюнктивными дислокациями с амплитудами до 250 м. Сейсмогеологические особенности позволяют предположить, что пониженные участки палеорельефа между тектоническими останцами, в виде изолированных каньонообразных суббассейнов, являлись седиментационными ловушками для раннеюрского обломочного материала.

Отмеченные особенности юга Игарской зоны позволяют наметить в качестве нового направления ГРР литологически- и стратиграфически-экранированные ловушки в отложениях нижней юры.

При этом, по аналогии с Красноленинской зоной, перспективы нефтегазоносности могут быть связаны как с локализованными между тектоническими останцами, так и с выклинивающимся на сводах песчаными пластами (рис.1). В качестве основных коллекторских толщ рассматриваются отложения зимней, шараповской и надояхской свит, хорошие фильтрационно-емкостные свойства которых подтверждены результатами испытаний на Ермаковской, Западно-Ермаковкой,

3 ПАКУЛИХИНСКАЯ МОНОКЛИНАЛЬ

Рис. 1. Принципиальная схема размещения залежей в нижнеюрских резервуарах Игарской зоны Условные обозначения: 1 - перспективные объекты в отложениях нижней юры; 2 - дизъюнктивные дислокации; 3 - фундамент; 4 - китербютские и лайдинские НГМТ; 5 - индексы стратиграфических подразделений; 6 -положение главной зоны нефтеобразования.

Костровской и Щучьей площадях (дебиты пластовой воды до 200 м3/сут). Флюидоупорами и основными нефтегазоматеринскими породами являются глинистые отложения нижнеюрских левинской, китербютской (аналог тогурской свиты Фроловского района) и среднеюрской лайдинской (аналог радомской пачки) свит. Поскольку катагенез и природа органического вещества юрских отложений на юге Игарской зоны не изучены, положение главной зоны нефтеобразования, по аналогии с расположенными в непосредственной близости районами Западной Сибири, можно принять в интервале 2500-3500 м. Однако и на этих глубинах не исключена вероятность преобладания газовой составляющей в составе генерируемых углеводородов за счет гумусового ОВ, связанного с привносом

терригенного материала, обогащенного наземной органикой, в прибрежную зону раннеюрского бассейна.

Раздел 4.2. Тектонические и литологические ловушки в отложениях средней-верхней юры и нижнего мела

Перспективы нефтегазоносности верхнеюрского НГК (совместно с Малышеве ким резервуаром нижне-среднеюрского НГК и нижнехетским резервуаром неоком-аптского НГК) рассмотрены на севере Пакулихинской моноклинали. В нефтегеологическом отношении территория, большей частью, принадлежит к Елогуй-Туруханской нефтегазоносной области.

Несколько западнее, на Большехетской структурной террасе, открыты три крупных - Сузунское, Лодочное, Тагульское и одно уникальное - Ванкорское нефтегазоконденсатные месторождения. Собственно район Пакулихинской моноклинали изучен крайне слабо, особенно в северной части - здесь пробурены 2 параметрических скважины, а плотность сейсморазведочных работ МОГТ 2D не превышает 0,1 пог. км/км2. Перспективных объектов, связанных с положительными структурными элементами не выявлено, однако бурением скважин Медвежьей-316 и Большелайдинской-1 доказано развитие природных резервуаров, аналогичных продуктивным на месторождениях Большехетской террасы.

С учетом масштабности процессов нефтегазообразования в регионе (геологические запасы углеводородов месторождений Большехетской террасы превышают 2,5 млрд.т УТ) представляется целесообразным изучение предпосылок формирования залежей углеводородов на Пакулихинской моноклинали. Несмотря на то, что основным очагом генерации УВ для месторождений Большехетской террасы являлась Пендомаяхская впадина, процессы генерации в расположенных восточнее Советском и Долганском структурных заливах также имели место, хотя начались позже и развивались по другому сценарию. Толщи яновстанской свиты вошли в зону нефтеобразования лишь к началу олигоцена и к настоящему времени породы еще не исчерпали своего исходного нефтегазоматеринского потенциала. Отложения нижнехетской свиты лишь местами находятся в самом начале зоны нефтегенерации. Генерируемые углеводороды частично мигрировали вверх по восстанию Пакулихинской моноклинали, заполняя ловушки, расположенные вдоль фронта восходящей латеральной миграции.

Результаты сравнительного анализа геологического строения продуктивных и потенциально-продуктивных горизонтов Большехетской структурной террасы и северной части Пакулихинской моноклинали, особенности формирования углеводородных систем региона и его структурно - тектонические характеристики свидетельствуют о благоприятных условиях для формирования залежей углеводородов (преимущественно нефтяных) в несводовых — тектонически- и литологически-экранированных ловушках (рис. 2). При этом перспективы поиска литологически-экранированных залежей связаны с развитыми на Большехетской структурной террасе, но выпадающими из разреза на севере Пакулихинской моноклинали пластами HxIII-IX в составе нижней части нижнехетского резервуара. С учетом их продуктивности на Большехетской террасе, эти отложения являются первоочередным объектом для дальнейшего изучения.

Ловушки в резервуарах сиговской (Сг-5) и малышевской свит, скорее всего, связаны с дизъюнктивными дислокациями, широко развитыми на Пакулихинской моноклинали. Важным и еще не решенным вопросом, в таком случае, остается картирование западной границы замещения коллекторов сиговской свиты, вскрытых скважиной Медвежьей-316.

Раздел 4.3. Литологические и комбинированные ловушки в неоком-аптском НГК

Выше было отмечено, что наибольшие перспективы нефтегазоносности в границах территории исследований связаны с клиноформными отложениями неоком-аптского НГК. Клиноформный комплекс четко выделяется на временных разрезах по распространению в определенном временном интервале серии аномально-наклонных - от клиновидных до сигмовидных - отражений. Модели геологического строения клиноформ развивались, уточнялись и детализировались в работах М.М. Бинштока, Л.Ш. Гиршгорна, Г.Н. Гогоненкова, Ф.Г. Гурари, В.П. Игошкина, Ю.Н. Карагодина, В.А. Корнева, Н.Х. Кулахметова, Н.Я. Кунина, О.М. Мкртчяна, A.A. Нежданова, А.Л. Наумова, М.Я. Рудкевича, B.C. Славкина, B.C. Соседкова, Л.Я. Трушковой, Ф.З. Хафизова, И.Л. Цибулина, Н.С. Шик, А.Е. Шлезингера, Г.С. Ясовича и многих других.

В настоящее время известно, что их особенностью является то, что все изначально шельфовые пласты рано или поздно приобретают клиноформный облик, а затем сменяются своими синхронными

СТРУКТУРНАЯ'liPPACA ПАКУЛИХИНСКАЯ МОНОКЛИНАЛЬ

Рис. 2. Принципиальная схема размещения несводовых залежей углеводородов на севере Пакулихинской моноклинали Условные обозначения: 1 - выявленные месторождения; 2 - перспективные объекты, связанные с несводовыми ловушками; 3 - дизъюнктивные дислокации; 4 - направления миграции углеводородов; 5 - фундамент; 6 -положение главной зоны нефтеобразования; 7 - индекс продуктивного горизонта. Продуктивные горизонты: т1 - малышевский, sg - сиговский, псЬ - нижнехетский.

2000

2000

3000

4000

фондоформными аналогами, которые объединяются общим термином "ачимовская толща". На временных разрезах границам клиноформ соответствуют наиболее протяженные и динамически выраженные сигмоидные ОГ, прослеживаемые как в шельфовой, так и депрессионной областях и имеющие характерные точки перегиба, соответствующие кромке шельфа и подножью склона.

В соответствии с работами Н.С. Шик и B.C. Славкина в составе клиноформ выделяются песчаные тела 4-х морфологических типов: шельфовые и кромкошельфовые (ундаформные), склоновые (клиноформные) и депрессионные (фондоформные). Шельфовые песчаные тела образуют линзы, "шнурки" или покровы с субпараллельными кровлей и подошвой. Песчаные тела кромки шельфа представляют собой крупные "шнурки" или линзы вытянутые вдоль палеосклона. Склоновые песчаные

тела развиты на участках наиболее интенсивного наращивания палеосклона и приурочены к участкам выноса терригенного материала за кромку шельфа. Депрессионные песчаные тела образуют достаточно мощные линзы, "шнурки" или покровы, локализованные у подножья склона. Сложены они толщей частого переслаивания песчаников и алевролитов.

Взаимодействие тектонического и седиментационного факторов в обстановке проградации шельфа привело к формированию разных типов ловушек - сводовых, литологических и комбинированного типа (рис. 3). Наиболее емкие природные резервуары связаны с кромкошельфовыми и депрессионными песчаными телами. Кромкошельфовые песчаные тела протягиваются в полосе, ограниченной кромками шельфа к началу и окончанию формирования соответствующего пласта. Они отличаются повышенными толщинами и улучшенными (Кп до 31%, Кпр до 1.5 Д) коллекторскими свойствами. Сочетание структурного плана и седиментационного наклона клиноформных отложений часто приводит к формированию ловушек, связанных с неунаследованными «бескорневыми» поднятиями на моноклиналях или на склонах положительных структурных элементов. Из-за особенностей своего формирования они получили название тектоно-седиментационные.

Депрессионные песчаные тела развиты у подножья склона и характеризуются, в целом, пониженными фильтрационно-емкостными свойствами (Кп до 23%, Кпр до 40 мД), однако покровный характер их распространения благоприятен для формирования крупных залежей. В зонах замещения песчаных тел в дистальной части и вверх по восстанию клиноформ формируются ловушки комбинированного типа.

Перспективы нефтегазоносности литологических и комбинированных ловушек в неоком-аптском НГК рассмотрены на примере отрицательных структур первого порядка - Центрально-Таймырского мегапрогиба и Пендомаяхской впадины.

В качестве нового направления геологоразведочных работ в Центрально-Таймырском мегапрогибе выделены комбинированные ловушки, связанные с:

- кромкошельфовыми природными резервуарами Агапского прогиба и Восточно-Носковской впадины. В силу благоприятного сочетания тектонического и седиментационного факторов, здесь могут быть выявлены крупные залежи в «бескорневых» ловушках (рис. 3);

'Л*, ' ^ ■ 75 V."

ВОСТОЧНО-НОСКОВСКАЯ ВПАДИНА

АГАПСКИЙ ПРОГИБ

ЮЖНО-ТАЙМЫРСКАЯ ■^МОНОКЛИНАЛЬ

Рис. 3. Приоритетные объекты геологоразведочных работ на западе Енисей-Хатангского прогиба Условные обозначения: 1 - основные изохронные границы; 2 -ловушки углеводородов; 3 - индексы отражающих горизонтов; 4 - индексы стратиграфических подразделений; 5 - «бескорневые» тектоно-седиментационные ловушки.

- депрессионными резервуарами, промышленная нефтегазоносность которых доказана на Пайяхском, Северо-Пайяхском месторождениях.

С учетом высокого потенциала нефтегазоносности клиноформных отложений в границах Пендомаяхской впадины, подтвержденного, в частности, открытиями крупных Пякяхинского и Хальмерпаютинского месторождений, в работе изучены условия формирования клиноформного комплекса, выполнен анализ динамики процессов нефтегазообразования и формирования структурного плана региона, охватывающего север Пур-Енисейского междуречья, в нефтегеологическом отношении входящего в состав Большехетского и Сузунского нефтегазоносных районов.

Проведенные исследования позволили реконструировать общую картину процессов нефтегазонакопления в ловушках, намеченных в клиноформном комплексе. В Пендомаяхской впадине породы яновстанской и нижнехетской свит вошли в зону активной нефтегенерации в середине-конце раннего мела и полностью исчерпали свой нефтяной потенциал к середине позднего мела. В дальнейшем они вошли в зону газообразования и вторичного крекинга. Процессы последнего были завершены лишь наполовину к началу палеогена, а в палеогене генерация УВ была приостановлена, начался этап разрушения залежей.

Следовательно, сводовые ловушки, связанные с шельфовыми и кромкошельфовыми резервуарами, формирование которых произошло в посттуронское время, когда основные нефтегазоматеринские толщи находились в главной зоне генерации газа, могут содержать газовые и газоконденсатные залежи (Хальмерпаютинское месторождение), либо нефтегазоконденсатные залежи (Пякяхинское месторождение), связанные с разрушением сформированных ранее нефтяных залежей.

Нефтегазоконденсатные залежи в сводовых ловушках Болынехетской структурной террасы сформированы преимущественно за счет миграции УВ вверх по восстанию Пендомаяхской впадины, вероятно в результате вытеснения жидких УВ газом в соответствии с принципом дифференциального улавливания. Предпосылок формирования т.н. тектоно-седиментационных ловушек, связанных с кромкошельфовыми песчаными телами, на западном склоне Большехетской структурной террасы нет. Гораздо более перспективными в этом отношении являются центральная часть Пендомаяхской впадины и восточный склон Тазовского поднятия. Однако их формирование, как и сводовых ловушек, произошло

только на посттуронском этапе и, таким образом, перспективы этого направления связаны, скорее, с поисками газоконденсатных скоплений.

Цитологические и комбинированные ловушки, приуроченные к ачимовским отложениям, распространены, по крайне мере, в западной половине территории исследований - в погруженной части Пендомаяхской впадины и на восточном склоне Тазовского поднятия. Важно то, что они существовали уже до начала генерации УВ, следовательно, нефтяные залежи, сформированные в раннемеловое время, не могли быть вытеснены позднемеловым газом из-за латерального экранирования песчаных линз непроницаемыми породами. В целом, потенциал нефтегазоносности ачимовского резервуара западной части Пендомаяхской впадины может быть сопоставим с таковым известной Самбургско-Уренгойской зоны.

Дополнительно, при изучении неоком-аптского НГК, рассмотрены перспективы нефтегазоносности ачимовского резервуара в границах инверсионных структур, их диагностическое значение при обосновании ГРР. Выявлено широкое развитие ложных покрышек в составе нижнехетского резервуара на Большехетской террасе и прилегающих территориях. Показано их отрицательное влияние на нефтегазоносность, важность их выделения и картирования при поисках залежей в малоамплитудных ловушках.

С учетом результатов исследований, изложенных в IV главе, составлена карта приоритетных направлений геологоразведочных работ, направленных на поиски месторождений УВ в стратиграфических, литологических и комбинированных ловушках в юрско-меловых отложениях. Они связаны с:

- западной склоновой зоной Сибирской платформы, в районах, характеризующиеся высокой расчлененностью рельефа доюрских образований, развитием нижнеюрских резервуаров и нефтегазоматеринских толщ в составе левинского, китербютского и лайдинского горизонтов, расположенных в главной зоне нефтегазообразования;

- северной частью Пакулихинской моноклинали, где особенности строения нижнехетского горизонта указывают на существование литологически-экранированных ловушек, примыкающих к очагам генерации УВ, а широко развитые субмеридиональные разрывные

нарушения создают предпосылки формирования тектонически-экранированных ловушек в отложениях малышевской и сиговской свит;

- погруженными районами Пендомаяхской впадины и Центрально-Таймырского мегапрогиба, где намечены несводовые ловушки в клиноформных отложениях неоком-аптского НГК. В таких ловушках, связанных с ачимовским резервуаром, прогнозируются значительные по запасам скопления жидких УВ.

Заключение

Основные результаты исследований, полученные на основе комплексной интерпретации геолого-геофизических и геохимических материалов, проведенной в рамках подготовки настоящей работы, заключаются в следующем:

1. На основе интерпретации региональных сейсмических разрезов установлено, что основными особенностями геологического строения территории исследований являются:

- трансгрессивное налегание юрско-меловых отложений на разновозрастные доюрские образования, часто с угловым и стратиграфическим несогласием;

ярко выраженный клиноформный облик неокомского сейсмогеологического мегакомплекса.

2. Палеоструктурный анализ показал, что в отличие от ЗападноСибирской части территории исследований, где решающее влияние на современное строение оказали посттуронские тектонические процессы, в ЕХП формирование структурного плана происходило в два этапа -позднеюрско-раннемеловой и постолигоценовый.

3. Выделены и охарактеризованы четыре нефтегазоносных комплекса, подразделенные на 12 региональных природных резервуаров, показано что наибольшие перспективы нефтегазоносности связаны с клиноформными отложениями в составе неоком-аптского НГК.

4. Региональное обобщение по геохимической характеристике нефтегазоматеринских толщ позволило в качестве основных генерирующих толщ выделить малышевскую, яновстанскую, гольчихинскую, баженовскую, нижнехетскую свиты. Составлена карта преобразованности ОВ по кровле верхнеюрских отложений, выделены основные очаги нефте- и газообразования.

6. С использованием разработанных для центральных районов

Западной Сибири, в том числе с участием автора, методических приемов локализации ловушек в юрско-меловых отложениях, научно обоснованы принципиальные схемы размещения залежей УВ:

- в нижнеюрских отложениях западного обрамления Сибирской платформы;

- в среднеюрско-нижнемеловых отложениях севера Пакулихинской моноклинали;

- в клиноформных толщах неоком-аптского НГК в западной части Пендомаяхской впадины и в центральной части Центрально-Таймырского мегапрогиба;

Основные положения диссертации изложены в следующих опубликованных работах:

1. Кос И.М., Поляков A.A., Беспалова Е.Б., Колосков В.Н. Геолого-геофизический прогноз нефтеносности неокомских отложений Сахалинского лицензионного участка (Западная Сибирь) // Геология нефти и газа. 2004. №2. С. 16-26.

2. Кудряшов С.И., Бачин С.И., Скворцов М.Б., Малышев Н..А., Поляков A.A. Основные направления геологоразведочных работ и развития ресурсной базы ОАО «НК «Роснефть» // Геология нефти и газа. 2008. №6. С. 13-19.

3. Никишин В.А., Поляков A.A., Обметко В.В. Раннемеловой этап тектонической активизации и его проявление в осадочных бассейнах Западной Арктики и Западной Сибири // Материалы международной научной конференции студентов, аспирантов и молодых учёных «Ломоносов-2011». Секция «Геология». 2011. URL: http:// conf.msu.ru/archive/Lomonosov 2011/1190/23834 48fl.pdf (дата обращения: 20.07.2012).

4. Поляков A.A., Беспалова Е.Б., Колосков В.Н. Некоторые сейсмогеологические приемы геометризации залежей нефти в ачимовских отложениях Западной Сибири // Материалы седьмой международной конференции «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа» памяти Б.А. Соколова и В.В. Семеновича (Москва, 25-27 мая 2004 г.). М.: МГУ, 2004. С. 401-402.

5. Поляков A.A., В.Н. Колосков, Т.А. Рябцева, М.С.Ворошилова, А.В.Гончаров Геолого-геофизический прогноз песчаных тел в неокомских клиноформных отложениях Западной Сибири //Тезисы докладов научно-практической конференции "Инновационные технологии в области поисков, разведки и детального изучения месторождений нефти и газа" (Москва, 20-22 мая 2002 г.). М.: ЦГЭ,

2002. С.51.

6. Поляков A.A., Исаев A.B., Карпухин С.М., Фомина E.B. Новые направления геолого-разведочных работ на западе Енисей-Хатангского прогиба (правобережье Енисея) // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». 2012. №1. С. 2-6.

7. Поляков A.A., Ершов A.B. История формирования, геологическое строение и нефтегазоносность кимеридж-валанжинского клиноформного комплекса на северо-востоке Пур-Тазовской нефтегазоносной области // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2012. Т.7. №2. URL: http://www.ngtp.ru/rub/4/24 2012.pdf

8. Поляков A.A., Кринин В.А. Предпосылки формирования несводовых залежей нефти в мезозойских отложениях севера Пакулихинской моноклинали // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2011. Т.6. №4. URL: http://www.ngtp.rU/rub/4/41 2011 .pdf

9. Поляков A.A., Кринин В.А., Жемчугова Т.А. О влиянии ложных флюидоупоров на нефтегазоносность нижнемеловых резервуаров Большехетской террасы // Научно-технический вестник ОАО "НК "Роснефть. 2011. №4. С. 15-19.

10. Поляков A.A., Исаев A.B. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности юрских отложений юга Игарской зоны // Нефтяное хозяйство. 2012. №12. С. 84-87.

11. Шик Н.С., Поляков A.A. Прогноз распространения «улучшенных коллекторов» в природных резервуарах депрессионного типа (на примере ачимовских отложений Западной Сибири) // Материалы шестой международной конференции «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа» (Москва, 23-25 мая 2001 г.) . М.: МГУ, 2001. С. 502-505.

Подписано в печать:

06.03.2013

Заказ № 8222 Тираж - 120 экз. Печать трафаретная. Объем: 1,4 усл.п.л. Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское ш., 36 (499) 788-78-56 www.autoreferat.ru

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Поляков, Андрей Александрович, Москва

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «Нефтяная компания «Роснефть»

04201355637

Поляков Андрей Александрович

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЮРСКИХ И МЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ СЕВЕРО-ЗАПАДНОГО ОБРАМЛЕНИЯ СИБИРСКОЙ

ПЛАТФОРМЫ

(25.00.12- геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений)

Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Научный руководитель: д. г.-м. наук Малышев H.A.

На правах рукрписи

Москва, 2013 г.

Оглавление

Введение....................................................................................................................................................................................3

Глава 1. История исследований и современное состояние геолого-геофизической

изученности..................................................................................................................................................8

Глава 2. Очерк геологического строения территории исследований..................................18

2.1. Литолого-стратиграфическая характеристика осадочного чехла..............18

2.2. Тектоника........................................................................................................................................................54

Глава 3. Нефтегазоносность......................................................................................................................................77

3.1. Нефтегазоносные комплексы......................................................................................................77

3.2. Особенности размещения залежей нефти и газа......................................................103

3.3. Геолого-геохимические условия формирования месторождений нефти

и газа..............................................................................................................................................................................106

Глава 4. Перспективы нефтегазоносное™ юрско-меловых отложений..............................124

4.1. Цитологические и стратиграфические ловушки в нижнеюрских отложениях..................................................................................................................................................................124

4.2. Тектонические и литологические ловушки в отложениях верхней

юры и нижнего мела..........................................................................................................................................130

4.3. Литологические и комбинированные ловушки в неоком-аптском

НГК..................................................................................................................................................................................138

Заключение..................................................................................................................................................................................165

Список литературы..............................................................................................................................................................166

Введение

С конца XX века в мире наметилась тенденция перемещения центров геологоразведочных работ и добычи нефти и газа из традиционных регионов - в малоосвоенные, характеризующиеся высокими прогнозными ресурсами и низкой степенью разведанности. Одним из таких регионов является территория северо-западного обрамления Сибирской платформы, включающая северо-восточную периферию ЗападноСибирского бассейна и западную часть Енисей-Хатангского прогиба.

В связи с возобновлением здесь геологоразведочных работ, открытием новых (Байкаловское, Северо-Паяхское) и вводом в разработку выявленных ранее (Ванкорское) месторождений, актуальным направлением исследований является изучение возможностей воспроизводства и развития сырьевой базы в регионе.

Целью данной работы является выявление особенностей геологического строения, формирования и нефтегазоносности юрских и меловых отложений северо-западного обрамления Сибирской платформы, научное обоснование новых направлений геологоразведочных работ.

С учетом того, что значительных неопоискованных положительных структур в границах территории исследований не осталось, для достижения поставленной цели решались следующие основные задачи:

1. Обобщение материалов по истории исследований, геологическому строению и нефтегазоносности региона;

2. Восстановление истории развития основных структурных элементов, уточнение структурно-тектонического районирования территории;

3. Изучение условий формирования отложений юрско-меловых нефтегазоносных комплексов (НТК), особенностей размещения месторождений нефти и газа;

4. Анализ и обобщение геохимических материалов, выделение нефтегазоматеринских толщ (НГМТ) и очагов генерации УВ различного фазового состава;

5. Комплексная интерпретация геолого-геофизических и геохимических данных, выявление предпосылок формирования и размещения залежей УВ в стратиграфических, литологических и комбинированных ловушках с учетом особенностей геологического развития территории исследований, строения юрско-меловых резервуаров и эволюции УВ-систем в регионе.

Научная новизна:

1. Выделены и охарактеризованы четыре нефтегазоносных комплекса с

подразделением их на 12 природных резервуаров, изучены закономерности размещения в

3

КАРСКОЕ МОРЕ

п-ов Таймыр

п-ов Ямал !

I - » ^

I

I *

п-ов Гыдан ! >

I '

Рис. 1. Обзорная схема севера Западно-Сибирской низменности и прилегающих территорий

Условные обозначения: 1 - граница территории исследований.

них залежей углеводородов (УВ), разработана схема нефтегазоносности территории исследований;

2. Подготовлено региональное обобщение по пиролитической характеристике нефтегазоматеринских толщ мезозойских отложений северо-западного обрамления Сибирской платформы, природе органического вещества (ОВ) и глубинной зональности катагенеза, составлена карта зрелости ОВ в кровле юрских отложений;

3. Впервые апробированы разработанные для центральных районов Западной Сибири, в том числе с участием автора, методические приемы локализации ловушек в юрско-меловых отложениях;

4. Научно обоснованы принципиальные схемы размещения залежей в несводовых -стратиграфических, литологических и комбинированных ловушках в границах территории исследований.

В работе защищаются следующие основные положения:

1. Северо-западные склоновые зоны Сибирской платформы, характеризующиеся высокой расчлененностью рельефа доюрских образований, развитием коллекторов в нижнеюрских отложениях и нефтегазоматеринских толщ в составе левинского, китербютского и лайдинского горизонтов, расположенных в главной зоне нефтеобразования, перспективны для обнаружения залежей УВ в ловушках «шнуркового» типа;

2. Перспективы открытия месторождений на севере Елогуй-Туруханской НГО связаны с литологическими ловушками в нижнехетском резервуаре нижнего мела, а также с тектоническими ловушками в отложениях среднеюрской малышевской и верхнеюрской сиговской свит, расположенными вдоль фронта восходящей латеральной миграции УВ, очагом генерации для которых служили погруженные зоны Пакулихинской моноклинали, Долганского и Советского структурных заливов;

3. Несводовые ловушки в ачимовском резервуаре неоком-аптского НГК развиты в западной части Пендомаяхской впадины и в центральной части Енисей-Хатангского прогиба. В таких ловушках, сингенерационных по времени формирования, прогнозируются значительные по запасам скопления жидких УВ, в отличие от преимущественно газоносных сводовых и комбинированных ловушек посттуронского и постолигоценового заложения.

Реализация результатов исследования и практическое значение работы.

Результаты исследований автора используются при обосновании геологоразведочных работ и лицензирования в ОАО «НК «Роснефть», при долгосрочном

планировании развития топливно-энергетического комплекса ЯНАО и Красноярского края.

Апробация работы и публикации.

Основные положения настоящей работы обсуждались на научно-технических советах нефтяных компаний «Сургутнефтегаз», «ЮКОС», «РИТЭК» и «Роснефть», докладывались на международных научных конференциях: «Инновационные технологии в области поисков, разведки детального изучения месторождений нефти и газа» (г. Москва, 2002) "Новые идеи в геологии нефти и газа" (г. Москва, 2003, 2004), «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности» (г. Москва, 2007), «Геонауки - от новых идей к новым открытиям» (г. Санкт-Петербург, 2008), «Нефтегазогеологический прогноз и перспективы развития нефтегазового комплекса Востока России» (г. Санкт-Петербург, 2010).

По теме диссертации автором опубликовано шесть статей в журналах, входящих в

«Перечень .....» ВАК Минобрнауки РФ. На способ определения нефтегазопродуктивных

типов геологического разреза переменной толщины получен патент на изобретение №2205434.

Фактическим материалом, положенным в основу диссертации, являются данные сейсморазведочных работ МОГТ 2D в объеме около 20 000 пог. км, материалы бурения глубоких скважин (более 200 скв.), в том числе данные ГИС и исследований керна, результаты испытаний, материалы подсчета запасов по основным месторождениям региона, сформированная автором база данных геохимических исследований органического вещества пород.

Структура и объем работы. Диссертационная работа содержит 178 страниц текста, состоит из 4 глав, введения и заключения. Работа иллюстрирована 57 рисунками. Список использованной литературы насчитывает 121 наименование.

Автор выражает горячую благодарность к.г.-м.н. Н.С. Шик, д.г.-м.н. B.C. Славкину и к.г.-м.н. В.Е. Зиньковскому за многолетнюю поддержку и предоставленную теоретическую базу, использованную при проведении исследовательских работ;

Автор признателен к.г.-м.н. A.B. Исаеву (ФГУП «СНИИГГиМС»), к.г.-м.н. В.А. Кринину (ЗАО «Ванкорнефть»), д.г.-м.н. A.M. Никишину и A.A. Конторовичу за консультации и дискуссии по теоретическим и практическим вопросам, затронутым в работе и за предоставленные геолого-геофизические материалы;

Автор благодарит за постоянную поддержку и помощь при изучении вопросов формирования месторождений нефти и газа О.М. Тимошенко, к.г.-м.н. В.Н. Блинову, к.г.-м.н. H.H. Косенкову.

Автор особенно благодарен к.г.-м.н. В.Н. Колоскову и к.г.-м.н. A.M. Корзуну за многочисленные дискуссии о геологическом строении неокомского комплекса ЗападноСибирского НГБ и идеи, родившиеся в этих дискуссиях и нашедшие отображение в диссертационной работе.

Целеустремленность, работоспособность и эрудиция научного руководителя, д.г,-м.н. H.A. Малышева, являлись примером для автора при подготовке настоящей работы.

Написанию диссертации в большой мере способствовали региональные исследования A.B. Исаева, C.B. Фролова, В.А. Балдина и JI.H. Болдушевской, а также фундаментальные обобщения по геологии и нефтегазоносности северо-востока Западной Сибири и Енисей-Хатангского прогиба, выполненные в ИНГГ СО РАН под руководством академика А.Э. Конторовича.

Глава 1. История исследований и современное состояние геолого-геофизической изученности

Процесс изучения геологии и нефтегазоносное™ северо-востока Западной Сибири имеет длительную историю. Эта территория, особенно район низовьев р. Енисей, всегда оценивались как перспективная для поисков месторождений нефти и газа. Впервые различные сведения по геологии, геоморфологии и полезным ископаемым региона были получены И.Г. Гмелиным (Великая Северная экспедиция 1733-1742 гг.), собравшим материалы о каменном угле и об ископаемых раковинах к востоку от нижнего течения р. Енисей [1ф]. Сведения о мезозойских отложениях Енисей-Хатангского регионального прогиба были получены экспедицией А.Ф. Мидцендорфа в 1843-1844 гг. [1], исследовавшим северную часть Лено-Енисейской области и совершившим маршрут из Красноярска вниз по р. Енисей до пос. Дудинка и далее на п-ов Таймыр.

Собственно нефтегазопоисковые работы в низовьях р. Енисей начались с 1934 г. и были основаны на общих соображениях о возможной нефтегазоносное™ территории, изложенных в трудах А.Д.Архангельского, И.М.Губкина и Н.С.Шатского. В истории развития нефтегазопоисковых работ здесь можно наметить четыре этапа [2ф и др.].

Первый этап (с 1934 г. по 1953 г.) был связан с поисками нефтяных месторождений вблизи трассы Северного морского пути Горно-геологическим управлением Главсевморпути (ГГУ ГУСМП). В районе пос. Усть-Порт были пробурены единичные поисковые скважины глубиной до 2,5 км, а геофизические (гравиметрия, магнитометрия и сейсморазведка) исследования позволили получить первые представления о глубинном строении территории. В рамках комплексных геологоразведочных работ отрядами геологов В.Н. Сакса и К.В. Антонова, выполнялась площадная геологическая съемка территорий непосредственно прилегающих к Усть-Порту. В результате этих работ был выявлен ряд антиклинальных структур, на одной из которых (Малохетской) в 1939 г. было начато поисковое бурение.

В период 1941-1945 годов на Малохетской площади были обнаружены нефтегазопроявления в отложениях верхней и средней юры, триаса и верхней перми. После 1945 г. В низовье р. Енисей проведена площадная геологическая съемка, продолжено бурение поисковых скважин [2].

В результате геолого-геофизических работ первого этапа исследований были выявлены основные черты глубинного строения региона, накоплен значительный фактический материал по стратиграфии, тектонике и нефтегазоносности территории.

(ЧГ\|\\ \

Малохетская.

'Тота-Яхинская

'Ямбургская,

Туколандо-Вадинс'кая

ХХХ/ Ен-Яхинскаят

Н ижнепур екая:

■Ю^^ЩРенг?йсшНа(я I

А I Тюменская

Ево-Яхинская

КраЖбярскйй край4

XXXIII

£ Туруханская

01 НгИз А 4 1

100 км

Рис. 2. Схема изученности территории исследований региональными сейсморазведочными работами

МОГТ и параметрическим бурением

Условные обозначения: 1 - региональные профили и их номера; 2 - административные границы; 3 - граница территории исследований.

Результаты первых нефтегазопоисковых работ нашли отражение в трудах А.Г.Алексина, Н.А.Гедройца, А.И.Гусева, Т.М.Емельянцева, М.К.Калинко,

A.Ф.Михайлова, А.А.Предтеченского, З.З.Ронкиной, Н.Н.Ростовцева, Г.Е.Рябухина,

B.Н.Сакса, В.Н. Тебенькова и других, высоко оценивавших перспективы нефтегазоносности региона.

К 1953 г. было пробурено 145 колонковых (с объемом бурения 56000 м) и 15 глубоких (с объемом бурения 24315 м) скважин. В процессе бурения в мезозойских отложениях наблюдались многочисленные нефте- и газопроявления, а в одной из скважин (№ 13-Р) при опробовании был получен приток газа с дебитом 12 ООО м . Однако эти работы надлежащего развития не получали, несмотря на решения ряда Правительственных комиссий, в частности комиссии Министерства нефтяной промышленности СССР под руководством М.И. Баренцева и A.A. Трофимука (1951 г.) В 1953 г. поиски нефти и газа в районе были приостановлены [3].

Второй этап (1960 - конец 70-х гг.) начался с возобновления Красноярским геологическим управлением в 1960 г. нефтегазопоисковых работ вблизи г. Норильска, когда возникла острая необходимость энергообеспечения Норильского промышленного района. Главной задачей этого периода являлось открытие газовых месторождений, запасы которых обеспечивали бы на долгие годы энергетические потребности Норильского горно-металлургического комбината. Первоначально ставилась задача найти газ в радиусе 150 км от Норильска, потом расстояние было увеличено до 250 км. В дальнейшем, после открытия Мессояхского и других газовых месторождений, нефтегазопоисковые работы распространились практически на весь Енисей-Хатангский прогиб (ЕХП), а также приенисейскую полосу северо-востока Западной Сибири [2ф].

Для II этапа характерно широкое применение комплексных геофизических

исследований (сейсморазведка MOB, электроразведка МТЗ и МТП, среднемасштабная

гравиметрическая съемка) и глубокого бурения (преимущественно на юрско-меловые

отложения). Территория вблизи р. Енисей на удалении до 200-300 км от реки равномерно

покрывается сетью региональных сейсмических профилей MOB с густотой сети 0.1л

0.2 пог.км/км , увеличивающейся в пределах крупных поднятий, выраженных по поверхности меловых пород, до 0.3-0.6 пог.км/км2. Все это позволило изучить глубинное геологическое строение территории и выбрать наиболее перспективные направления геологоразведочных работ. Уже в первые 6-7 лет удалось выявить и подготовить под глубокое бурение целый ряд локальных поднятий как на левом берегу р.Енисей (Нижнехетское, Семеновское, Майское, Зимнее, Мессояхское и др.), так и на правом

Рис. 3. Обзорная карта территории исследований (по работам 1ф, 2ф,4ф, с использованием материалов МПР РФ)

(Суходудинское, Озерное и др.). В последующем здесь оперативно разворачивалось глубокое бурение.

Буровые работы второго этапа начались в 1961 г. на Долганской структуре, выявленной на Малохетском валу сейсморазведочными работами в 1960 г. В 1965 г. Долганская площадь была выведена из бурения с отрицательными результатами по данным 3-х пробуренных скважин.

В то же время, в 1962 г. в районе пос. Тазовский был получен мощный фонтан природного газа из сеноманских отложений и выявлен новый для Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП) нефтегазоносный комплекс [4]. Открытие Тазовского месторождения, надежная научная база, внедрение новых методов геофизических исследований и успешные результаты поисковых работ позволили, начиная с 1962 г., резко усилить поиски и разведку месторождений нефти и газа в северной части Западной Сибири, расширить фронт их проведения [5].

В целом,