Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Закономерности геологического строения и перспективы нефтегазоносности мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Гыданской нефтегазоносной области

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Закономерности геологического строения и перспективы нефтегазоносности мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Гыданской нефтегазоносной области"

На правах рукописи

СЛИНКИН АНДРЕЙ ВАЛЕНТИНОВИЧ

ЗАКОНОМЕРНОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ МЕЗОЗОЙСКО -КАЙНОЗОЙСКОГО ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА ГЫДАНСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ

Специальность 25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

2 8 НОЯ 2013

Тюмень - 2013

005541205

005541205

Работа выполнена в Тюменском государственном нефтегазовом университете (ТюмГНГУ)

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

Мясникова Галина Петровна

доктор геолого-минералогических наук, заслуженный

геолог РФ, профессор ТюмГНГУ

Бородкин Владимир Николаевич

доктор геолого-минералогических наук,

главный геолог

ООО «Геология Резервуара»

Касаткин Виктор Егорович

кандидат геолого-минералогических наук,

начальник Управления прогноза свойств продуктивных

резервуаров, детализации и актуализации секторных

геологических моделей. Филиал «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»

«КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени

Ведущая организация:

ООО «НОВАТЭК НТЦ», г. Тюмень

Защита состоится 20 декабря 2013 г. в 16 ш на заседании диссертационного совета Д 212.273.05 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625000 г. Тюмень, ул. Володарского, 56, Институт геологии и нефтегазодобычи, аудитория 515.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно - информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г.Тюмень, ул. Мельникайте, 72.

Отзывы, заверенные печатью учреждения, в двух экземплярах просим направлять по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 56, ТюмГНГУ ученому секретарю диссертационного совета Д 212.273.05. •

Факс (3452) 46-30-10,41-70-21, e-mail: t_v_semenova@list.ru.

Автореферат разослан 20 ноября 2013 г

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических наук

Т.В.Семенова

Общая характеристика работы

Актуальность работы. Гыданская нефтегазоносная область (НГО) расположена за Полярным кругом и является самой северной, труднодоступной, наименее изученной областью в Западной Сибири. На суше Гыдана были проведены сейсморазведочные работы объемом более 100 тыс. пог. км (в модификации 2Д), пробурены 151 поисковая и разведочная скважины общим метражом свыше 396 тыс. пог. м. Слабо изученными глубоким бурением остаются северные, восточные и северо-восточные районы. Изученность территории сейсморазведкой крайне неравномерная. Для проведения здесь ГРР на газ и нефть выполненных сейсмических исследований на большинстве месторождений и, особенно, перспективных площадей недостаточно. Средняя плотность сейсмонаблюдений (на суше) варьирует от 0,1 до 0,85 пог. км на 1 км2 перспективных площадей. В небольшом объеме проводились электроразведочные работы, а также региональная гравиметрическая и магнитная съемки. Проложен газопровод от Ямальского полуострова в Европейскую часть России («Бованенково - Ухта»), а также ожидается запуск нового морского порта «Сабетта» с заводом по сжижению газа на левобережье Обской губы, около Утреннего месторождения, для транспортировки газа морским путём через Карское море. Большие надежды геологи и геофизики возлагают на полуостров Гыдан, который существенно повысит газовый потенциал арктических районов. Кроме того, незначительная удалённость от Тазовского полуострова, где имеется развитая инфраструктура, окружённость с северной, южной и западной стороны территории полуострова акваториями Гыданской, Обской и Тазовской губ, имеющих выход в Карское море, делают Гыданскую НГО экономически привлекательной для дальнейшего освоения и поставок углеводородов потребителям как внутри страны, так и за её пределами. Главным объектом нефтегазопоисковых работ в изучаемой области остаются объекты структурного типа в меловых, юрских отложениях, ловушки неструктурного типа в клиноформной части разреза неокомского нефтегазоносного комплекса (НГК) и стратиграфические ловушки на востоке НГО во всём разрезе мезозойских отложений.

Объект исследования: мезозойско-кайнозойские (Mz-Kz) отложения Гыданской нефтегазоносной области, расположенной в арктических широтах Западной Сибири, где открыто 16 газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, преимущественно крупных и средних по запасам углеводородного (УВ) сырья.

Цель работы. Изучение закономерностей литологического строения Mz-Kz отложений и структурно-тектонический анализ территории Гыданской НГО, выделение перспективных на нефть и газ объектов - нефтегазоносных комплексов, оценка их нефтегазового потенциала, выбор направлений геологоразведочных работ в НГО.

Основные задачи исследования:

1. Изучение особенностей строения Мг-Кг осадочного чехла в целом и нефтегазоносных комплексов;

2. Анализ тектонического строения структур территории Гыданской области и роста локальных поднятий второго и третьего порядка;

3. Детализация нефтегазогеологического районирования Гыданской НГО;

4. Изучение генерации УВ при погружении;

5. Анализ ресурсной базы Гыданской НГО в мезозойско-кайнозойском чехле и обоснование перспективных направлений и объектов поисково-разведочных работ на нефть и газ.

Научная новизна:

1. Новый вариант тектонической карты-схемы Гыданской НГО. Основой для неё была выбрана структурная карта по последней переинтерпретации сейсмических материалов, сделанная Монастырёвым Б.В. в 2008 г. Она отличается от предыдущих структурных карт. На тектонической карте-схеме выделены три тектонические области, отличающиеся строением, нефтегазоносностью и новыми тектоническими элементами. На востоке выделяется Гыданская терраса (структура первого порядка), Невуяхинский выступ и Гыданское куполовидное поднятие вместо одноимённого свода, ранее выделяемого по площади менее 3 тыс. км2, т.е. меньше рекомендуемой величины для структур I порядка.

2. Реконструкции роста основных тектонических структур Гыданской НГО. Показано, что в процессе развития меняется их региональный уклон, простирание длинной оси, морфология, размеры (амплитуда и площадь).

3. Внесены изменения в нефтегеологическое районирование четырёх НГР, вмещающих залежи УВ сырья. Составлена более детальная карта-схема нефтегеологического районирования. В каждом районе предполагаются свои, отличные от других закономерности в размещении залежей УВ и их фазовое состояние, свои главные НГК. Например, Явайский НГР прогнозируется беднее на УВ, чем Салмановский (Утренний), в связи с более сильным рифтогенезом и уменьшением перспектив по юрским отложениям, т.к. существенно сокращается их толщина, а Гыданский НГР прогнозируется менее перспективным, чем прилегающие с запада районы, окруженные со всех сторон прогибами, откуда и предполагается миграция углеводородов.

4. Разработана модель динамического погружения отложений в Мг время в разных НГР. В основу расчётов модели положены основные геологические факторы,

предопределяющие нефтегазообразование: температура, «зрелость» углеводородных

систем.

Защищаемые положения:

1. Новый вариант тектонической карты-схемы района исследования, составленной после обобщения всего имеющегося объема фактического материала и новых структурных карт. На тектонической карте-схеме выделены три тектонические области (западная, восточная, южная) и шесть нефтегазоносных районов.

2. Динамика роста основных структур, к которым приурочены залежи месторождений нефти и газа, дана их характеристика. Меняется во времени структурный план и размеры тектонических элементов.

3. Модели динамического погружения продуктивных отложений и генерации нефти и газа Мг чехла в четырёх нефтегазоносных районах, которые учитывают важные геологические процессы: глубину, температуру, новейшее оледенение и неотектонический подъём - позволяют прогнозировать фазовое состояние УВ в нефтегазоносных комплексах.

4. Уточнённый вариант карты-схемы нефтегеологического районирования с шестью НГР на основе всех проведённых тектонических исследований. Карта-схема позволяет более дифференцированно оценить перспективы нефтегазоносности Гыданской НГО.

Практическая ценность. Проведённые исследования направлены на повышение эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ в Гыданской НГО, уточнение геологической модели формирования залежей, открытие новых ловушек и месторождений нефти и газа.

Фактический материал. Диссертационная работа выполнена на основе самостоятельных исследований автора по геологии и нефтегазоносности Гыданской НГО. Собраны и проанализированы материалы из Тюменского территориального геологического фонда и фондов ООО «ТюменНИИгипрогаз» по сейсморазведочным партиям, материалы бурения, нефтегазоносности изучаемого района и опубликованные данные нефтегазовых компаний, работающих в исследуемом районе. В работе использовались разбивки как предыдущих исследователей, так и выполненные самостоятельно, анализировался «Государственный Баланс запасов полезных ископаемых Российской Федерации» и многочисленные публикации в периодических изданиях по изучаемому району работ.

Апробация работы. Основные результаты работ докладывались на научно-практических конференциях в г. Тюмени (2011 г.), г. Санкт-Петербурге (2012 г.) и г. Ханты-Мансийске (2013 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано шесть работ, три из них - в научных журналах, рецензируемых ВАК РФ.

Структура и объём диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, заключения. Основной текст диссертации изложен на 150 страницах, включая 70 рисунков, 8 таблиц. Список литературы включает 140 наименований.

При написании отдельных разделов диссертационной работы автор обращался за консультациями к ведущим учёным и специалистам: Нежданову A.A., Халиулину И.И, Черкащину С.А., Чуйкову С.Н. - которым выражается благодарность за полезные советы и замечания.

Работа выполнена под руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора, заслуженного геолога России Галины Петровны Мясниковой, которой автор выражает самую искреннюю и глубокую признательность за постоянную поддержку, внимание и помощь в решении многих вопросов.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, научная новизна, сформулированы цели и задачи, показана её практическая значимость.

В первой главе «Геолого-геофизическая изученность» даётся краткое описание самой северной и труднодоступной арктической, преимущественно газоносной, области Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна - Гыданской.

На территории Гыданского полуострова проведены СЗ MOB масштаба 1:500000, площадные сейсморазведочные работы MOB масштабов 1:200000 и 1:100000, MOB ОГТ масштабов 1:100000 и 1:50000. Выполненный объем сейсморазведочных работ составляет 34 540 пог. км. На полуострове отработаны региональные сейсмические профили 35, 37, 38, 39, 40, 41, 42, 43, 108 и 109. Работы выполнены ПГО «Ямапгеофизика». На изучаемой территории пробурена 151 скважина суммарной проходкой 395 674 м. Из них только четыре вскрыли юрские отложения.

Во второй главе «Закономерности литолого-стратиграфического строения Mz-Kz чехла» даётся литолого-стратиграфический очерк мезозойско-кайнозойских отложений Гыданской НГО. Описание проводилось по имеющимся геолого-геофизическим материалам и по последним стратиграфическим схемам, утверждённым МСК.

Триасовые и юрские отложения изучены по геофизическим материалам, сверхглубоким скважинам 6-СГ и 7-СГ и соседней территории Ямала.

Разрез триасовых отложений прогнозируется терригенно-вулканогенным толщиной до 2-2,5 км, последние будут преобладать в разрезе. Разрез юрских отложений прогнозируется

как переслаивание существенно песчаных и глинистых, преимущественно морских толщ. Максимальная глубина, достигнутая бурением по нижнеюрским отложениям, составляет 5050 м в скв. № 25 Тота-Яхинской площади. Толщина юрских отложений до 2,5 - 3 км. Нижнемеловые отложения - существенно глинистые в низах, в западной части предполагается развитие коллекторов и залежей УВ в ачимовской толще. В нижней части существенно морской разрез. Меловые отложения сложены полифациальным комплексом терригенных пород толщиной около 2,5 км.

Составлены схемы корреляции по верхнеюрским отложениям как в самой Гыданской НГО, так и на сопредельных территориях Енисей-Хатангского регионального прогиба, которые показали, что необходимо внести корректировки в толщину распространения гольчихинской свиты, которая равняется 950 м, как указано в региональных стратиграфических схемах по юрским отложениям, утверждённым МСК в 2004 г. Предлагается принять гипостратотип по гольчихинской свите, по разрезу скв. Южно-Носковской 318, вблизи восточной границы НГО, который представлен двумя подсвитами с определением возраста по микро и макрофауне, с максимальной толщиной 350 м.

В третьей главе «Тектоническое строение Mz-Kz структурного этажа» составлена новая тектоническая карта-схема Гыданской НГО (рис. 1). Основой стала структурная карта по отражающему горизонту Б, переинтерпретированная Б.В. Монастырёвым в 2008 г.

На тектонической карте-схеме выделены три тектонические области: западная, восточная и южная. Западная тектоническая область включает в себя территорию от 74° в.д. до 76° в.д. и от 69° с.ш. до 72° с.ш. Основную площадь западной тектонической области занимают отрицательные структуры первого и второго порядка - Сеяхинские мегапрогибы, впадины, и меньшая площадь занята положительными структурами как первого порядка (Напалковский мегавал), так и второго порядка (Утреннее к.п.). Восточная тектоническая область расположена к востоку от границы западной тектонической области: от 76° в.д. до 80° в.д. и от 69° с.ш. до 72° с.ш. Основные тектонические элементы - структуры первого порядка: Таймырская моноклиналь и осложняющие Тыданскую террасу Юрацкий, Невуяхинский выступы. На Гыданской террасе расположено Гыданское к.п. - структура второго порядка. Пересекает террасу Уренгойско - Гыданский грабен-рифт. Южная тектоническая область объединяет Мессовскую гряду - уникальную структуру первого порядка, самую протяжённую в широтном направлении структуру Гыданской НГО, (от 74° в.д. до 81° в.д.), осложнённую валами и локальными поднятиями, на которых открыто 8 месторождений УВ.

Гыданская НГО испытала в своей Mz-Kz истории развития три геологические катастрофы: первую - в триасе, в результате сформировался Уренгойско-Гыданский

грабен-рифт, пересекающий с севера на юг всю территорию НГО, он сопровождался в триасе интенсивным магматизмом. Вторую катастрофу область испытала в Р з- N время, связанную с крупнейшим арктическим подъёмом до 600 и более м, последующим разрушением накопившихся среднеолигоцен-неогеновых отложений и способствующим значительному выделению газа в свободную фазу. Третья катастрофа была связана с резким четвертичным оледенением, и оно сопровождалось понижением температуры и изменением условий для процессов нефтегазообразования.

области. Авторы: Слинкин А.В., Мясникова Г.П. 2012 г.

По основным структурам второго и третьего порядка, вмещающим месторождения: Утреннее, Гыданское, Геофизическое, Тота-Яхинское, проведён палеотектонический анализ. Он показал, что в истории развития основных структур, расположенных в разных тектонических областях и разных нефтегазоносных районах, имеются как отличия, так и сходства.

В западной тектонической области (Утреннее и Геофизическое месторождения) общий уклон территории по верхнеюрскому структурному плану был направлен на восток, юго-восток как в палеоплане, так и по современной структурной карте. По меловым отложениям произошла смена общего уклона территорий в западном направлении.

В восточной тектонической области (Гыданское месторождение) в средне и верхнеюрских отложениях уклон территории в палеоплане не был устойчив и изменялся как в западном, так и в восточном направлении, в отличие от западной тектонической области. На современном этапе верхнеюрские отложения имеют общее погружение на запад. По меловым отложениям также отмечается западный уклон, в сторону Сеяхинских прогибов.

В южной тектонической области за весь рассматриваемый период времени уклон территории был на северо-запад, как по современным верхнеюрским отложениям, так и в палеоплане. В меловой период основной уклон был в северном направлении.

Таким образом, палеотектонический анализ показал, что в истории развития основных структур, расположенных в разных тектонических областях и разных нефтегазоносных районах имеются как отличия, так и сходства. Меняются размеры поднятий. Так, для Утреннего и Гыданского к.п. наибольшая площадь была в верхнеюрское время, в отличие от Геофизического к.п., где самые большие размеры были как в верхнеюрское время, так и в сеноманском веке. В южной тектонической области Тота-Яхинское л.п., имело наибольшие размеры только в сеноманских отложениях, где открыта одна единственная залежь.

Амплитуды структур по Утреннему и Гыданскому к.п. уменьшались от сейсмического горизонта Б к Г в четыре и более раз, в то время как Геофизическое л.п. не испытывало во времени существенных изменений амплитуд. На Тота-Яхинском л.п. амплитуда практически не изменилась за изучаемый период. Изменялись морфология, простирание длинной оси и положение структур, большое влияние оказывали региональные движения.

Рифтогенез детально рассмотрен в работах Суркова B.C., Жеро О.Г., Гиршгорна Л.Ш. и др. Рифтогенез, проявившийся в Западно-Сибирском бассейне в триасовое время, определил дальнейшее развитие как всего бассейна - крупнейшего осадочного бассейна мира, так и изучаемого Гыданского суббасейна. Проявление рифтогенеза предопределило

индивидуальные особенности тектонического строения, дальнейшее развитие и формирование структур, крупных поднятий, к которым приурочено большинство основных месторождений УВ. В главе показано, что изучаемая территория имеет минимальную для Западной Сибири толщину земной коры - менее 26 км. П-ов Гыдан в субмеридиональном направлении пересекает сложнопостроенная рифтовая система, в пределах которой, по мнению ряда исследователей, континентальная кора (Карус и др., 1984) полностью отсутствует. Рассматриваемая территория являлась зоной активной седиментации в палеозое и триасе, поэтому здесь осадочный чехол имеет значительную толщину.

«Инверсионные кольцевые структуры» (ИКС) широко распространены в Тазовско-Гыданском суббассейне. Они описаны в работах Балдина В.А., Нежданова A.A. и др. Непосредственно на территории изучаемого района имеются своеобразные кольцевые в плане структуры, связанные с Огненным и Сопочным локальными поднятиями. На временных сейсмических разрезах по кровле верхней юры они представляют собой прогибы с увеличивающейся вниз по разрезу амплитудой, а выше кровли юры - это контрастные антиклинальные структуры. Кольцевые структуры или инверсионные кольцевые структуры (ИКС) установлены по периферии Большехетской впадины. Природа этих инверсионных кольцевых структур (ИКС) дискуссионна. Одни авторы объясняют её за счёт «ложных» аномалий, другие указывают на несостоятельность гипотез об образовании «ложных» депрессий. Объекты инверсионного типа имеют геологическую природу и образованы в процессе длительного развития при различных сочетаниях тектонического и седиментационного факторов (по Балдину В.А.). Инверсионные кольцевые структуры, их связь с нефтегазоносностью описаны в четвёртой главе.

В четвёртой главе «Моделирование процессов генерации углеводородов в разрезе» проведено моделирование генерации нефти в разрезе Mz Гыданской нефтегазоносной области по четырём основным месторождениям: Утреннему, Гыданскому, Геофизическому и Тота-Яхинскому, которые находятся в разных нефтегазоносных районах. Основными геологическими факторам обусловившими процессы генерации УВ являются совпадение во времени критических параметров: скорости погружения отложений, глубин и палеоглубин (с учётом подъёма территории - Рудкевич М.Я., Тимофеев A.A. 1969 г.), на которую эти отложения погрузились, температуры, палеотемпературы, зрелость и стадии катагенеза органического вещества (OB), резкое изменение геологической истории региона. Для каждого района эти изменения различны. Все перечисленные выше условия предопределяют генерацию OB микронефти. Главная фаза нефтеобразования (ГФН) является важным параметром для генерации УВ, если отложения не прошли ГФН, то, как правило, не будет проходить генерация УВ. Для выделения УВ в свободную фазу нужен скачок в изменении геологической истории региона. При моделировании процессов

газонефтеобразования учитывались результаты исследований Неручева С.Г., Вассоевича Н.Б., Конторовича А.Э., Фомина А.Н. и др., а также опубликованные материалы Курчикова А.Р. по палеотемпературе и учёту охлаждённости пород при четвертичном оледенении.

Полученные результаты позволили выявить «зрелость» и уровень преобразованности ОВ, генерационный потенциал изучаемых отложений на месторождениях.

В качестве примера даётся описание Геофизического месторождения (рис.2). На горизонтальной оси показано геологическое время в млн. лет. На вертикальной оси слева показаны глубины погружения (с учётом новейшего подъёма и без учёта подъёма). Справа на вертикальной оси показаны две шкалы современных и палеотемператур. При погружении основных стратиграфических границ выделено три фазы: верхняя, с генерацией сухого газа, центральная - с главной фазой нефтеобразования (ГФН) и нижняя, характеризующая генерацию жирного (конденсатного) газа с переходом в сухой газ. Она отличается тем, что по изучаемым отложениям ни одна свита из разреза не прошла полностью погружения в ГФН. По длительности нахождения в благоприятных условиях для яефтегазообразования пребывали отложения юры - малышевской (Ь) и гольчихинской (7з) свит. Отложения марресалинской свиты (К^б) по полученным результатам могли генерировать только сухой газ.

Время, млн.лет (Шкапа Мясниковой Г.П., Шпильмана В.И. 1990 г)

Для времени накопления: • Малышевской свиты (^Ы) —*— Нижнетанолчинск. свиты (К, Ьг)

■ Гольчихинской свиты (К,у)-

Верхнетанопчинск. свиты (К, а)

Марресалинской свиты(К2з)

Рис. 2. График динамики погружения отложений в юрско-меловое время и подъём в

среднеолигоцен-неогеновое время на Геофизическом нефтегазоконденсатном месторождении (по скв. 46) и реконструкция благоприятных условий по отношению к главной зоне нефтегазообразования

В пятой главе «Нефтегазоносность» показывается, что территория Гыданской НТО относится к арктической части Западно-Сибирского бассейна, где открыто 120 залежей на 16 месторождениях газа, газоконденсата и нефти. Ранее выделялось три нефтегеологических района (НГР), по результатам авторской интерпретации, в основу которой положено новое тектоническое районирование территории, выделяется шесть НГР: Явайский, Салмановский (Утренний), Восточно-Гыданский, Гыданский, Напалковский и Мессовский. Плотность запасов УВ уменьшается с юга на север. Изучаемый разрез представлен: нижнеюрским, среднеюрским, ачимовским, неокомским, аптским и сеноман-альбским нефтегазоносными комплексами.

Нижне-среднеюрский нефтегазоносный комплекс, практически изученный только сейсморазведочными работами, вскрыт 4 скважинами, залегает на глубине от 31003754 м (кровля) до 5050 м в погруженных частях. Для Гыданской НГО характерен Ямало-Гыданский и Усть-Енисейский тип разреза юрских отложений. Чередование существенно глинистых и песчаных свит: шараповской (пл. Юц.12), китербютской, надояхской (пл. Юю), лайдинской, вымской (пл. Ю7.9), леонтьевской и малышевской (пл. КЬ-Д Породы-коллекторы обладают весьма низкими фильтрационно-емкостными свойствами и относятся в основном к V-VI классам (по Ханину A.A.). Покрышкой для нефтегазоносного комплекса являются отложения абалакской свиты и её аналогов.

Ачимовский НГК залегает в низах ахской или сортымской свит, или их аналогов, вскрыт на глубинах 3445-3800 м, представлен песчано-алевритовыми породами, чередующимися с аргиллитоподобными глинами. Песчано-алевритовые породы относятся к коллекторам IV,V и VI класса. Залежи по строению, литологически экранированные. Покрышкой нефтегазоносного комплекса служат глины аргиллитоподобные ахской свиты.

Неокомский НГК нижнего мела залегает на глубинах от 2000-2300 м (кровля) до 3000-3500 м и вскрыт всеми глубокими скважинами. Породы-коллекторы относятся к III-V классам, причем вверх по разрезу происходит улучшение фильтрационно-емкостных свойств пород. Выделяются продуктивные пласты БГю-19 и ТП16-26. экранируемые арктической пачкой аргиллитов и нейтинской пачкой глин соответственно.

Аптский НГК сложен танопчинской свитой с характерным для продуктивных отложений повышенным содержанием углей. Пласты ТПы5 характеризуются высокими ФЕС. Нефтегазоносный комплекс залегает на глубинах от 1300 до 2350 м. Коллекторы III - IV класса. Экранируется глинами яронгской свиты.

Алъб-сеноманский НГК. Кровля комплекса вскрыта скважинами на глубинах 7001300 м. Песчано-алевритовые породы характеризуются высокими фильтрационно-емкостными свойствами и относятся преимущественно к коллекторам II и III, реже IV

классов. Продуктивные пласты ПКмо- Покрышка сложена верхнемеловыми отложениями туронских глин и вышележащими отложениями меловой системы.

На востоке возрастной диапазон комплекса изменяется, в разрезе турона появляется газсалинская пачка коллекторов, вмещающая залежи нефти и газа.

Начальные потенциальные ресурсы Гыданской НГО на конец прошлого века (на 01.01.1993) оценивались ВНИИГАЗом: газа - 9700 млрд. м3, конденсата (извлекаемого) -612 млн. т и нефти (извлекаемой) - 717 млн. т. По состоянию на 01.01.2002 г оценки газа были увеличены ОАО «СибНАЦ» до 12,5 трлн. м3. По последним исследованиям ВНИИГАЗа ( 2009 г.) потенциальные ресурсы газа оценены ниже - 7,1 трлн. м3. На сегодняшний день в результате переоценки, проведенной ОАО «СибНАЦ», газовый потенциал увеличился почти в два раза, до 24 трлн. м3, с учётом палеозоя. Так, в 2008-2009 гг. в результате переоценки ресурсов газа категории Сз увеличились на начало 2009 г. с 2,7 до 6,2 трлн. м3, то есть более чем в два раза. Увеличение перспективных ресурсов газа связано с тем, что изучаемая территория остается важной для открытия новых крупных месторождений в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Отмечается, что переоценки перспективных ресурсов газа по упомянутым выше организациям практически совпадают (6,2 трлн. м3 по ОАО «СибНАЦ» и 6,4 трлн. м3 по ООО «ТюменНИИгипрогаз»). Запасы газа на месторождениях Гыдана составили (без акваторий) на 01.01.2009 по категории С) - 1018,3 млрд. м3 и Сг - 686,5 млрд. м3, текущие разведанные запасы газа на месторождениях Гыдана остались прежними.

Подавляющая часть запасов газа (80,3 % по категории СО сосредоточена в аптском и аяъб-сеномапском и НГК и связана она с Утренним, Геофизическим и Антипаютинским месторождениями. Запасы газа региона сосредоточены на глубинах до 3000 м, в крупных и средних газовых залежах, характеризующихся близким к гидростатическому давлению и средними дебитами. В то же время, большая часть запасов и ресурсов жидких УВ приурочена к неокомскому НГК, глубинам от 2300 до 3000 м, среднедебитным залежам, преимущественно средним по запасам. Нефти встречаются в нефтяных оторочках и в виде самостоятельных нефтяных залежей. Наибольшие ресурсы оцениваются в юре - нижнем и среднеюрском нефтегазоносных комплексах.

В шестой главе «Анализ перспективных структур, ресурсы Сз в них, главные направления поисково-разведочных работ Гыданской НГО» в результате проведённых новых сейсморазведочных работ и выполненного анализа всей имеющейся геолого-геофизической информации была проведена оценка подтверждаемости перспективных структур на территории Гыданской НГО (без акватории), выделено 20 структур (рис. 3). Отмечается высокая плотность перспективных ресурсов в Мессовском НГР. Дана оценка

ресурсов категории Сз, учитывающая фазовое состояния на месторождениях НГР.

Использованы формулы, выведенные В.И. Шпильманом (1982 г), для прогноза общего

количества залежей в НГО (суббассейнах) и взаимосвязи между размером максимальной

1,6а

залежи и потенциальными ресурсами\ (3=2я,„„ 1п-—^—. На рис. 4 представлена палетка,

Яо

где показано общее число залежей (горизонтальная ось), жирные линии отражают максимальные по запасам залежи (дтах), пунктирные линии минимально рентабельные залежи (дШщ).

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

| | Граница Гыданской НГО

|---1 Уренгойско-Гыданский грабен-рифт

Открытые месторождения: Газовые Газоконденсатные

Нефтегазоконденсатное ^^р Нефтегазовые, газонефтяные

Список перспективных структур :

I Восточно-Штормовая 2,3 Южно-Явайская

4 Садарская

5 Салпатинская

6 Верхненявуяхская

7 Хрустальная

8 Малогыданская

9 Западно-Гыданская

10 Южно-Гыданская

II Северо-Танаыская

12 Новолунная

13 Быстрицкинская

14 Штурманская

15 Лунная

16 Севсро-Тотаяхинская

17 Приречная

18 Верхнемессояхская

19 Восточно-Верхнемессояхская

20 Восточно-Парусовая

Рис.3. Карта-схема нефтегазогеологического районирования Гыданской нефтегазоносной области. Авторы: Слинкин A.B., Мясникова Г.П. 2012 г.

Чтобы оценить общее количество залежей в Гыданской НГО на вертикальной оси, мы находим точку с начальными потенциальными ресурсами (НПР) и из неё проводим горизонтальную линию до пересечения с qmin (показано красной пунктирной линией).

мпн. рентаоельные залежи залежи мах в НГР

I } 1ШЗ я '¡зтш 'ш

Количество залежей Рис. 4. Палетка для прогноза числа залежей в регионе (В.И. Шпильман 1982 г.)

Таким образом, наглядно отражается взаимосвязь между НПР с размером минимально рентабельной залежи (более 5 млн. т.у.т.). Проведённые расчёты показали на возможность открытия уникальной залежи с запасами (ягаах) до 600 - 700 млн. т.у.т. и позволили спрогнозировать число неоткрытых залежей в размере 120-130 в НГО при С!нпр. которые оценены в 7 млрд. м3 и пересчитаны по формуле:

N=

Q-<u

q„ln

ч<>

+1

Заключение

В результате проведённого исследования были уточнены «Стратиграфические схемы» изучаемого района: предлагается внести корректировки в толщину гольчихинской свиты и привязку сейсмических горизонтов, изменить стратотип по верхнеюрским отложениям в разрезе скважины Южно-Носковской 318.

В работе представлен новый вариант тектонической карты-схемы Гыданской НГО.

Изучен и детально описан рост, история формирования структур второго и третьего порядка, контролирующих основные месторождения нефти и газа, дана их морфологическая характеристика.

Выполнены оценки моделей динамического погружения Мг отложений по четырём основным месторождениям в разных НГР. Графики динамики погружения позволяют определить главную фазу нефтегазообразования и, следовательно, позволяют прогнозировать состояние углеводородных систем. В построенные модели заложены геологические параметры, обуславливающие процессы генерации УВ: температура, погружение отложений, палеотемпература, неотектонический подъём и N-(2 оледенение. Определено время, длительность нахождения отложений в ГФН, а также степень зрелости ОВ в изучаемых отложениях.

Проведён анализ структуры ресурсной базы Мг нефтегазоносных комплексов, выполнен прогноз новых перспективных структур, показаны их ресурсы и даны рекомендации по дальнейшему развитию поисково-оценочных работ в регионе.

Первоочередными предлагается считать следующие структуры: для Явайского НГР -Восточно-Штормовую, Южно - Явайскую, для Восточно-Гыданского НГР - Солпатинскую и Садарскую, для Гыданской НГР - Северо-Танамскую, Южно-Гыданскую, в Напалковском НГР - Новолунную.

Основные результаты диссертации изложены в следующих работах Публикации в рекомендуемых изданиях ВАК РФ:

1. Слинкин A.B. Палеотектонический анализ основных структур второго и третьего порядка Гыданской нефтегазоносной области (Западная Сибирь) / A.B. Слинкин // Нефть и газ. - Тюмень. - №4. - С. 22-31.

2. Слинкин A.B. Новый взгляд на тектоническое строение Гыданской НГО (Западная Сибирь) / Г.П. Мясникова, A.B. Слинкин // Территория «Нефтегаз». - 2013. - № 10. -С. 68-74.

3. Слинкин A.B. Моделирование процессов генерации углеводородов в разрезе Mz-Kz осадочного чехла Гыданской нефтегазоносной области / A.B. Слинкин // Нефть и газ. -Тюмень. - № 6. - С. 19-28.

Список работ опубликованных по теме диссертации в других изданиях:

4. Слинкин A.B. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности палеозоя и неокома. Гыданской НГР / A.B. Слинкин // Кристаллы творчества. Материалы докладов студенческой академии наук ТГНГУ. - 2010. - С. 39-41.

5. Слинкин A.B. Особенности истории тектонического развития структур Гыданского полуострова / A.B. Слинкин // XVII научно-практическая конференция молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Сибири - 2010», ООО «ТюменНИИгипрогаз». - Тюмень. - 2012. - С. 15-17.

6. Слинкин A.B. Закономерности строения осадочного чехла Гыданского НГО и нефтегазоносность / A.B. Слинкин // Тезисы II научно-практической конференции молодых ученых и специалистов памяти академика А.П. Карпинского, ФГУП «ВСЕГЕИ». - 2011. -С. 114-122.

Подписано к печати 18.11.2013г. Формат бумаги 60x841/16. Усл. печ. л. 1,00. Заказ № 180. Тираж 100 экз. ООО «ТюменНИИгипрогаз», ООВ 625019, г. Тюмень, Воровского, 2