Ключевые слова: добыча углеводородов, ачимовские отложения, Пырейский лицензионный участок, геологоразведка, картирование ловушек.
На изучаемом участке продуктивность подтверждена в сеноманском ярусе (пласт ПК1) и в валанжинском ярусе (пласты БУ16). Последний вскрытый бурением пласт на Пырейном участке относится к ундоформенной части клиноформенного комплекса (пласт БУ20). Неокомский клиноформенный разрез не освещен бурением и требует изучения.
Согласно тектонической карте мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Западной Сибири (Бочкарев В.С., 1990 г.) участок работ приурочен к Уренгойскому мегавалу, который осложнен Пырейным структурным мысом (положительная структура второго порядка), в котором выделяются локальные структуры III-го порядка, в том числе Пырейная структура. В соответствии со схемой нефтегеологического районирования Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции изучаемый участок расположен в пределах Надым-Пурской нефтегазоносной области, где многократно подтверждена продуктивность ачимовского клиноформенного комплекса. Ближайший аналог, где пласты ачимовской толщи находятся в разработке с 1996 года, – Восточно-Уренгойский участок недр, отложения которого формировались в единых условиях с изучаемым объектом, что оценивается как благоприятный фактор для изучения ачимовской толщи на Пырейном участке. Таким образом, основные невыявленные перспективы нефтегазоносности на участке изучения связаны с ачимовской толщей. Имеются ввиду отложения, накопившиеся в раннем неокоме.
В ранневаланжинское время район изучения находился в переходной зоне мелководно-морских и глубоководно-морских отложений, что соответствует условиям образования клиноформенных ачимовских отложений, которые накапливались в глубоководно-морских условиях [1] на глубинах 3500–3600 м. В региональном плане Пырейный участок приурочен к клиноформе БВ10 (аналог БУ20, согласно индексации, используемой ФАУ «ЗапСибНИИГГ») тагринского клиноформенного комплекса (по данным региональной работы по ЮВ ЯНАО ФАУ «ЗапСибНИИГГ», 2021). Нефтегазоносность данного комплекса доказана в пределах Самбурского, Олимпийского, Ево-Яхинского, Уренгойского, Западно-Таркосалинского участков недр.
Формирование отложений происходило при поступлении материала с шельфовой части материка. Лавинообразно вниз по склону на дно бассейна перемещались огромные массы обломочного терригенного материала. Цикличное накопление, обусловленное колебаниями моря, способствовало продвижению кромки шельфа в западном направлении. Ачимовские отложения относятся к фондоформенной части клиноформы, сформированы трубидитовыми потоками и залегают непосредственно на глинах баженовской свиты.
Региональные предпосылки продуктивности ачимовской толщи на Пырейном участке
Для оценки потенциала нефтегазоматеринских пород использованы результаты научной работы, выполненной сотрудниками ООО «ТННЦ» в 2020 г., охватывающей Тазовский нефтегазоносный район и частично Уренгойский нефтегазоносный район, к которому относится участок работ. Потенциально нефтегазоматеринскими в меловых отложениях являются углистые аргиллиты и уголь. Образцы меловых отложений преимущественно характеризуются низкими значениями генерационного потенциала (S2) и низким содержанием органического углерода (TOC). Необходимых условий по температуре для начала генерации углеводородов данные отложения не достигли, поэтому общий вклад в объем генерированных отложений ничтожен. Основными потенциальными источниками генерации углеводородов на данной территории могут служить битуминозные аргиллиты баженовской и яновстановской свиты, которые обладают высоким генерационным потенциалом и достигли главного окна нефтегазогенерации. Массовая первичная миграция углеводородов из нефтегазоматеринских пород (НГМП) из баженовского горизонта началась около 80 млн лет назад (по результатам расчетов). Моделирование аккумуляции углеводородов показало заполнение потенциальных ловушек ачимовской толщи на изучаемом участке, ожидаемое насыщение – газоконденсатное.
Поиск и картирование ловушек
Важным критерием поиска объектов в ачимовской толще стало наличие «аномального разреза» в бажене, который формируется за счет эродирующего воздействия турбидитных потоков [2] рис. 1.
РИСУНОК 1. Пример аномального разреза бажена
РИСУНОК 2. Результаты интерпретации сейсмических данных: а) корреляция отражающего горизонта Ач6/1 (БУ20); б) карта временной мощности интервала бажен-БУ20; в) карта углов наклона сейсмокомплекса бажен-БУ20
Определение подножия склона выполнялось с использованием карты временных толщин интервала БУ20-бажен и построением карты углов наклона. Увеличение временной мощности и рост углов более 20 указывает на склоновую часть шельфа. Выявление и картирование перспективных объектов осуществлялось в фондоформенной части клиноформы. Выделенный сейсмокоплекс Ач6/1(БУ20) характеризуется наличием «яркого пятна» у подножия склона, которое зачастую относится к наличию газового насыщения. Используя множество сейсмических атрибутов были выявлены два перспективных объекта: комплекс Ач6-2 (БУ21) и комплекс Ач6-1 (БУ20) [3].
Комплекс Ач6-2 (БУ21) распространен на большей части территории работ. На карте атрибута Variance наблюдается аномалия, представляющая собой турбидитный конус выноса, разгрузка которого способствовала формированию аномального разреза баженовской свиты в западной части площади (рис. 3). Ресурсный потенциал объекта оценивается в 9,9 млрд м3 свободного газа.
РИСУНОК 3. Результаты интерпретации сейсмических данных (а) и карта эффективных толщин комплекса Ач6-2(БУ21) (б)
Комплекс Ач6-1 (БУ20) распространен практически на всей территории работ. Границы раздела (фондоформа-склон) также выделены с учетом карт временной мощности интервала Б-БУ20 и карты углов наклона сейсмокомплекса БУ20 до отражающего горизонта Б (бажен). На карте атрибута спектральной декомпозиции наблюдаются аномалии в виде светлых пятен. По аналогии с отложениями, охарактеризованными каротажами упругих свойств, подобные аномалии связаны со сменой литологического состава пород с глинистых на песчаные. Выявлено два турбидитных конуса выноса (рис. 4) с потенциальными ресурсами газа 34,8 млрд м3.
РИСУНОК 4. Результаты интерпретации сейсмических данных (а) и карта эффективных толщин комплекса Ач6-1(БУ20) (б)
Выводы
Понимание принципов накопления клиноформ и оценка регионального строения ачимовской толщи позволило провести работу по поиску новых перспективных объектов на участке, где ни одна скважина не вскрыла ранненеокомские отложения. Проведенные палеореконструкции продвижения бровки шельфа в западном направлении позволили спрогнозировать наиболее перспективные клиноформы ачимовских отложений. Оценка потенциала заполнения углеводородами выявленных ловушек показала высокую вероятность формирования залежей газоконденсата.
Предпосылки продуктивности на данной территории, подтвержденные аналогами, обеспечили интерес к выявленным ловушкам. Детальное изучение сейсмогеологических данных района работ впервые позволило выявить два потенциально продуктивных объекта ачимовской толщи с суммарными ресурсами сухого газа около 45 млрд м3, освоение которых позволит обеспечить добычу газа и конденсата на участке на ближайшие годы.
Литература
1. Барабошкин Е.Ю. // «Практическая седиментология (терригенные коллектора)». – Томск-2007, с. 83–102.
2. Бембель С.Р., Цепляева А.И. // «Геологическое строение и некоторые особенности формирования аномальных разрезов баженовской свиты в Западной Сибири». – Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2014. №10, DOI:10.15593/2224-9923/2014.10.1.
3. Гречнева О.М., Малыгина О.С., Игнатьев А.Э., Закревский К.Е. // «Опыт изучения геологического строения и геологического моделирования ачимовских пластов уренгойского месторождения по данным керна, каротажа и сейсморазведки». – Society of Petroleum Engineers Journal. 2012. № 162004. С. 10.
