Ключевые слова: юрские отложения, тюменская свита, пласт юг2, уренгойское месторождение, потенциал, ресурсы, формирование.
Площадь изучения целевых объектов находится на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа с расположенным на ней Уренгойским нефтегазоконденсатным месторождением (НГКМ) (рис. 1).
РИСУНОК 1. Обзорная схема района изучения
Площадь участка недр покрыта 3D сейсмическими исследованиями, интервал пластов ЮГ2-4 охарактеризован керновыми данными и испытаниями на приток углеводородов. В предыдущие годы в пределах Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения были пробурены четыре поисково-разведочные скважины, расположенные на различных гипсометрических отметках равномерно по площади изучения, результаты опробования в которых в 100 % случаев дали положительный результат. В настоящее время разработка группы пластов ЮГ2 не ведется. Подтвержденный потенциал объекта располагает к более тщательному изучению и количественной оценке ресурсов юрского комплекса для эффективного планирования проектного эксплуатационного фонда в будущем и возможности вовлечения существующих запасов в разработку.
Юрские отложения имеют обширное распространение в Западной Сибири, продуктивность доказана на месторождениях ХМАО, ЯНАО, Тюменской и Томской областей.
В пределах Надым-Пурской нефтегазоносной области в интервале пластов
ЮГ2-ЮГ4 нефтегазоносность подтверждена на многих месторождениях, включая Уренгойское, что указывает на высокий потенциал заполнения ловушек.
Участок изучения приурочен к структуре 1 порядка - Уренгойскому мегавалу, Надым-Пурской нефтегазоносной области. Очагами нефтегенерации являются Нижнепурский мегапрогиб и Нерутинская мегавпадина. Основные нефтегазоматеринские породы – баженовская свита находится в пиковой фазе нефтеобразования и породы средне-, нижнеюрских отложений - основной источник генерации газа. Глубина залегания и большие толщины нефтегазоматеринских пород обуславливают достаточный объем генерации УВ и заполнения ловушек Уренгойского мегавала. В настоящий момент на государственном балансе стоят запасы углеводородов по районам отдельных скважин пластов ЮГ2(1), ЮГ2(2), ЮГ3. Однако потенциал юрских отложений оценивается гораздо выше.
Отложения юрского комплекса накапливались в обстановках от континентальных до прибрежно-морских. Верхняя подсвита тюменской свиты характеризуется постепенной трансгрессией и затоплением. Нижняя часть разреза (пласты ЮГ3-4) накапливалась в континентальной и прибрежно-континентальной обстановке. Верхняя часть разреза накапливалась в прибрежно-морских обстановках, которые характеризуются площадным распространением коллектора и выдержанностью на значительных расстояниях (ЮГ2). В верхнеюрское время участок изучения находился в обстановке относительно глубокой части шельфа, где накапливались преимущественно глинистые отложения (Ю1) [5].
Для оценки ресурсного потенциала отложений и планирования геолоразведочных работ учитывались критерии, влияющие на нефтегазоносность юрского комплекса. Критерии можно разделить на три группы: тектонические, литологические и геохимические.
Тектонический критерий - структурный фактор
Участок изучения расположен в пределах региональной структуры 1 порядка. Согласно структурной карте по отражающему горизонту Т замкнутая изолиния региональной структуры находится за пределами участка изучения, т.е. площадь находится внутри структуры 1-го порядка. Результаты испытаний на соседних участках недр показывают притоки углеводородов на гипсометрически более низких отметках, чем весь структурный план на изучаемом участке, что говорит о полном заполнении региональной ловушки (рис.2) и плотность запасов будет зависеть от распределения коллектора и его качества.
РИСУНОК 2. Структурный фактор. Потенциал
В подтверждение выше сказанного, результаты испытаний по пластам ЮГ2-ЮГ4 на участке изучения показывают притоки углеводородов как в повышенных частях структурного плана, так и в самых погруженных, что говорит о потенциале полного заполнения породы коллектора (рис.3), в результате чего принято решение считать весь эффективный объем пластов потенциально продуктивным.
РИСУНОК 3. Структурная карта кровли пласта ЮГ2(1) с результатами испытаний
Геохимический фактор
Следующим фактором, влияющим на определение потенциала нефтегазоносности является геохимический фактор, или зрелость нефтегазоматеринской породы.
По результатам комплексных геохимических исследований керна и флюидов установлена генетическая связь флюидов с двумя нефтегазоматеринскими источниками – баженовская свита и глинистые породы нижне- среднеюрского возраста, радомская и тогурская пачки глин.
По своим пиролитическим характеристикам баженовская свита является богатой нефтематеринской породой. Степень реализации исходного генерационного потенциала составляет около 85 %, что уже близко к окончанию главной фазы нефтегенерации (градация катагенеза МК2 – начало МК3(1).
Результаты 1D бассейнового моделирования показали:
-
В Нижнепурском прогибе (скв. Тюменская СГ6) юрские нефтегазоматеринские породы достигли главной зоны нефтеобразования в конце позднего мела. В настоящее время степень катагенеза для нижне-среднеюрских (радомская и тогурская пачки) – соответствует стадии МК3 (генерация газа);
-
Осевая часть Нижнепурского прогиба испытала максимальное погружение, поэтому нефтегазоматеринские толщи (НГМТ) здесь характеризуются максимальной зрелостью. Нижнеюрские НГМТ уже в раннем-среднем палеогене достигли раннего газового окна генерации УВ. Согласно проведенным исследованиям газоконденсатное насыщение пластов на всей территории участка наиболее вероятно.
Литологический фактор или накопление осадков и их распространение
В период формирования юрских пластов ЮГ2-ЮГ4 обстановки сменялись от континентальных до прибрежно-морских. С учетом седиментологического анализа выполнено уточнение стратиграфической корреляции пластов. Секвенсные границы хорошо маркируются границами затопления, которые образовались в условиях высокого стояния уровня моря и приурочены к кровле углисто-глинистых пачек (в континентальном и прибрежно-континентальном разрезе).
Границы пластов ЮГ2(1) и ЮГ2(2) определяется по резкой смене фациальных обстановок с прибрежно-континентальных (отмелей, каналов и маршей) на прибрежно-морские (подводная часть дельты). Кровля тюменской свиты выделяется по региональному маркирующему горизонту – Пахомовская пачка (интенсивно биотурбированные, глауконитизированные песчаники и алевролиты). Это позволило наиболее корректно выполнить палеофациальные реконструкции для каждого пласта [1-2].
Формирование отложений пласта ЮГ2(1) происходило в мелководно-морских обстановках в условиях переходной зоны, в прибрежно-морских обстановках в условиях подпляжевой зоны и фронта дельты, в прибрежно-континентальных обстановках в условиях прибрежной равнины и в обстановках аллювиального комплекса в озерно-пойменных условиях.
Формирование отложений пласта ЮГ2(2) происходило в обстановках аллювиального комплекса в озерно-пойменных условиях. Коллекторы имеют невыдержанное простирание и низкие ФЕС. Отложения пластов ЮГ3-ЮГ4 представлены ритмичным чередованием пород тюменской свиты песчано-алевритового и глинистого состава преимущественно континентального генезиса, породы-коллекторы представлены кварцем и полевыми шпатами.
Породы юрских отложений в рамках создания фациальной модели были диагностированы и поделены на литологические типы коллектора, которые нашли свое отражение в скважинах без отбора керна [3].
Для построения карт эффективных толщин с учетом существующей неопределенности в доле коллектора в разрезе пласта и распространению его по площади, выполнена оценка с учетом вариативности параметров.
По результатам интерпретации ГИС песчаник разделяется на литотип «песчаник» и «песчаник - неясен как коллектор» - с коэффициентом пористости ниже граничного значения. Для вариации площади распространения учитывались результаты динамического анализа полученного по сейсмическим данным. Выделены зоны с ухудшенными коллекторскими свойствами. Определена обратная корреляционная зависимость для эффективных толщин в оптимистичном (Р10) и среднем (Р50) варианте с атрибутом «Огибающая сигнала», коэффициент корреляции составил 0,84. Для эффективных толщин в пессимистичном варианте (Р90) определена обратная зависимость с атрибутом «Амплитуда», коэффициентом корреляции составил 0,88. Поскольку в интервалах пластов насыщение по ГИС определено как «продукт», а при испытании везде получены притоки газа, принято решение считать весь эффективный объем потенциально продуктивным. Следовательно, флюидные контакты не учитывались, карты эффективных газонасыщенных толщин соответствуют картам эффективных толщин (рис.4).
РИСУНОК 4. Карты эффективных толщин пластов ЮГ2-4, средний вариант (Р50)
В результате проведенной работы была выполнена ресурсная оценка юрских отложений. Оцененные объемы начальных геологических ресурсов газа могут достигать 400 млрд.м3 по сумме пластов ЮГ2-4. Наиболее перспективным из группы пластов ЮГ2-ЮГ4 по объему запасов и фильтрационно-емкостным характеристикам является пласт ЮГ2(1), он определен как первоочередной объект для доизучения и планирования разработки. При оценке конденсатосодержания, привлекались данные по аналогам в пределах района работ. Согласно оцененным термобарическим условиям основными аналогами для оценки потенциального конденсатосодержания являются Уренгойское, Юрхаровское, Зап. Юрхаровское, Ямбургское и Заполярное месторождения. С учетом выборки по месторождениям-аналогам, величина потенциального конденсатосодержания оценивается в 230 г/см3. Начальные геологические ресурсы конденсата по сумме пластов ЮГ2-ЮГ4 оценивается более чем в 50 млн.т.
Выводы
Анализ, выполненный на основе комплексного подхода, позволил детализировать строение юрских пластов, отразить закономерности накопления отложений и их распространение по площади участка. Геохимические характеристики нефтегазоматеринских пород показывают высокий генерационный потенциал позволяющий обеспечить полное заполнение ловушки, в купе со структурным фактором - приуроченность с региональной структуре с замыкающейся изолинией за площадью изучаемого участка, дает высокую оценку ресурсного потенциала юрских отложений. В таких благоприятных условиях для перспектив нефтегазоносности, доизучение объекта и скорейший ввод его в разработку должно стать первостепенным приоритетом.
Литература
1. Барабошкин Е.Ю. Практическая седиментология. Терригенные резервуары. Пособие по работе с керном. / Е.Ю. Барабошкин - Тверь: ГЕРС, 2011. - 152 с.
2. Гречнева О.М. Создание фациальных моделей группы пластов Ю2 тюменской свиты и оценка перспектив их вовлечения в разработку. / О.М. Гречнева, А.А. Снохин и др. // Газовая промышленность. - 2022. - №2. - 42-49 с.
3. Гречнева О.М. Нейросетевое моделирование для прогнозирования фаций и петротипов коллектора. / О.М. Гречнева, А.А. Снохин и др. // Нефтяное хозяйство. – 2022. - №1. - 21-25 с.
4. Конторович А.Э. Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в меловом периоде. / А.Э. Конторович, С.В. Ершов, В.А. Казаненков, Ю.Н. Карогодин и др. // Геология и геофизика. - 2014. - №5-6. - 745-776 с.
5. Эпов М.И. Условия образования юрских отложений севера Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Атлас литолого-палеогеографических карт юрского периода севера Западной Сибири и акватории Карского моря в масштабе 1:2 000 000 и объяснительная записка / М.И. Эпов, В.А. Конторович - Новосибирск: СО РАН, 2015.
6. Ян П.А. Состав строение и условия осадконакопления Келловей-Оксфордских отложений Надым-Пурского междуречья Западной Сибири: диссертация на соискателя ученой степени / П.А. Ян– Новосибирск: СОРАН, 2003.- 169 с.
