Поисковые работы на нефть и газ в пределах Гыданской нефтегазоносной области (НГО) начаты в 60-х годах прошлого века, к настоящему времени здесь разбурены практически все подготовленные сейсморазведкой крупные структурные ловушки, открыто 13 месторождений УВС, подавляющая часть которых по запасам относится к классам средних и мелких, одно (Утреннее) – к уникальным, три (Геофизическое, Гыданское и Минховское) – к крупным. Все выявленные залежи являются средними и мелкими, а большие суммарные запасы объясняются многопластовостью месторождений.

   Не опоискованными остаются, в основном, небольшие по размерам положительные структуры разной морфологии, а также глубокозалегающие горизонты поднятий с доказанной продуктивностью. Берриас-валанжинский, нижне-среднеюрский перспективные нефтегазоносные комплексы вскрыты единичными глубокими скважинами и изучены крайне слабо (Рис. 1). В то же время, некоторые особенности геологического строения Гыданской НГО позволяют высоко оценивать перспективы глубокозалегающих ачимовских и среднеюрских горизонтов, к ним относятся:

   1. Толщина осадочного чехла достигает 10-12 км, до 7-8 км терригенного разреза, обогащенного органическим веществом, в течение длительного времени находились в термобарических условиях, соответствующих зонам активной генерации УВ.

   2. По результатам исследования керна и шлама скважин Ямальской, Гыданской НГО, Енисей-Хатангского регионального прогиба, моделирования истории катагенеза осадочных толщ [1] установлены основные источники нефти и газа в арктических районах Западной Сибири, представленные породами юрского, триасового возраста.

   Тампейская свита среднего-верхнего триаса, накапливавшаяся, главным образом, в наиболее погруженных областях на денудационно-аккумуляционной равнине, отличается большой мощностью глинистых отложений, оптимальным для интенсивной генерации газа уровнем катагенетической преобразованности (МК4) и большим исходным газопродуцирующим потенциалом керогена.

   Нижнеюрские углеводородные источники (аналоги тогурской и радомской пачек) в неоген-четвертичное время достигли зоны активной генерации конденсатосодержащего газа и легких по плотности нефтей конденсатного типа.

   Отложения малышевской и вымской свит среднего отдела юры накапливались в условиях шельфового и прибрежного мелководья и в пределах денудационно-аккумуляционной равнины, т.е. в окислительных и слабоокислительных условиях седименто- и диагенеза, что определило их газогенерационный потенциал. Он связан, главным образом, с углисто-глинистыми отложениями, толщины которых достигают 150-200 м.

   3. Гольчихинская свита, объединяющая в своём составе васюганский, георгиевский и баженовский горизонты от верхнего бата до волжского яруса включительно является нефтематеринской. Вскрытая параметрической скважиной Гыданской-130 мощность наиболее обогащенного органическим веществом баженовского горизонта составляет около 14 м. Однако в северных районах Западной Сибири верхнеюрские отложения характеризуются значительно более бедным генерационным потенциалом по сравнению с классической баженовской свитой центра Западной Сибири. Отметим, что углеводородный потенциал комплекса реализован на текущем этапе геологической истории лишь в небольшой мере и только в наиболее глубоких очагах активной генерации может обеспечить формирование промышленных объемов нефти.

   4. Значительные по площади депрессионные тектонические элементы Гыданской области формировали «очаги» активного нефте- газообразования, генерировавшие объемы УВ, сопоставимые с соседними Ямальской, Надым-Пурской и Пур-Тазовской НГО. Наиболее активные генерационные зоны в тектоническом плане соответствуют Тадибеяхинскому мегапрогибу (Рис. 2), локализуемому к западу от Гыданского поднятия, а наиболее перспективные области аккумуляции – структурам его обрамления.


1.jpg

Рис. 1. Схема геолого-геофизической изученности п-ова Гыданский


2.jpg

Рис. 2. Фрагмент тектонической схемы мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы

(И.И. Нестеров, 1990 г.)


   5. Глинистые толщи покурской, танопчинской свит (K1apt, alb, K2cm) и верхней части неокома катагенетически «незрелые» и даже, если бы обладали достаточным нефте- и/или газогенерационным потенциалом, генерация углеводородов еще не началась, так как достигнутый ими уровень катагенеза все еще не превышает значений R0=0,43-0,52 %.

   В этой зоне активно развивается биохимическое образование газов, особенно метана.

   6. По результатам бурения параметрической скважины Гыданской-130 до глубины 5100 м в разрезе НГО выделяется три гидродинамически изолированных комплекса, характеризующиеся различными коэффициентами аномальности пластовых давлений:

- нижний мел - кайнозой (0,93-1,01 атм/10 м - замер), в т.ч. надачимовский подкомплекс (1,2 атм/10 м - замер);

- ачимовский (1,4-1,5 атм/10 м - расчетно);

- юрский (1,85-1,95 атм/10 м - расчетно).

   Эти комплексы должны рассматриваться как генерационно-аккумуляционные системы с преимущественным формированием залежей УВ в коллекторах, находящихся в непосредственном контакте с очагами генерации УВ или на пути вертикальной миграции до флюидоупоров. Проницаемыми каналами для УВ могут служить также затухающие в осадочной толще неотектонические нарушения.

   При условии, что основной объем углеводородов в рассматриваемом регионе генерировался в пределах юрской гидродинамической системы, максимально насыщенными должны оказаться коллекторы юрского комплекса пород и первые на пути ограниченной вертикальной миграции проницаемые горизонты раннемелового возраста. В основании этой части разреза развиты песчано-алевритовые клиноформенные тела ачимовской толщи – наиболее перспективные для поиска промышленных скоплений углеводородного газа (с учетом его наиболее высокой диффузионной активности) и газового конденсата резервуары в объеме юрско-нижнемеловой генерационно-аккумуляционной системы.

   Процесс аккумуляции залежей УВ в этой части разреза рассмотрен в работе, авторы которой отмечают, что «по мере уплотнения берриас-валанжинской толщи выжимание воды и газов диагенетического и протокатагенетических этапов генерации происходило преимущественно в верхнее полупространство (резервуары ачимовской толщи), так как нижнее (горизонты Ю23) было отсечено флюидогенерационным барьером верхнеюрских глин». Литологическая замкнутость ачимовских резервуаров, о чем свидетельствует наличие АВПД, ввиду затрудненной вторичной латеральной и вертикальной миграции в процессе тектонических трансформаций, способствовала созданию оптимальных условий для сохранения аккумулированных скоплений УВ.

   Согласно результатам оценки потенциальных ресурсов УВС по состоянию на 01.01.2009 г. в пределах Гыданской НГО на ачимовский комплекс приходится около половины суммарных НСР нефти – более 400 млн.т и почти четверть газа – около 1,9 трлн.м3.

   С целью выбора первоочередного объекта поисковых работ в отложениях ачимовской толщи на территории Гыданского полуострова рассмотрим определяющие геологические факторы - тектонический и литологический, влияющие на формирование, эволюцию и сохранность УВ залежей.

   В центральной части Гыданской НГО наиболее значительной по размерам и гипсометрически высокой структурой является Гыданский свод, представляющий собой по отражающему горизонту Б крупное куполовидное поднятие, осложненное разрывными нарушениями. Свод оконтуривается изогипсой -3500 м и имеет размеры 45х45 км, амплитуда составляет 180 м.

   Основные этапы роста структуры приходятся на киммерийский и новейший этапы тектогенеза, то есть условия для аккумуляции УВ оформились на рубеже юры и мела, в кайнозое произошло «подновление» структур, разломной сети, и, как следствие, активизация миграционных процессов.

   Гыданский свод по периметру граничит с крупными впадинами и мегапрогибами, представляющими области генерации с более высоким уровнем преобразованности органического вещества, – с юго-востока к нему примыкает Антипаютинская впадина, с севера и востока - Тадибеяхинский и Восточно-Гыданский прогибы.

   Для детализации геологического строения ачимовской нефтегазоперспективной толщи и выделения в ней перспективных ловушек, специалистами ООО «Недра-Консалт» проведена переобработка и интерпретация архивных сейсмических материалов в комплексе с данными бурения скважины 130 Гыданская, а также глубоких скважин Тота-Яхинской, Геофизической, Утренней, Штормовой площадей.

   В результате интерпретации полученных после переобработки сейсмических материалов на площади Гыданского свода выделены два крупных клиноформных сейсмостратиграфических комплекса, индексированных, согласно схеме Бородкина В.Н., как Ач52 и Ач61. Выделенные ССК имеют берриасс-валанжинский возраст и характеризуется ярко выраженным клиноформным строением (Рис. 3).

   Как видно на структурных картах, отражающих морфологию кровли клиноформ (Рис. 4, 5), они характеризуется выполаживанием в западной части и типичной крутой моноклинальной поверхностью северо-восточного простирания на востоке. В фондоформной, присклоновой части клиноформ выделяется обширная терраса, соответствующая в плане Гыданскому своду и являющаяся наиболее благоприятной структурной формой для накопления ачимовских песчаных тел.

   Анализ морфологии и сейсмостратиграфического образа выделенных клиноформных образований показывает значительную мощность и широкое развитие в фондоформной части турбидитовых фаций, которые формируются у подножия склона в глубоководной части бассейна. Одним из важных критериев выделения зон формирования турбидитных сейсмофаций в волновом поле является наличие амплитудных аномалий. 


333222111.jpg

Рис. 3. Пример волновой картины в районе Гыданского и Утреннего поднятий

4.jpg

Рис. 4. Структурная карта по ОГ НАЧ52 (кровля пласта АЧ52)


5.jpg

Рис. 4. Структурная карта по ОГ НАЧ61 (кровля пласта АЧ61)


   Такие аномалии выделяются в зоне депоцентра, где мощность турбидитовых осадков, связанных с конусом выноса, максимальна. В волновом поле депоцентры отражаются повышенными значениями временной мощности и появлением дополнительных внутренних отражений, что связано с наибольшим количеством в разрезе песчано-алевритовых пластов.

   Наличие мощных песчаных толщ в разрезе ачимовской толщи в рассматриваемом районе подтверждено параметрической скважиной 130 Гыданская. Скважина в интервале залегания ачимовской толщи вскрыла два мощных песчаных горизонта, которые, согласно проведенной привязке к данным сейсморазведки, соответствуют клиноформным образованиям Ач52 и Ач61.

   Как видно на структурных картах (Рис. 4, 5), скважина вскрывает ачимовские тела в фондоформной зоне, в юго-западной периферийной части конуса выноса. По данным ГИС (Рис. 6) скважина вскрыла кровлю клиноформы Ач52 на отметке -3271 м, общая толщина ее составляет 67,0 м, суммарная толщина песчаников – 44,0 м. Кровля клиноформы Ач61 вскрыта скважиной 130 на отметке -3387 м, общая толщина ее составляет 89,0 м, суммарная толщина песчаников – около 50 м.

   По результатам исследования керна в скважине 130 ачимовские пласты представлены песчаником светло-серым, плотным, крепким, слоистым. Слоистость обусловлена наличием в породе прослойков, обогащенных углистыми частицами алевритовой размерности. В целом состав обломочного материала в песчаниках кварцевый, зерна окатанной и полуокатанной формы, прозрачного и мутновато-белого цвета. Цемент карбонатизированный, порово-пленочный. По предварительным результатам интерпретации ГИС пористость песчаников составляет 10-12%. 


6.jpg

Рис. 6. Результаты интерпретации данных ГИС по скважине 130-Гыданская в интервале ачимовских отложений


   Как было отмечено ранее, скважина 130 расположена в периферийной части основного конуса выноса, а значит, здесь накапливался более мелкий обломочный материал. В самом конусе выноса ожидается увеличение суммарной толщины песчаных пластов и улучшение их емкостно-фильтрационных свойств, за счет накопления здесь более крупнодисперсных осадков.

   Кроме благоприятных палеофациальных условий формирования пластов-коллекторов, улучшение их коллекторских свойств в зоне депоцентра может происходить за счет формирования зон вторичной трещиноватости. Их образование может быть обусловлено постседиментационными процессами, происходящими как в результате тектонических движений, так и при заполнении ловушки углеводородами и отжатии ими седиментационных вод.

   Развитие и характер вторичных преобразований коллекторов способствует развитию проницаемых реервуаров на больших глубинах. Эти процессы исследованы на ачимовских залежах Уренгойского района, авторами отмечалось, что в к зонам максимальных толщин песчаников приурочены повышенные значения пористости и проницаемости.

   Таким образом, в результате применения современных технологий обработки и интерпретации сейсмических данных, анализа литолого-фациальных условий осадконакопления с учетом геологической информации, полученной в процессе бурения параметрической скважины 130, в отложениях ачимовской толщи выделены две значительные по размерам перспективные структурно-литологические ловушки. Размеры ловушек составляют: АЧ52 - 55,6х13,5км, высота – 105 м; АЧ61 – 48,8х33,5 км, высота –140м.

   Относительно возможного характера заполнения ловушек отметим, что в рассматриваемой части Гыданской НГО объемы генерации газообразных УВ существенно превышали объемы нафтидогенеза, поэтому наиболее вероятным представляется насыщение ловушек ачимовской толщи газоконденсатом. Суммарная оценка перспективных ресурсов выделенных ловушек в «газовом варианте», как наиболее вероятном, составляет порядка 500 млрд. м3.

   Таким образом, на Гыданском своде имеются все геологические предпосылки выявления крупной зоны нефтегазоносности в низах неокома, а именно – крупная, наиболее гипсометрически приподнятая сводовая структура, имеющая значительные площади углеводородной генерации в виде сопредельных обширных мегапрогибов и впадин, мощные толщи пород-коллекторов и надежных флюидоупоров, образующих изолированные структурно-литологические ловушки большого объема. Полученная оценка перспективных ресурсов позволяет рассматривать нижнемеловые отложения Гыданского свода как первоочередной и весьма перспективный объект для проведения поисковых работ. Очевидно, что выявление здесь крупных залежей УВ резко повысит интерес нефтегазодобывающих компаний к освоению ресурсного потенциала Гыданского полуострова и даст мощный импульс к продолжению здесь геологоразведочных работ.