Модели строения и перспективы нефтегазоносности резервуаров нижней юры Надым-Тазовского междуречья

УЧРЕЖДЕНИЕ РОССИЙСКОЙ АКАДЕМИИ НАУК ИНСТИТУТ НЕФТЕГАЗОВОЙ ГЕОЛОГИИ И ГЕОФИЗИКИ ИМ. А.А.ТРОФИМУКА СИБИРСКОГО ОТДЕЛЕНИЯ РАН

I0UOO.9 09501 " На правах рукописи

НЕХАЕВ Александр Юрьевич

МОДЕЛИ СТРОЕНИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ РЕЗЕРВУАРОВ НИЖНЕЙ ЮРЫ НАДЫМ-ТАЗОВСКОГО МЕЖДУРЕЧЬЯ (ЗАПАДНО-СИБИРСКАЯ НГП)

25.00.12 - геология, поиски и разведка горючих ископаемых

ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Научный руководитель: Доктор геолого-минералогических наук Г.Г. Шемин

НОВОСИБИРСК - 2009

/

2 Оглавление Стр. ВВЕДЕНИЕ

4

ГЛАВА 1. ВЫСОКОРАЗРЕШАЮЩАЯ КОРРЕЛЯЦИЯ НИЖНЕЮРСКИХ

11

ОТЛОЖЕНИЙ 1.1. Фациальное районирование и стратиграфическая схема нижнеюрских

11

отложений 1.2. Методика и результаты высокоразрешающей корреляции нижнеюрских

12

отложений 1.2.1. Методика корреляции отложений. Принятая индексация песчаных

12

пластов 1.2.2. Результаты корреляции нижнеюрских отложений

20

1.3. Стратиграфическое положение региональных резервуаров нижнеюрских отложений

.-

•.

36

•

ГЛАВА 2. КОМПЛЕКСНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НИЖНЕЮРСКИХ

41

ПЕРСПЕКТИВНЫХ НА НЕФТЬ И ГАЗ РЕГИОНАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ 2.1. Терминология и классификация резервуаров

41

2.2. Методические аспекты изучения строения резервуаров, оценки их

45

качества и фильтрационно-ёмкостных свойств на больших глубинах 2.2.1. Методика построения региональных структурных карт, карт

45

толщин флюидоупоров, проницаемых комплексов и содержащихся в них песчаников 2.2.2. Методика составления карт вещественного состава проницаемых

47

комплексов резервуаров 2.2.3 Методика оценки качества резервуаров и их составных частей,

51

флюидоупоров и проницаемых горизонтов 2.2.4. Методика оценки фильтрационно-ёмкостных свойств резервуаров на базе выявленной закономерности их изменения в зависимости от глубины залегания

55

3 2.3. Комплексная характеристика тоарского, плинсбахского и геттанг-

64

синемюрского региональных резервуаров 2.3.1. Тектоническое строение юрского структурного яруса

64

2.3.2. Тоарский региональный резервуар

79

2.3.3. Плинсбахский региональный резервуар

108

2.3.4. Геттанг-синемюрский региональный резервуар

136

ГЛАВА 3. ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ РЕГИОНАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ НИЖНЕЙ ЮРЫ

161

3.1. Критерии оценки перспектив нефтегазоносности резервуаров

161

3.2. Методика количественной оценки перспектив нефтегазоносности

180

резервуаров 3.3. Перспективы нефтегазоносности тоарского, плинсбахского, геттанг-

191

синемюрского региональных резервуаров и нижнеюрских отложений в •целом

:

•.

•

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

203

ЛИТЕРАТУРА

205

4 ВВЕДЕНИЕ

Объектом исследования являются

региональные

резервуары

нефти и газа

нижнеюрских отложений Надым-Тазовского междуречья севера Западно-Сибирской НГП. Актуальность работы. В условиях, когда восполнение запасов нефти, конденсата и природного газа в Западной Сибири отстает от темпов их добычи, актуальной проблемой

становится

научное

обоснование

новых,

глубокопогруженных

нефтегазоносных этажей в уже известных нефтегазоносных областях. Одним из таких объектов являются нижнеюрские отложения Надым-Тазовского междуречья. Вопросы нефтегазоносное™

нижнеюрских

отложений

севера

Западной

Сибири

широко

обсуждаются, начиная с конца 50-х годов прошлого столетия, в работах В.Е. Андрусевича, С Ю . Беляева,

B.C. Бочкарева,

Г.П. Галунского,

Г.К. Боярских,

Ф.Г. Гурари,

Ю.В. Брадучана,

A.M. Брехунцова,

Н.П. Дещени,

А.А. Диковского,

В.П. Девятова,

Ю.Г Зимина, М.М. Зонн, Г.П. Евсеева, В.Г. Елисеева, О.М. Ермилова, A.M. Казакова, В.П. Казаринова,

Ю.Н. Карогодина,

В.А. Конторовича, Н.Х. Кулахметова, И.И. Нестерова,

Б.В. Никулина,

В.А. Каштанова,

А.И. Ларичева, В.Д. Наливкина, Н.Н. Немченко,

Л.И. Ровнина,

А.В. Рылькова,

В.Т. Подшибякина,

Г.П. Сверчкова,

В.А. Скоробогатова,

А.Э. Конторовича,

В.Н. Сакса,

Н.Н. Ростовцева,

М.Я. Рудкевича,

Ф.К. Салманова,

В.В. Семеновича,

Л.В. Смирнова,

О.Ф. Стасовой,

B.C. Суркова,

А.А. Трофимука, С И . Филиной, А.Н. Фомина, А . С Фомичева, Ф.З. Хафизова, Н.Г. Чочиа, Г.Г. Шемина,

С И . Шишигина,

В.И. Шпильмана

и

многих

других.

Анализ

опубликованных материалов свидетельствует о существовании различных взглядов на строение, условия формирования и перспективы нефтегазоносности

нижнеюрских

отложений (Гурари и др., 1990; Сурков и др., 1991, 1995; Нефтегазоносные бассейны..., 1994; Диковский, 1995; Лопатин, Емец, 1998; Брехунцов и др., 2001; Ушатинский, Рыльков, 2001; Геологическое строение..., 2005). В 80-90 годы на рассматриваемой территории были выполнены большие объёмы геолого-геофизических работ. В результате проведения региональных сейсмических работ и широкомасштабного глубокого бурения были получены новые сведения о строении и составе нижнеюрских отложений. В ряде скважин из этих образований получены притоки нефти и газа, а за пределами рассматриваемой территории открыты залежи нефти и газа. Поэтому возникла необходимость детально изучить полученный новый материал и на результатах

этих

нефтегазоносности

исследований нижнеюрских

выполнить отложений

более

обоснованный

Надым-Тазовского

прогноз

междуречья.

В

современной экономической обстановке исследования по уточнению критериев и оценке

5 перспектив нефтегазоносности нижнеюрских отложений исследуемого района являются крайне важными и актуальными. Цель исследования заключается резервуаров

нижнеюрских

отложений

в оценке перспектив Надым-Тазовского

нефтегазоносности

междуречья

на основе

результатов разработки .моделей их геологического строения и анализа тектонического, литолого-фациального, геохимического

и гидрогеологического

критериев прогноза

нефтегазоносности. Научная задача. Уточнить модели строения и критерии оценки перспектив нефтегазоносности

тоарского,

плинсбахского,

геттанг-синемюрского

региональных

резервуаров нижней юры Надым-Тазовского междуречья и на основе полученных результатов выполнить количественный прогноз их нефтегазоносности. Решение этой задачи было разделено на несколько этапов: •

детальная

корреляция

нижнеюрских

отложений,

выделение

региональных

резервуаров и их составных частей: флюидоупоров и проницаемых комплексов, уточнение индексации перспективных песчаных пластов; •

разработка моделей геологического, строения тоарского, плинсбахского, геттанг-

синемюрского региональных резервуаров и их составных частей: флюидоупоров и проницаемых комплексов; •

выявление зависимости фильтрационно-емкостных (ФЕС) свойств резервуаров от

глубины их залегания; •

оценка качества флюидоупоров, проницаемых комплексов и резервуаров в целом;

•

количественная оценка перспектив нефтегазоносности региональных резервуаров и

нижнеюрских отложений в целом. Фактический материал и методы исследования. В середине 1990-х годов в Институте геологии нефти и газа им. А.А. Трофимука (ИГНГ) СО РАН под руководством академика А.Э. Конторовича была развернута

широкая научная

программа по

комплексному изучению юрских отложений севера Западно-Сибирской НГП. В основу диссертации положены геолого-геофизические материалы, собранные сотрудниками Института (в том числе и автором) в результате совместных работ при выполнении проектов, прежде всего таких, как «Геолого-геохимическое обоснование перспектив нефтегазоносности глубокопогруженных

толщ палеозоя, триаса и юры в Надым-

Тазовском междуречье» (1998 г.), «Литолого-палеогеографические, палеотектонические и геохимические

критерии

нефтегазоносности

юрских

отложений

севера

Западно-

Сибирской плиты» (2001 г.) и «Переоценка перспективных, прогнозных и суммарных

6 начальных ресурсов нефти, газа и конденсата Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции» (2003 г.). В работе использовался материал по 98 глубоким скважинам, вскрывшим отложения нижней юры на территории Надым-Тазовского междуречья (комплекс ГИС, дела скважин, описание керна, акты испытания скважин, определения

возраста

отложений,

более

10

тыс.

биостратиграфические

определений

пористости

и

проницаемости) и результаты интерпретации региональных сейсмических профилей (рис. 0.1.). В качестве тектонической основы-для характеристики юрского структурного яруса Надым-Тазовского междуречья автором использовались «Тектоническая карта юрского структурного яруса Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции» (Конторович и др., 2001)

и структурные

карты осадочного

чехла Западно-Сибирской геосинеклизы,

построенные в ИНГГ СО РАН. Описание вещественного и минералогического состава резервуаров осуществлялось с привлечением результатов исследований сотрудников Лаборатории седиментологии (Л.Г. Вакуленко и др.) При характеристике катагенеза органического

вещества

нижнеюрских

отложений

севера

Западно-Сибирского

мегабассейна была использована «Карта катагенеза базальных горизонтов юры северных районов Западно-Сибирского мегабассейна» (Фомин, Конторович, Красавчиков, 2001). Для оценки, генерационного потенциала нижнеюрских

отложений использовались

литературные данные и аналитические материалы, предоставленные

сотрудниками

Лаборатории геохимии нефти и газа ИНГТ СО РАН (рук. А.Н. Фомин). При расчленении

и

корреляции отложений

применялся

в

полной

мере

литостратиграфический (комплекс каротажных диаграмм КС, ПС, ГК, НГК, описание керна скважин и сейсмические профили ОГТ) и в меньшей степени, в связи с низким выносом керна, биостратиграфический методы. Корреляция отложений осуществлялась с использованием правила последовательности залегания пачек циклического строения и прослеживанием этой последовательности по разрезам, упорядоченности изменений их толщин при изменении толщин свит и подсвит. Учитывалась также направленность изменения литологического состава. Оценка качества региональных резервуаров осуществлялась на основе оценок их составных частей (флюидоупоров и проницаемых комплексов) (Мельников, Шемин, 1985; Шемин, 1994). В ней наиболее значимым критерием принято качество проницаемых комплексов, поскольку этот параметр является критичным для формирования залежей нефти и газа в выделенных резервуарах (Шемин и др., 2002). При количественной оценке перспектив нефтегазоносности резервуаров нижней юры

использовался

геологический

способ

по

удельным

плотностям

запасов

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ Скважины, вскрывшие отложения |(§)2i | тоарского, плинсбахского и геттанг-синемюрского резервуаров r-ps-—| Скважины, вскрывшие отложения I ™ 4 7 ! тоарского и плинсбахского резервуаров г-~—| Скважины, вскрывшие отложения ИЕ_1 тоарского резервуара |д, 3 | Скважины, в которых отложения ™ — ' нижней юры отсутствуют b l S ^ l Региональные сейсмические профили игаикая^) £

==| Административные границы

\СЗ\

Район работ

| 0 | Населенные пункты

Рис. 0.1. Схема изученности региональной сейсморазведкой и глубоким бурением нижнеюрских отложений Надым-Тазовского междуречья

8 углеводородов метода внутренних геологических аналогий (Методическое руководство..., 2000). Основные защищаемые положения 1. Проницаемые комплексы нижнеюрских резервуаров

сложены циклически

построенными пачками, в основании которых залегают пласты песчаников, являющиеся вместилищами залежей нефти, и газа. Песчаники, характеризуются

пониженными

значениями открытой пористости, низкой проницаемостью. На большей части территории качество проницаемых комплексов среднее и пониженное. Флюидоупоры сложены преимущественно глинистыми породами. Толщины их соответствуют экранам высокого качества (50-70 м), а содержание алеврито-песчаных пород - от низкого до высокого (от нескольких до 50 %). Для флюидоупоров плинсбахского и геттанг-синемюрского резервуаров характерно среднее качество, а для тоарского - пониженное. В целом нижнеюрские резервуары имеют пониженное качество. 2. Фильтрационно-смкостные свойства пород резервуаров нефти и газа юры севера Западно-Сибирской НГП с увеличением глубины их залегания монотонно ухудшаются. Открытая пористость и гранулярная проницаемость их в интервале глубин от 2500 м до 4500 м уменьшаются от 14 - 17 до 8 - 10 % и от (1 - 10) • 10"3мкм2 до 0,01 • 10"3 мкм2 соответственно. Глубже 4500 м породы резервуаров обычно имеют пористость и проницаемость ниже граничных значений коллекторов. Вероятность встречи гранулярных коллекторов глубже 4500 м весьма низка. С увеличением глубины залегания резервуаров проницаемость

коллекторов уменьшается

с большим

градиентом,

чем открытая

пористость. Понижение ФЕС коллекторов с увеличением глубины их залегания в основном связано с уплотнением пород под воздействием горного давления. 3. Перспективы нефтегазоносное™ нижнеюрских отложений на большей части рассматриваемого

региона

характеризуются

прогнозируется преимущественно

пониженными

и

низкими.

газ. Лишь в северной и юго-западной

В них частях

прогнозируются среднеперспективные земли с плотностью ресурсов углеводородов 30 — 50 тыс. т УУВ/км2. Оцененные в 3400 млн т ресурсы углеводородов относятся к прогнозным, в основном к категории Di. Среди региональных резервуаров наибольшими перспективами на поиски залежей нефти и газа обладает тоарский резервуар, меньшими плинсбахский,

низкими - геттанг-синемюрский.

Основные

ресурсы

нефти

прогнозируются в тоарском резервуаре, значительно меньше - в плинсбахском. В геттангсинемюрском резервуаре нефть не предполагается. Научная новизна. Использование приемов высокоразрешающей корреляции отложений с применением литостратиграфического и биостратиграфического методов

9 позволило уточнить стратиграфическое положение, объёмы и индексацию продуктивных и перспективных пластов нижней юры. Статистическая обработка огромного массива анализов ФЕС позволила выявить закономерности изменения их значений в зависимости от глубины залегания резервуаров. Показано, что сверху вниз по разрезу значения пористости и проницаемости монотонно уменьшаются, причем градиент уменьшения второго параметра больше. Обоснованы геологические факторы ухудшения ФЕС с увеличением глубины залегания отложений. Впервые выполнена комплексная характеристика резервуаров и их составных частей (флюидоупоров и проницаемых комплексов). Рассмотрены их современные структурные планы; вещественный и минералогический состав; условия формирования отложений; распределения их суммарных

толщин, толщин песчаников и толщин

коллекторов; ФЕС; проведена оценка качества флюидоупоров, проницаемых комплексов и резервуаров в целом. Опираясь на результаты разработки уточнённых моделей строения резервуаров и анализа критериев прогноза нефтегазоносности, выполнена количественная оценка перспектив нефтегазоносности региональных резервуаров и нижеюрских отложений в целом. Осуществлено районирование резервуаров в зависимости от их перспектив, спрогнозированы объёмы и фазовый состав углеводородов. Практическая значимость. Изложенные в работе результаты

выполненных

исследований широко использовались при реализации Государственных проектов: № 4803 «Переоценка перспективных, прогнозных и суммарных начальных ресурсов нефти, газа и конденсата Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции» (2003),

П-1-11

«Разработать программу геологического изучения, воспроизводства и освоения ресурсов нефти и газа Западной Сибири» (2005),

а также

при разработке

ряда

научно-

исследовательских Программ СО РАН «Нафтидогенез и его эволюция в истории Земли; закономерности генерации, миграции, аккумуляции и сохранения залежей углеводородов в осадочных бассейнах Сибири», «Фундаментальные проблемы геологии, размещения, формирования и генезиса нефти и газа в осадочных бассейнах; научные основы совершенствования нефтегазового комплекса Сибири» и при выполнении договоров по заказам ведущих российских нефтегазовых компаний. Апробация

работы

и

публикации.

Апробация

основных

положений

диссертационной работы проводилась на различных международных, всероссийских и региональных научных конференциях (Томск, 1998 г.; Москва, 2000, 2004 гг.; Пермь, 2000 г; Ханты-Мансийск, 2003 г; Новосибирск, 2004, 2009 гг.; Тюмень, 2004, 2005, 2007 гг.; Санкт-Петербург, 2008 г.).

10 Изложенные в диссертации результаты исследований опубликованы в 27 работах, в том числе в трех статьях в журналах, рекомендованных ВАК. Работа выполнена в Лаборатории геологии нефти и газа

глубокопогруженных

горизонтов осадочных бассейнов ИНГГ СО РАН под научным руководством д.г.-м.н. Г.Г. Шемина, которому автор выражает искреннюю благодарность за всестороннюю помощь, ценные замечания и постоянную поддержку. Персоналия. Автор признателен за консультации и рекомендации, оказанные автору при написании работы академику А.Э. Конторовичу; членам-корреспондентам РАН: В.А. Конторовичу и Б.Н. Шурыгину; докторам геолого-минералогических наук: Г.Ф. Букреевой,

Ю.Н. Занину,

В.И. Ильиной,

B.C. Кусковскому,

В.Р. Лившицу,

С В . Мелединой, В.И. Москвину, Б.Л. Никитенко, А.Н. Фомину; доктору технических наук В.О. Красавчикову, кандидатам геолого-минералогических С Ю . Беляеву,

Л.М. Бурштейну,

Л.Г. Вакуленко,

О.С Дзюбе, А.Г. Замирайловой, С В . Ершову,

наук: А.Л. Бейзелю,

Е.А. Гайдебуровой,

Л.А. Глинских,

В.А. Казаненкову, В.Н. Меленевскому,

А.Ф. Фрадкиной. Автор благодарен за помощь, которою ему оказали при оформлении работы

коллеги

В.А. Шарикова,

и

сотрудники

Н.А. Щекочихина,

института: а

также

Н.Н. Костагачева, сотрудники

технологий института и его руководитель Д.В. Косяков.

отдела

Н.В. Первухина, информационных

11 ГЛАВА 1. ВЫСОКОРАЗРЕШАЮЩАЯ КОРРЕЛЯЦИЯ НИЖНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ

В настоящей главе кратко рассмотрены утвержденные фациальное районирование и стратиграфическая схема нижнеюрских отложений применительно к рассматриваемому региону;

методика и результаты

высокоразрешающей

их корреляции; уточненная

индексация песчаных пластов и стратиграфическое положение региональных резервуаров.

1.1. Фациальное районирование и стратиграфическая схема нижнеюрских отложений

Проблемами междуречья,

стратиграфии

обоснования

нижнеюрских

возраста,

выделения

отложений

Надым-Тазовского

местных

стратиграфических

подразделений занимались многие известные исследователи, среди которых можно отметить

Н.И. Байбародских, B.C. Бочкарева, Ю.В.Брадучана,

Е.А. Гайдебурову,

Ф.Г. Гурари,

В.П. Девятова,

А.В. Булынникову,

В.И. Ильину,

A.M. Казакова,

Ю.Н. Карогодина, В.К. Комиссаренко, М.В. Коржа, Н.Х. Кулахметова, Н.К. Могучеву, А.А. Нежданова, И.И. Нестерова, Б.Л. Никитенко, В.В. Огибенина, С И . Пуртову, Л.В. Ровнину, 3.3. Ронкину, Н.Н. Ростовцева, В.Н. Сакса, Л.И. Смирнова, B.C. Соседкова, Л.Я. Трушкову, Г.Г. Шемина, Б.Н. Шурыгина, Г.С. Ясовича и др. Стратиграфические исследования нижнеюрских отложений

Надым-Тазовского

междуречья начались в конце 50-х годов прошлого столетия. Полученные результаты бурения первых глубоких скважин послужили основой для разработки стратиграфических схем юрских отложений. Первая унифицированная стратиграфическая схема была принята

на

Межведомственном

совещании

по

разработке

унифицированных

стратиграфических схем Сибири (Решение..., 1959). Согласно этой схемы отложения средней и нижней юры были представлены тюменской свитой. На утвержденной стратиграфической схеме 1969 г. в Усть-Енисейском районе исследуемого

региона

нижнеюрские отложения представлены зимней, левинской и джангодской свитами в составе болынехетской серии. На остальной, большей части его территории, они попрежнему

относились

к тюменской

свите

(Решения...,

1969).

На региональной

стратиграфической схеме, принятой в 1991 году, отмеченное расчленение нижнеюрских отложений осталось без изменения (Решения..., 1991). С увеличением объемов глубокого бурения и появлением новых данных по стратиграфии нижнеюрских отложений применительно к Надым-Тазовскому междуречью

12 были получены несколько новых представлений по их расчленению на местные стратиграфические подразделения. Одни исследователи предлагали выделять на большей части этой территории береговую, левинскую, шараповскую, надояхскую и лайдинскую свиты (Гурари и др., 1988), другие - береговую, таркосалинскую, черничную, тогурскую, селькупскую и перевальную свиты (Казаков, Девятов, 1990). Третьи вместо береговой свиты вьщелили новоуренгойскую (Бородкин, Бочкарев, Кулахметов, 1986). На севере исследуемой территории большинство исследователей обособляли зимнюю, левинскую, шараповскую, тогурскую, надояхскую и лайдинскую свиты. Согласно решения Пятого Межведомственного регионального стратиграфического совещания

по

Западной

Сибири,

нижнеюрские

отложения

северных

районов

рассматриваемого региона представлены зимней, левинской, джангодской и лайдинской свитами, центральных - береговой, ягельной и котухтинской свитами, а восточных и юговосточных - береговой, ягельной и худосейской свитами (Решения..., 1991). Последняя региональная стратиграфическая схема нижнесреднеюрских отложений Западной Сибири утверждена в 2004 г. (Решение..., 2004). В соответствии с принятым фациальным территории

районированием выделяются

нижнесреднеюрских

следующие

отложений,

фациальные районы. Север

на

исследуемой

рассматриваемого

региона относится к Ямало-Гьтданскому фациальному району, северо-восток - к УстьЕнисейскому, северо-запад - к Нижнеобскому, запад - к Надымскому, центральная и южная части - к Уренгойскому, восточная - к Часельскому, юго-запад - к Фроловскому, а юг - к Варьеганскому

(рис.1.1). В каждом из отмеченных фациальных районов

выделяются следующие местные стратиграфические подразделения этих отложений. В Ямало-Гыданском и Усть-Енисейском - зимняя, левинская, шараповская, китербютская, надояхская и лайдинская свиты; в Уренгойском, Надымском и Варъеганском - береговая, ягельная и котухтинская; в Часельском - береговая, ягельная и худосейская; во Фроловском — береговая, ягельная и шеркалинская. В Нижнеобском фациальном районе отложения нижней юры отсутствуют (рис. 1.2).

1.2. Методика и результаты высокоразрешающей корреляции нижнеюрских отложений

1.2.1. Методика корреляции отложений. Принятая индексация песчаных пластов В

нижнеюрских

отложениях

Надым-Тазовского

междуречья,

согласно

Утвержденной региональной стратиграфической схеме (Решение ..., 2004), выделяются

13 84

68

о

100 км

1_

70

~\~Z^!3P*>

Новый Уренгой

66

J

Я

Ноябрьск Рис. 1.1. Фрагмент схемы структурно-фациального районирования нижней и средней юры (без келловея) Западной Сибири (Решение ...., 2004) 1 - фациальные районы: А - Ямало-Гыданский, Б - Усть-Енисейский, В - Нижнеобской, Г - Надымский, Д • Уренгойский, Е - Часельский, Ж - Фроловский.З- Варьеганский; 2 - границы фациальных районов; 3 • граница выклинивания нижнесреднеюрскихотложений;4-регион исследования;5-города.

14

Общая шкала

н Я о

о»

и

О ад s в Э

а. U

с. S и Я

о

пя
_-

~~i

~5 —-_=

~С> а К

со _ а __

о;

\*V

0

0

^ 2 3600

pin

_ _ О

'ю„ _ _ Е

1

Щ::

1-

о га "о 5 т 0 га Ч - со

fe

ЩЩ

го

н X 0

°L

Q

19 скв. 2, Надымской скв. 7, Уренгойской скв. 673, Уренгойской скв. 414, Ево-Яхинской скв. 356, Тюменской сверхглубокой скв. 6 (СГ-6), Геологической скв. 35, Южно-Часельской скв. 15, Светлогорской скв. 308 (см. рис. 1.3). На втором корреляционном профиле приведена детальная корреляция отложений нижней юры по субмеридионально-ориентированному Вынгапуровская

площади.

Территориально

он

профилю Новопортовская -

охватывает

Ямало-Гыданский,

Уренгойский и Варьеганский районы. Этот профиль включает в себя разрезы 6-и скважин, с севера на юг: Новопортовской скв. 107, Ень-Яхинской скв. 501, Уренгойской скв. 414, Западно-Таркосалинской скв. 99, Западно-Новогодней скв. 210 и Вынгапуровской скв. 300 (рис. 1.4). Третий корреляционный профиль простирается с юго-запада на северо-восток от Сугмутской

до

Западно-Красноселькупской

площадей.

Он

включает

8

скважин:

Сугмутскую скв. 423, Комсомольскую скв. 199, Западно-Таркосалинскую скв. 99, Харампурскую скв. 340, Харампурскую скв. 342, Северо-Толькинскую скв. 304, ЮжноЧасельскую скв. 15 и Западно-Красноселькупскую 46, расположенных в Варъеганском, Уренгойском и Часельском районах (см. рис. 1.5). Выполненная детальная корреляция нижнеюрских отложений по циклопачкам позволила уточнить их строение, возрастное и литологическое взаимоотношение местных стратиграфических подразделений, а также стратиграфическое положение и объемы перспективных песчаных пластов. Индексация песчаных пластов юрских отложений Западно-Сибирской НГП имеет длительную историю. Решению этой проблемы были посвящены специальные совещания прошедшие в Горноправдинске в 1965 г., Сургуте в 1968 г., Уренгое в 1973 г. и Тюмени в 1986

г.

В

настоящее

время

продуктивные

и

перспективные

пласты

юрского

нефтегазоносного комплекса имеют индекс Ю. Нумерация их осуществляется сверху вниз от Юо до Югз (Решение ..., 2004). В нижнеюрских отложениях выделены пласты: от Юю до Ю2з (в котухтинской свите и ее аналогах - от ЮюДО Юп, в ягельной - ог Ю ) 8 до Ю19 и в береговой - от КЬо ДО Юзз) (см. рис. 1.2). В основе принятой индексации продуктивных и перспективных песчаных пластов использован

вышеотмеченный

подход

с

небольшим,

но

важным

уточнением,

заключающемся в следующем. Детальная корреляция отложений позволила вьщелить Г.Г. Шемину (Шемин и др., 2001; Шемин, Нехаев, 2005) в разрезах нижней юры регионально выдержанные песчаные пласты и локально распространенные (локальные) пласты. Цифровые индексы присваиваются не всем, а только регионально выдержанным (сквозным) пластам, обычно приуроченным к основаниям циклически построенных пачек.

20 Не сквозные пласты, характеризующиеся локальным распространением и залегающие в глинистой

части

циклопачек,

имеют

цифровой

индекс

основного

пласта- и

дополнительный буквенный индекс, сверху вниз по разрезу от "а" до "д". Они имеют a

6

индексы вида K)i5 , Ю15 и т.д. Кроме того, отличительной чертой

предлагаемой

индексации пластов является более точная их стратиграфическая привязка, не к свите или подсвите, а к конкретной пачке, подпачке, т.е. каждый пласт "закреплен" в разрезе (рис. 1.6). Всего в нижнеюрских образованиях выделено 7 "сквозных" пластов (Ю14, Ю15, Ю16, Юп, Ю18, Ю19, Ю20), залегающих в основании соответственно циклопачек hd-6, hd-5, hd-4, hd-3, hd-2, hd-1 и кровле циклопачки jag-1

и пользующихся

региональным

распространением во всех фациальных районах, а также 15 "не сквозных", приуроченных к различным стратиграфическим уровням их глинистых частей и имеющих ограниченное территориальное развитие (рис. 1.7).

1.2.2. Результаты корреляции нижнеюрски\ отложений

Нижнеюрские отложения исследуемого региона представлены, как уже отмечалось выше, зимним, левинским, шараповским, китербютским, надояхским и лайдинским горизонтами. Зимний

горизонт

(геттанг - низы верхнего плинсбаха) залегает в основании

юрских отложений на разновозрастных породах триаса и палеозоя и распространен в наиболее прогнутых частях рассматриваемой территории в пределах Ямало-Гыданского, Усть-Енисейского, Варьеганского, Уренгойского и Часельского фациальных районов. Толщина его изменяется от нескольких до 340 м. Сложен он гравелито-глинистопесчаными породами, которые обычно четко выделяются в разрезах скважин по материалам ГИС. Но в ряде случаев, там, где его разрез имеет сходное строение с перекрывающими и постилающими породами, обособить отложения горизонта весьма затруднительно. Так, граница триаса и нижней юры в Тюменской сверхглубокой скважине (CF-6) разными исследователями проводится на разных глубинах - 5588 м (Ехлаков, Угрюмов, 1996), 5655 м (Нестеров и др., 1995), 5660 м (Киричкова и др., 1999), 6012 м (Сурков и др, 1996; Казаков и др.,2002), 6240 м (Нежданов, 2004). Нами, по результатам выполненной детальной корреляции граница триаса и юры в СГ-6 проводится на глубине 5636 м (Шемин и др., 2001). На большей части рассматриваемой территории горизонт представлен береговой свитой и лишь на севере и северо-востоке региона, в ЯмалоГыданском и Усть-Енисейском фациальном районе - зимней свитой.

21 Р е г и о н а л ь н ы е р е з е р в у а р ы и их составные части: флюидоупоры и проницаемые комплексы

? о 5 2 с к

m О

Щ S

и

111 Георгиевско-баженовский флюидоупор

sq-b sg-4

сп-сг

#

sg-3 Верхневасю ганский проницаемый комплекс

Sg

ю,5

Нижневасгоганский флюидоупор

Ю2

tm-11

Ю ? "Ю 2 ' Ю'Ю

tm-10

Юа

Малышевский проницаемый комплекс

KVK>„'

tm-9

ю Ю5" Ю5"

Леонтьевский флюидоупор

ю ю6 Юс

KV

Ю7

ю Юа

KV

lm-4

Вымский проницаемый комплекс

ю ю,„*

т in

ю,:

и с

•с

• •

.

•гк. : ъ.' г —-»•

•о

X

ю„

X

5

= я

а я м

ы я

Si

я о й г

-

IOS—-«.-««*•

к е g я X

S

i

- Ю„

ю,8,.

X

X

а

Ю„

lfb-Ti.-a.-i.TL.-**—Ю

S

>>

к

ю„

:5

ч

ю„

"w^X*--^-*"- 3 '-*** 7 **'

•~ . -5-rr=-'

_5_

в

I J

—

я S

S = S

Б

Я се

се с

_ II

О.

« s я S

= s

CJ

U5

~->

/т-т-Г

з

ективных песчаных пластов нижнеюрских отложений Надым-Тазовского междуречья ные, 2 - локальные ; 3 - перерывы; 4 - преимущественно глины.

23 Береговая свита залегает в основании юрских отложений на преимущественно гравелитово-песчаных породах витютинской свиты триаса и развита на большей части рассматриваемого региона. Выделена свита в Геологической скв. 14, в интервале 47505031 м коллективом авторов (Гурари, Будников, Девятое и др., 1988). Отсутствуют отложения свиты лишь в наиболее приподнятых западной и восточной окраинных частях региона и на Комсомольском выступе фундамента. В Ямало-Гыданском и УстьЕнисейском

фациальных

районах

береговая

свита замещается

зимней. Толщины

береговой свиты в полностью вскрытых разрезах на севере Уренгойского района составляют 200-300 м. На большей же части региона они не превышают 150-160 м. Свита характеризуется различным литологическим составом. Выделяется три типа её разреза: глинисто-гравелито-песчаный (Уренгойские скв. 411, 414, 673, Ево-Яхинская скв. 356, Тюменская сверхглубокая скв. 6), глинисто-песчаный с редкими прослоями гравелитов (Геологическая скв. 35, Уренгойская 279, Харампурская 340), песчаноглинистый (Светлогорская скв. 308, Медвежья скв. 1001). Первый тип разреза свиты, являющийся для рассмотренной территории наиболее характерным, особенно для Уренгойского района, представлен чередованием пластов разнозернистых песчаников с прослоями гравелитов, конгломератов и пачек глинистоалевролитовых

пород. Для • этого типа характерна максимальная . стратиграфическая

полнота разреза и наибольшие толщины. В разрезе этого типа в.Уренгойских скв. 411, 414 и 673 и Ево-Яхинской скв. 356 выделяются две пачки циклического строения: br-1 и br- 2 (см. рис. 1.3, 1.4). Пачка br-1 включает нижнюю часть свиты. Представлена она переслаиванием пластов гравелито-песчаников и глин мощностью 3-15 м. Количество пластов сложенных крупнообломочным материалом в Ево-Яхинской скв. 356 снизу вверх

по разрезу

увеличивается. Толщина пачки изменяется от 50 до 90 м. В ней выделяется один локальный гравелито-песчаный пласт Ю 2 1 Г толщиной от 30 до 60 м. Пачка br-2 охватывает среднюю и верхнюю части береговой свиты и она имеет строение, подобное подстилающей пачке. Толщина её составляет 140-200 м. В основании она представлена переслаиванием пластов гравелито-песчаников и глин мощностью 3-15 м, выше по разрезу количество гравийно-песчаного материала увеличивается, и верхняя часть пачки сложена преимущественно гравелито-песчаниками. Отмеченная особенность строения пачки четко отражена в материалах ГИС уменьшением снизу вверх по разрезу значений ПС и ГК и увеличением показателей КС, что позволяет надежно выделять ее в разрезах скважин. По своему составу она подразделяется на три четко выраженные в диаграммах

ГИС пачки

более

низкого

порядка

- преимущественно

глинистую,

гравелитово-песчано-глинистую и преимущественно гравелитово-песчаную, толщиной от 30 до 80 м. В этих подпачках соответственно выделяются три пласта гравелитовопесчаного состава: Ю21В, Ю 2 1 б и ГСЬД толщина которых изменяется от 20 до 40 м. Примерно такой же разрез береговой свиты вскрыт Тюменской сверхглубокой скв. 6. Он также имеет глинисто-гравелито-песчаный состав, но размер зернистости его

24 уменьшается снизу вверх по разрезу. Он также подразделяется на две пачки циклического г В строения. В этом подтипе вьщеляются гравелитово-песчаные пласты Ю 2 1 , Ю21 , Ю 2 ] и а Ю21 толщиной от 20 до 90 м. Южнее, в разрезе береговой свиты (Харампурской скв. 342) циклические пачки не выделяются, а все гравелитово-песчаные пласты имеют локальный характер и количество их возрастает до 9. Наиболее сокращенный разрез первого типа представлен ЗападноНовогодней скв. 210, где его толщина составляет 124 м. Второй глинисто-песчаный с редкими прослоями гравелитов тип разреза береговой свиты распространен в Варъеганском, Часельском и Уренгойском фациальных районах, как бы окаймляя с севера, востока и юга зону развития разреза первого типа. Местами, в северной части Уренгойского района, он вскрыт не на полную мощность. В Уренгойской скв. 279 и Самбурской скв. 700 вскрытая толщина отложений соответственно составляет 200 и 120 м. Верхняя часть разреза этого типа в этих скважинах сложена преимущественно глинами, нижняя - глинами с пластами песчаников толщиной от 20 до 40 м. В первой скважине выделяется три песчаных пласта ЮоД Ю21 и Ю 21 а , а во второй один Ю21а. Наиболее полный разрез этого типа представлен в Харампурской скв. 340, где толщина береговой свиты составляет 240 м, и представлена она чередованием песчаных пластов и аргиллитов. Вверх по разрезу количество песчаного материала увеличивается, и средняя и верхняя части свиты сложены преимущественно песчаниками. Из-за резкой фациальной изменчивости песчаные пласты имеют локальное распространение. В Геологической скв. 35 толщина свиты составляет 190 м. Верхняя часть её сложена преимущественно гравелито-песчаниками (пласт Ю2оа)> а средняя и нижняя - глинами с двумя пластами гравелито-песчаников Ю21° и ЮоД толщина которых колеблется от 20 до 40 м. В большинстве скважин (Толькинская скв. 300, Сугмутская скв. 423, ЗападноКрасноселькупская скв. 46, Северо-Толькинская скв. 304, Южно-Часельская скв. 15) разрезы этого типа представлены в сокращенном стратиграфическом объеме за счет выклинивания нижней части свиты, а местами предположительно и низов верхней части. Толщина её варьирует от 40 до 100 м. Количество песчаных пластов изменяется от трех (Краеноселькупская скв. 46) до одного (Сугмутская скв. 423), и толщина их колеблется от 10 до 20 м. Разрез береговой свиты третьего типа - песчано-глинистого, вскрыт только в двух скважинах, на западе рассматриваемого региона (Медвежья скв. 1001) и на юго-востоке (Светлогорская скв. 308). В первой скважине береговая свита имеет толщину 157 м, представлена глинами и алевролитами с редкими прослоями песчаников, толщина которых не превышает 5-7 м. Только в верхней части свиты выделяется пласт KD2ia. В Светлогорской скв. 308 толщина береговой свиты составляет не более 60 м. Сложена она в основном аргиллитами и глинистыми алевролитами с редкими прослоями песчаников. Песчаный пласт K) 2 i a выделяется в верхней части свиты. Его толщина не превышает 10 м.

25 Зимняя свита распространена на севере и северо-востоке рассматриваемой территории на больших глубинах и поэтому скважинами не вскрыта. Выделена она в низовьях р. Енисей, где представлена в стратотипическом разрезе песчаниками с подчиненными пачками алевролитов и аргиллитов, прослоями конгломератов и гравелитов (Байбародских и др., 1968). Толщина её, судя по материалам региональных сейсмических профилей, на территории региона составляет 100- 300 м. Левинский горизонт (нижняя часть- верхнего плинсбаха) залегает на отложениях зимнего горизонта и,отчасти на более древних породах палеозоя и триаса. Распространен он несколько шире, чем подстилающий горизонт. Толщина горизонта изменяется от 30 до 120 м (Самбургская. скв. 700, Уренгойская скв. 411). Сложен он- преимущественно глинистыми породами и является региональным реперным стратиграфическим уровнем при корреляции отложений нижней юры (отражающий сейсмический горизонт Ts). В Уренгойском, Часельском, Надымском, Варъеганском и Фроловском фациальных районах левинский горизонт представлен ягельной свитой, а в .Ямало-Гыданском и УстьЕнисейском — левинской. Ягельная свита перекрывает вышеописанные отложения береговой свиты, а также более древние отложения1 и развита на вышеотмеченных участках исследуемой территории. Выделена она в Уренгойской скв. 414 в интервале глубин 4854-4928 м (Бочкарев, Брадучан и др., 1989). Обычно свита представлена глинистым разрезом с пластом песчаников в средней части и характеризуется выдержанной мощностью от 60 до 120 м. В южной и юго-восточной части территории распространения свиты толщина её уменьшается до 30-60 м, а количество пластов» песчаников возрастает до 2-3, т.е. здесь разрез свиты несколько опесчанивается. Возраст свиты обоснован находками остатков флоры и фауны в разрезах Западно-Новогодней скв. 210, Уренгойской скв. 410, Тюменской скв. СГ-6 и других (Шурыгин и др., 2000). Она четко выражена в диаграммах ПС, КС и РК, корреляция ее не вызывает затруднений. Свита является надежным реперным горизонтом в нижней части осадочного чехла. По особенности строения, она подразделяется на две пачки циклического строения jag-1 и jag-2, которые прослеживаются практически повсеместно на рассматриваемой территории. Пачка jag-1 охватывает нижнюю половину свиты. Она обычно представлена глинами с пластом песчаников в кровле, имеющим повсеместное распространение (пласт Ю2о). Толщина пачки изменяется-от 20 до 60 м, а пласта - от 5 до 25 м. В восточной части территории ее распространения кроме вышеотмеченного пласта в разрезе пачки на б различных стратиграфических уровнях часто вскрывается пласт Ю2о , толщиной 10-25 м. Песчаный пласт КЬо наиболее широко развит в Уренгойском районе и представлен песчаниками с прослоями аргиллитов и глинистых алевролитов. Участками (ЗападноТаркосалинская скв. 99) пласт сильно заглинизирован, вплоть до полного литологического выклинивания (Северо-Толькинская скв. 304). Пачка jag-2 выделяется в объеме верхней части ягельной свиты. Она обычно сложена глинами с прослоями алевролитов, редко с пластом песчаников (пласт Ю2оа).

26 Толщина пачки, в наиболее прогнутой части Уренгойского района (Самбургская скв. 700); изменяется от 20 до 66 м. В'восточной части Уренгойского фациального- района пласт Ю2оа имеет повсеместное распространение. Кроме того, здесь подошва пачки опесчанивается, за счет чего стратиграфический объем и толщина пласта Ю2о увеличиваются. На юге региона (Вынгапуровская скв. 300 и Сугмутская скв. 423) разрез свиты сокращен, что затрудняет выделение отмеченных пачек. Левинская свита развита на севере и северо-востоке рассматриваемого региона, в Ямало-Гыданском и Усть-Енисейском фациальных районах. Глубокими скважинами она в отмеченных участках не вскрыта. Свита- впервые выделена в низовьях р. Енисей, где представлена аргиллитами с редкими прослоями алевролитов, песчаников и конгломератов (Байбародских и др., 1968). Толщина её в этом разрезе составляет 199 м, а в рассматриваемом регионе, по сейсмическим материалам, предполагается от 80 до 120 м. Шараповский, китербютский, надояхский и лайдинский горизонты (верхняя часть верхнего плинсбаха - нижняя- часть верхнего аалена) представлены, циклическим чередованием алевролито-песчаных и алевролито-глинистых отложений. Толщина этого комплекса колеблется от 150-300 м на юге, западе и востоке региона, до 600-700 м в центральной части Уренгойского района. Горизонты обычно имеют четкие литологические границы, позволяющие уверенно прослеживать их по комплексу ГИС и материалам сейсморазведки, особенно те из них, которые сложены преимущественно глинистыми породами. Так, китербютский горизонт соответствует сейсмическому горизонту Т4, а лайдинский - Тз. Согласно утвержденной стратиграфической схеме (Решение..., 2004) на рассматриваемой территории упомянутым горизонтам отвечают в Надымском, Уренгойском и Варьеганском районах - котухтинская свита, в Часельском - худосейская, во Фроловском - шеркалинская, а в Ямало-Гыданском и Усть-Енисейском соответственно снизу вверх по разрезу - шараповская, китербютская, надояхская и лайдинская свиты. В Нижнеобском фациальном районе отложения вышеперечисленных горизонтов (по данным утвержденной стратиграфической схемы) отсутствуют. По материалам ГИС в рассматриваемых разрезах отчетливо выделяются семь пачек циклического строения, которые прослеживаются на всей исследуемой территории. Ниже приведена краткая * характеристика отмеченных местных стратиграфических подразделений и результаты детальной корреляции их разрезов на уровне пачек циклического строения (см. рис. 1.3 - 1.5). В Уренгойском, Варьеганском и Надымском фациальных районах отложения шараповского, китербютского, надояхского и лайдинского горизонтов- представлены котухтинской свитой, в которой выделены и прослежены семь пачек циклического строения. Котухтинская свита впервые выделена в Болыпекотухтинской скв. 105 в интервале глубин 3352-3705 м (Нежданов, Огибенин, 1987). Толщина свиты в центральной части Уренгойского района обычно изменяется от 500 до 700 м. В западном, восточном и южном направлениях (Надымская скв. 7, Ярудейская скв. 2, Геологическая

27 скв. 35, Комсомольская скв. 199, Сугмутская скв. 423, Западно-Новогодняя скв. 210, Вынгапуровская скв. 300) она сокращается до 100-300 м за счет стратиграфического выпадения

нижней

части

разреза.

Свита

подразделяется

на

две

подсвиты:

нижнекотухтинскую и верхнекотухтинскую. Нижнекотухтинская подсвита представлена тремя пачками песчано-глинистых пород суммарной мощностью в наиболее прогнутой северной части региона - 200-360 м. В восточном и западном его участках (Береговая скв. 35, Ярудейская скв. 2) её значения уменьшаются до 50-150 м. В южной же части территории фиксируется незначительное (Западно-Новогодняя скв. 210, Вынгапуровская скв. 300, Сугмутская скв. 423) и полное (Комсомольская

скв.

720,

Комсомольская

скв.

199)

отсутствие

образований

нижнекотухтинской подсвиты. Нижние две пачки отвечают шараповскому горизонту, а третья - китербютскому. Пачка kth-1 залегает в основании подсвиты и обычно характеризуется циклическим чередованием пластов песчаников и глин, причем снизу вверх по разрезу количество последних увеличивается. Отмеченная особенность строения позволила в зоне развития наибольших толщин (Ево-Яхинская скв. 356, Уренгойская скв. 414) расчленить разрез пачки на три подпачки: kth-l a , kth-1 и kth-1 в , в каждой из которых снизу вверх по разрезу соответственно выделяются песчаные пласты Ю19, Ю 1 9 в , Ю ] 9

и Ю 1 9 а . Толщина пачки

изменяется от 100 до 170 м. В разрезах Комсомольской скв. 199, Комсомольской скв. 720, Харампурской скв. 340 ее отложения отсутствуют, а в Ярудейской скв. 2, ЗападноНовогодней скв. 210, Сугмутской скв. 423 и Вынгапуровской скв. 300 - значительно сокращены. Пласт K)i9 соответствует нижней части пачки, толщина его колеблется от 5-10 до 50 м. Наиболее часто он сложен песчаниками, реже песчаниками с прослоями аргиллитов и алевролитов. Местами песчаный пласт частично или полностью

глинизируется

(Уренгойская скв. 266). Пачка kth-2 имеет строение, подобное подстилающей пачке, однако редко имеет трехчленное строение, в основном преобладает двухчленное строение, т.е. она состоит из а

б

двух подпачек kth-2 и kth-2 , в основании которых соответственно залегают пласты Ю ^ и a

K)i8 . Кроме того, в глинистом разрезе верхней подпачки местами выделяется пласт K)ig . Толщина пачки изменяется от 60 до

120 м. Она характеризуется

значительными

фациальными преобразованиями по латерали от разрезов преимущественно песчаных (Уренгойская скв. 673, Уренгойская скв. 266) до существенно глинистых (Тюменская скв. 6, Уренгойская скв. 279). Тем не менее, четкая корреляция подстилающих и перекрывающих пачку отложений обычно позволяет однозначно выделять ее в разрезах. В заключение характеристики пачки следует отметить, что в разрезах Ярудейской скв. 2, Надымской скв. 7, Западно-Новогодней скв. 210, Вынгапуровской скв. 300 её толщина значительно сокращена, а в Комсомольской скв. 720 и полностью отсутствует.

Комсомольской скв. 199 она

28 Пласт K>i8 распространен на исследуемой территории почти повсеместно. Толщина его колеблется от 5 до 50 м. Местами он значительно глинизируется (Самбургская скв. 700), в ряде же скважин (Уренгойская скв. 266, Уренгойская скв. 673) «сливается» с другими песчаными пластами и толщина его возрастает до 115 м. Пласт характеризуется преимущественно песчаным составом. Лишь участками он представлен переслаиванием песчаников,

алевролитов,

аргиллитов

и

реже

углистых

пород,

гравелитов

и

конгломератов. Результаты приведенной корреляции нижней части нижнекотухтинской подсвиты позволяют наметить на юге рассматриваемой территории палеовыступ

фундамента

(Комсомольская скв. 720 и Комсомольская скв. 199). Его амплитуда составляет 400-500 м, и

в

его

пределах

отложения

нижнекотухтинской

подсвиты

обычно

полностью

отсутствуют. Пачка kth-З залегает в кровле нижнекотухтинской подсвиты. Представлена в основании пластом

песчаников

(пласт

Ю 1 7 ), а в средней

и верхней

частях

-

преимущественно глинами (тогурская пачка), иногда с пластом песчаников (пласт Ю| 7 а ). Пачка kth-З соответствует китербютскому горизонту. Толщина пачки составляет 50-100 м, а глинистой ее части (тогурской пачки) - 20-70 м. Стратиграфическое положение этой пачки в разрезах Уренгойской скв. 279, Уренгойской скв. 266, Тюменской сверхглубокой скважины обосновано палеонтологически. Строение пачки и ее тощина выдержаны по площади, что позволяет уверенно выделять пачку по материалам ГИС в разрезах скважин. Она является одним из реперных стратиграфических подразделений нижней юры и отвечает сейсмическому горизонту Т4. Пласт K)i7 сложен в основном песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Толщина его колеблется от 3-5 м до 40 м (Геологическая скв. 35). Местами пласт полностью глинизирован (Уренгойская скв. 414). Верхнекотухтинская подсвита, по существу, имеет такое же строение, что и выше описанная. Толщина ее изменяется от 100 до 350 м. По особенностям строения она подразделяется на четыре пачки циклического строения. Нижние две циклопачки отвечают надояхскому горизонту, а две верхние - лайдинскому. Пачка kth-4 в основании сложена песчаниками (пласт Ю16), а в средней и верхней частях - алевролитами и глинами местами с пластами песчаников (пласты Ю ^ , Ю\6 ). В наиболее прогнутых частях региона пачка характеризуется преимущественно глинистыми фациями (Тюменская сверхглубокая скв. 6, Геологическая скв. 35), а на юге в ней преобладают песчаники и часто не предоставляется возможность выделить отдельные циклопачки (Западно-Новогодняя скв. 210, Вынгапуровская скв. 300). Толщина пачки изменяется обычно от 40 до 85 м, достигая своего максимума в центральной части

29 Уренгойского района (Уренгойская скв. 266) и уменьшаясь в западном и южном направлениях. Местами, в пределах Комсомольского выступа, она уменьшается до 26 м (Комсомольская скв. 199) или полностью отсутствует (Комсомольская скв. 720). Пласт K)i6 распространен почти на всей территории региона и характеризуется по площади значительными фациальными изменениями. Толщина его колеблется от 3-5 м на западе и севере (Надымская скв. 7, Ярудейская скв. 2, Самбургская скв. 700) до 95 м на юге, где этот песчаный пласт «сливается» с вышележащими песчаными образованиями (Сугмутская скв. 423, Западно-Новогодняя скв. 210). В среднем же она составляет 20-25 м. На отдельных участках пласт полностью глинизирован (Геологическая скв. 35). Обычно он представлен чередованием песчаников, алевролитов и глинистых алевролитов. Пачка kth-5 представлена в средней части преимущественно глинистыми фациями (подлачки kth-5 и kth-5B) участками с пластами песчаников (пласты Ю ] 5 и Ю^"), а в нижней части - алевролитами, глинами и песчаниками (подпачка kth-5a; пласты Ю 15 , K)i5D). Толщина пачки составляет 65-160 м. В пределах Комсомольского выступа фундамента её отложения полностью отсутствуют (Комсомольская скв. 720), а на юге её невозможно обособить из-за значительного рпес'чанивания разреза. Пласт K)i5 залегает в основании пачки и обычно сложен переслаиванием песчаников, алевролитов и глинистых алевролитов. Толщина его колеблется от 4-5 м (Надымская скв. 7) до 30 м (Уренгойская скв. 279). Местами пласт полностью глинизируется (Геологическая скв. 35, Западно-Таркосалинская скв. 99), а на юге он «сливается» с другими песчаными пластами, общая толщина которых достигает 95 м (Западно-Новогодняя скв. 210, Вынгапуровская скв. 300). Пачка kth-б сложена в основании песчаниками (пласт Ю14), а в средней и верхней а

части - преимущественно глинами, местами с пластом песчаников (пласт Ю)4 )Характеризуется значительными фациальными изменениями по латерали, от существенно песчаных разрезов (Уренгойская скв. 674, Ево-Яхинская скв. 356) до глинистых (Уренгойская скв. 279, Ярудейская скв. 2). Толщина пачки составляет от 40 до 95 м (Уренгойская скв. 289). Пласт Ю]4 распространен на всей территории развития котухтинской свиты. Толщина его колеблется от 10-12 м на севере (Надымская скв. 7) и юго-востоке (Харампурская скв. 342) до 40 м в центральной части Уренгойского района (Ево-Яхинская скв. 356). Сложен пласт переслаиванием песчаников и алевролитов. На юге местами он «сливается» с нижезалегающими пластами (Сугмутская скв. 423).

30 Пачка kth-7 залегает в кровле котухтинской свиты. Имеет в целом такое же строение, что и выше описанные пачки. Она также характеризуется значительными фациальными изменениями по площади района. В основании пачки залегает регионально выдержанный пласт Ю^, а в верхней половине - редко встречающийся песчаный пласт Ю 13 а . Толщина пачки изменяется от 30 до 86 м. Пласт Ю[з обычно представлен переслаиванием песчаников и алевролитов. Толщина его обычно колеблется от 10 до 25 м, лишь на севере достигая 35 м (Самбургская скв. 700). Местами пласт глинизирован (Уренгойская скв. 282, Уренгойская скв. 414) В заключение характеристики верхнекотухтинской подсвиты следует отметить, что в южной и юго-восточной частях исследуемого района (Сугмутская скв. 423, ЗападноНовогодняя скв. 210, Вынгапуровская скв. 300) она представлена преимущественно песчаными фациями и толщина её составляет 80-100 м, в отличие обычных разрезов, где её толщина колеблется от 250 до 359 м а состав в основном песчано-глинистый. Отложения пачек kth-7 и kth-б (без пласта K>i4) соответствуют стратиграфическому объему

общеизвестной

радомской

пачки, являющейся

региональным

реперным

стратиграфическим уровнем и на сейсмических профилях отвечающей сейсмическому горизонту Тз. В Часельском фациальном районе отложения шараповского, китербютского, надояхского и лайдинского горизонтов представлены худосейской свитой, в разрезах которой выделяется семь пачек циклического строения (hd-1 - hd-7), синхронных выше описанным пачкам котухтинской свиты. Худосейская свита распространена в восточной части рассматриваемого региона в пределах

Часельского

фациального

района

(Решения..., 2004)

и

представлена

циклическим чередованием пластов песчаников и перекрывающих их алевритистоглинистых разностей пород. Стратотипический разрез свиты впервые был выделен в Верхнекаралькинекой скв. 101 (Нежданов, Огибенин, 1987). Полный стратиграфический разрез свиты вскрыт на территории региона 8-ю глубокими скважинами. Толщина свиты изменяется от 250 до 520 м, достигая максимальных величин на севере, в районе ЮжноРусской площади, и постепенно уменьшается в восточном и юго-восточном направлениях до 200-250 м. Это обусловлено выклиниванием нижних стратиграфических горизонтов. Свита подразделяется на две подсвиты: нижнехудосейскую и верхнехудосейскую. Нижнехудосейская

подсвита является полным стратиграфическим

аналогом

нижнекотухтинской подсвиты. Представлена она также тремя пачками песчано-глинистых пород суммарной толщиной от нескольких до 240 м. Максимальные её значения наблюдаются в северо-западных участках распространения подсвиты (Южно-Русская

31 скв. 21).

В

восточном

и

юго-восточном

направлениях

её

толщина

постепенно

уменьшаются до 150-180 м (Западно-Красноселькупская скв. 47, Светлогорская скв. 308, Северо-Толькинская скв. 304, Толькинская скв. 300). Еще восточнее и юго-восточнее, вблизи границы рассматриваемого региона, подсвита полностью выклинивается. Нижние две пачки подсвиты отвечают шараповскому горизонту, а верхняя - китербютскому. Пачка hd-1 залегает в основании подсвиты и обычно характеризуется циклическим чередованием пластов песчаников и глин, причем снизу вверх по разрезу количество последних увеличивается. Максимальная толщина пачки (90 м) отмечается на востоке региона (Толькинская скв. 300, Светлогорская скв. 308). На северо-востоке, в районе Южно-Русской площади (Южно-Русская скв. 24) толщина её сокращается до 47 м. По направлению к восточной границе региона отмечается полное выклинивание отложений пачки. Пласт K)i9 соответствует нижней части пачки. Толщина его колеблется от 20 до 50 метров. Наиболее часто он сложен песчаниками, реже песчаниками с прослоями аргиллитов и алевролитов. Пачка hd-2 имеет строение, подобное подстилающей пачке. В основании её залегает песчаный пласт Ю ] 8 , выше которого преобладают глинистые породы с редкими маломощными прослоями алевролитов и песчаников. Толщина пачки изменяется от 45 до 90 м. Она характеризуется значительными фациальными преобразованиями по латерали от разрезов преимущественно песчаных (Южно-Часельская скв. 15) до существенно глинистых (Северо-Толькинская скв. 304). Как и нижележащая пачка по направлению к восточной границе рассматриваемого региона, пачка hd-2 полностью выклинивается. Пласт Ю]8 распространен в восточной и юго-восточной частях

исследуемой

территории и выклинивается по направлению к сё восточной границе. В изученных скважинах его толщина колеблется от 10 м (Северо-Толькинская скв. 304) до 58 м (ЮжноЧасельская скв. 15). Пласт характеризуется преимущественно песчаным составом. Лишь участками он представлен переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов и реже углистых пород, гравелитов и конгломератов. Пачка hd-З залегает в кровле нижнехудосейской основании

пластом

песчаников

(пласт

подсвиты. Представлена в

Ю 1 7 ), а в средней

и верхней

частях

а

преимущественно глинами (тогурская пачка), иногда с пластом песчаников (пласт Юп ). Пачка hd-З соответствует китербютскому горизонту. Толщина её составляет 40-60 м, с выклиниванием её в юго-восточном и восточном направлениях. Строение пачки и ее толщина практически не меняется, и она четко прослеживаются по площади. Пачка

32 является одним из реперных стратиграфических подразделений нижней юры и отвечает сейсмическому горизонту Т4. Пласт Юп сложен в основном песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Толщина его колеблется от 5 до 42 м. Местами пласт полностью глинизирован (Светлогорская скв. 308). Верхнехудосейская

подсвита

соответствует

верхнекотухтинской

подсвите.

Распространена она на востоке рассматриваемого региона. Толщина ее изменяется от 190 до 285

м. По особенностям строения она, как и верхнекотухтинская

подсвита,

подразделяется на четыре пачки циклического строения. Нижние две циклопачки относятся к надояхскому горизонту, а верхние - к лайдинскому. Пачка hd-4 в основании сложена песчаниками (пласт Ю^), а в средней и верхней частях - алевролитами и глинами местами с прослоями песчаников (пласт K)i6a). Толщина пачки изменяется от 20 до 76 м, достигая своего максимума в юго-восточной части рассматриваемого региона (Светлогорская скв. 308) и уменьшаясь на запад, север и восток. Пласт Ющ распространён на всей территории развития пачки. Для него характерна значительная литологическая изменчивость. Толщина пласта колеблется от 5 м (ЗападноКрасноселькупская скв. 46) до 27 м (Светлогорская скв. 308). На отдельных участках пласт полностью глинизирован (Северо-Толькинская скв. 304). Обычно пласт представлен чередованием песчаников, алевролитов и глинистых алевролитов. Пачка

hd-5

представлена

в

средней

и

верхней

частях

глинистыми породами с пластами песчаников (пласты Ю 1 5

преимущественно

и KDi5a), а в нижней -

алевролитами, глинами и песчаниками. В основании пачки повсеместно

залегает

песчаный пласт IOi 5 . Максимальная её толщина отмечается на северо-востоке (ЮжноРусская скв. 24) и юго-востоке региона (Светлогорская скв. 308). В районе Толькинской и Северо-Толькинской площадей толщина уменьшается до 70-80 м. Пласт K)i5 залегает в основании рассматриваемой пачки и обычно сложен переслаиванием

песчаников, алевролитов

и глинистых

алевролитов.

Толщина его

колеблется от 15 м (Южно-Часельская скв. 15) до 50 м (Светлогорская скв. 308). В разрезе последней скважины он «сливается» с вышележащими песчаными пластами (пласт Ю 1 5 а ). Пачка hd-б сложена в основании песчаниками (пласт K)i 4 ), а в средней и верхней части - преимущественно глинами, местами с пластом песчаников (пласт Ю| 4 а ). Она характеризуется значительными фациальными изменениями по латерали, от существенно песчаных

разрезов

(Светлогорская

скв.

308

и Верхне-Часельская

скв.

157)

до

33 преимущественно глинистых (Южно-Часельская скв. 15 и Западно-Красноселькупская скв. 46). Толщина пачки изменяется от 40 до 74 м. Пласт Юи распространен на всей территории развития худосейской свиты. Толщина его колеблется от 10-12 м на севере (Южно-Русская скв. 21, ЗападноКрасноселькупская скв. 46) до 34 м в центральной части (Верхнечасельская скв. 157). Сложен пласт переслаиванием песчаников и алевролитов. Пачка hd-7 залегает в кровле котухтинской свиты. Она имеет в целом такое же строение, что и залегающая ниже. В основании пачки находится маломощный регионально выдержанный пласт Ю 13 . Толщина пачки изменяется от 30 м (ЮжноЧасельская скв. 15) до 58 м (Верхнечасельская скв. 157). Пласт ЮМз обычно представлен переслаиванием песчаников и алевролитов. Толщина его обычно колеблется от 5 до 10 м. Местами пласт полностью глинизируется (Западно-Красноселькупская скв. 46, Южно-Русская скв. 24). В заключение характеристики верхнехудосейской подсвиты следует отметить, что отложения пачек kth-7 и kth-б (без пласта Юм) соответствуют стратиграфическому объему

общеизвестной

радомской

пачки, являющейся

региональным

реперным

стратиграфическим уровнем и на сейсмических профилях отвечающей отражающему горизонту Тз. В Ямало-Гыданском и Усть-Енисейском фациальных районах, как.уже отмечалось выше, шараповскому, китербютскому, надояхскому и лайдинскому горизонтам отвечают шараповская, китербютская, надояхская и лайдинская свиты. Шароповская свита распространена в северо-западной и северо-восточной частях рассматриваемого

региона

в

пределах

Ямало-Гыданского

и

Усть-Енисейского

фациальных районов и соответствует одноименному горизонту (Решение..., 2004). Представлена она циклическим чередованием пластов песчаников и перекрывающих их алевритнсто-глинистых разностей пород, которые объединены в две циклопачки (shr-1 и shr-2), которые соответствуют первой и второй пачкам котухтинской и худосейской свит. Выделена свита вместо нижнеджангодской подсвиты (Гурари и др., 1988) со стратотипом в Усть-Енисейском районе по Малохетской скв. 10-Р (Байбародских и др., 1968; Решение..., 1991). Залегает она как на породах палеозоя, так и на породах левинской свиты. Глубокими

скважинами

свита

вскрыта

на

северо-западе

региона,

в

пределах

Сандибинской площади Пачка shr-1 - залегает в нижней части свиты. В её основании преобладают песчаники (пласт K)i9), а в средней и верхней частях - преимущественно аргиллиты и а

алевролиты, с редкими пластами выклинивающихся песчаников (пласт Ю]9 )- Толщина

34 пачки составляет 60 - 70 м. Северо-восточнее, за пределами рассматриваемого региона, она увеличивается до 180 м (Тото-Яхинская скв. 25). В направлении на запад и юго-запад от Сандибинской площади пачка постепенно выклинивается, и в пределах Лензитской площади она полностью отсутствует (Лензитская скв. 77). Пачка shr-2 - слагает верхнюю часть свиты. В основании её залегает регионально выдержанный пласт IOig, выше которого разрез сложен аргиллитами и алевролитами, с прослоями локально выдержанных песчаников (пласты Юц$а, Ю] 8 ). Толщина пачки в пределах Сандибинской площади составляет 53 м (Сандибинская скв. 1). В юго-западном и западном направлениях пачка постепенно выклинивается. Полностью её отложения отсутствуют в пределах Лензитской площади. В северном направлении толщина пачки увеличивается, а далее за пределами района - до 80 м (Тото-Яхинская скв. 25). Пласт K)i8 распространен на всей территории развития шараповской свиты. Толщина его обычно не более 15 м (Сандибинская скв. 1). На северо-востоке, за пределами региона, она уменьшается до 11 м (Тото-Яхинская скв. 25). Сложен пласт переслаиванием песчаников и алевролитов. Китербютская свита распространена в тех же районах исследуемой территории, что и подстилающая её шараповская свита. Выделена она вместо средней подсвиты джангодекой свиты и соответствует одноименному горизонту (Решение..., 2004). В качестве стратотипа принята средняя толща джангодской свиты, выделенной по Малохетской скв. 10-Р (Байбародских и др., 1968). Залегают её отложения обычно на породах шараповской свиты, но участками на отложениях палеозоя (Лензитская скв. 77). Толщина её колеблется от 38 м (Лензитская скв. 77) до 65 м (Сандибинская скв. 1). На севере, за пределами рассматриваемого региона она достигает 100 и более метров (Новопортовская скв. 88). Китербютская свита соответствует пачкам kth-З и hd-3 котухтинской и худосейской свит и сложена преимущественно аргиллитами с редкими прослоями алевролитов и песчаников (пласт Юп, Юп а ). Строение свиты и ее мощность выдержаны по площади, что позволяет уверенно выделять её по материалам ГИС в разрезах скважин. Она является одним из реперных стратиграфических подразделений нижней юры и отвечает сейсмическому горизонту Т4. Пласт Юп сложен в основном песчаниками с прослоями алевролитов. Толщина его в пределах Сандибинской площади достигает 10 м (Сандибинская скв. 1). В западном и юго-западном направлениях песчаный пласт выклинивается (Лензитская скв. 77), а в северном и северо-восточном направлениях (за пределами региона) увеличивается до 40 м (Новопортовская скв. 82).

35 Надояхская свита, как и выше описанные свиты, распространена в северо­ западной и северо-восточной частях рассматриваемого региона, в пределах ЯмалоГыданского и Усть-Еннсейского фациальных районов и соответствует одноименному горизонту (Решение..., 2004). Представлена она циклическим чередованием пластов песчаников и перекрывающих их алевритисто-глинистых разностей пород, которые объединены в две циклопачки (nd-1 и nd-2), которые соответствуют 4-ой и 5-ой пачкам котухтинской и худосеиской свит. Выделена вместо верхнеджангодскои

подсвиты

(Гурари и др., 1988) со стратотипом в Усть-Енисейском районе (Малохетская скв. 10-Р) (Байбародских и др., 1968). Залегают отложения свиты на китербютской свите. Толщина её изменяется от 66 м (Лензитская скв. 77) до 113 м (Сандибинская скв. 1). Пачка nd-1 - охватывает нижнюю половину свиты. В её основании преобладают песчаники (пласт Ю^), а верхняя часть представлена чередованием

аргиллитов,

алевролитов и песчаников (пласт Ю^'1). Толщина пачки меняется от 30 (Лензигская скв. 77) до 75 м (Сандибинская скв. 1). В северо-восточном направлении, за пределами рассматриваемого региона, толщина пачки увеличивается до 90 м (Тота-Яхинская скв. 25). . Пласт K)i6 отмечается на всей территории распространения.пачки, где значительно изменяется по составу. Толщина его увеличивается от 16 (Лензитская скв. 77) до 41 м (Сандибинская скв. 1). Пачка nd-2 - включают верхнюю часть свиты. В её основании преобладают песчаники (пласт Ю15), а выше по разрезу она представлена чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников (пласты Ю156 и Ю (5 а ). Толщина пачки изменяется в пределах рассматриваемого региона незначительно от 25 (Сандибинская- скв. 2) до 42 м (Сандибинская скв. 5). Пласт K)i5 сложен в основном песчаниками с прослоями алевролитов. Толщина его изменяется от 10 (Сандибинская скв. 1) до 23 м (Лензитская скв. 77). Лайдинская свита также распространена в северо-западной и северо-восточной частях рассматриваемого региона и соответствует одноименному горизонту (Решения..., 2004). Впервые выделена она в низовьях р. Енисей и представлена в стратотипическом разрезе

аргиллитами и аргиллитоподобными глинами с прослоями алевролитов и

песчаников (Байбародских и др., 1968). На рассматриваемой территории в составе свиты выделяются две циклопачки (ld-1 и ld-2), которые соответствуют пачкам 6 и 7 котухтинской и худосеиской свит. Залегает она согласно на нижележащей надояхской свите. Толщина её изменяется незначительно от 52 м (Сандибинская скв.5) до 68 м (Сандибинская скв. 2). В северо-восточном направлении, за пределами рассматриваемого региона, толщина свиты увеличивается, до 74 м (Тото-Яхинская скв. 25). Следует

36 отметить, что отложения свиты (без пласта Юн) соответствуют стратиграфическому объему

общеизвестной

радомской

пачки, являющейся

региональным

реперным

стратиграфическим уровнем и на сейсмических профилях отвечающей отражающему горизонту Тз. Пачка Id-1 в основании представлена регионально выдержанным пластом Юн, а в средней и верхней частях - преимущественно глинами, местами с пластом песчаников (пласт Юн ). Характеризуется значительными фациальными изменениями по латерали, от существенно песчаных разрезов (Лензитская скв. 77) до глинистых (Сандибинская скв. 5). Толщины пачки изменяются от 28 м (Сандибинская скв. 2) до 38 м (Лензитская скв. 77). Пласт Юн распространен на всей территории развития лайдинской свиты в рассматриваемом регионе. Толщина его колеблется от 4 м (Сандибинская скв. 5) до 26 м в пределах Лензитской площади (Лензитская скв. 77). Сложен пласт переслаиванием песчаников и алевролитов. Пачка ld-2 залегает в кровле лайдинской свиты. Имеет в целом такое же строение, что и залегающая ниже пачка. В основании пачки залегает маломощный регионально выдержанный пласт Ю13. Толщина пачки.изменяется от 15 м. (Сандибинская скв.. 1) до 40 м (Сандибинская скв. 2). Пласт Юп обычно представлен переслаиванием песчаников и алевролитов. Толщина его обычно колеблется от 5 (Сандибинская скв. 1) до 15 м (Сандибинская скв. 2). 1.3. Стратиграфическое положение региональных резервуаров нижнеюрских отложений В настоящем разделе, на основе выполненной детальной корреляции юрских отложений и уточнённой индексации песчаных пластов, приведено стратиграфическое положение тоарского, плинсбахского и геттанг-синемюрского региональных резервуаров и их составных частей - флюидоупоров и проницаемых комплексов. Юрские отложения северных и арктических нефтегазоносных областей ЗападноСибирской НГП соответствуют рангу одноимённого нефтегазоносного этажа или мегарезервуара (Карогодин, 1974; Геология..., 1975; Нефтегазоносные..., 1994 и др.). Флюидоупором его являются преимущественно глинистые отложения кимериджского и титонского ярусов (баженовская, георгиевская свита и их возрастные аналоги). Проницаемый мегакомплекс включает песчано-алевролитово-глинистые

образования

нижней и средней юры, а также Оксфорда. Нефтегазоносность этажа доказана на огромной территории Западно-Сибирской плиты, в том числе и в пределах исследуемой территории.

37 В

составе

юрского

нефтегазоносного

этажа

обычно

выделяется

несколько

нефтегазоносносных комплексов (региональных резервуаров) более низкого порядка: нижне-среднеюрский,

васюганский,

баженовский

(Геология...,

1975);

зимний,

шараповский, надояхский, вымский, малышевский (Девятое, Казаков, Шурыгпн, 1996; Геологическое..., 2005 и др.). Детальная корреляция нижнеюрских отложений на уровне циклически построенных пачек, приведенная в предыдущем разделе главы, позволила расчленить эти образования на три региональных резервуара: тоарский, плинсбахский и геттанг-синемюрский (Шемин и др. 2000, 2001) (рис. 1.8). Под региональным резервуаром нефти и газа понимается совокупность смежных флюидоупора (сверху) и проницаемого комплекса (снизу), в

которых

возможны миграция, аккумуляция

и консервация

углеводородов. Названия резервуаров соответствуют ярусам общей стратиграфической шкалы, в рамках которых выделены их проницаемые комплексы. В флюидоупорах и проницаемых комплексах, в свою очередь, выделяются подразделения более низкого порядка - циклопачки и песчаные пласты. Тоарский региональный резервуар (середина нижнего тоара - середина верхнего аалена,

надояхский

и

лайдинский

горизонты)

глинистыми породами верхнекотухтинской (верхнехудосейская

представлен

песчано-алевролито-

подсвиты и ее возрастными аналогами

подсвита, надояхская и лайдинская свиты). Разрез

резервуара,

изученный на исследуемой территории 98 глубокими скважинами, сложен чередованием пластов песчаников с пачками и прослоями углисто-глинисто-алевролитовых пород. В его нижней и средней частях выделены три пачки циклического строения (kth-4, kth-5 и нижняя часть kth-б) толщиной от 30 до 130 м, перекрытых преимущественно глинистыми отложениями лайдинского горизонта (верхняя часть пачки kth-б и пачка kth-7) (см. рис. 1.8). В основании каждой циклопачки обычно залегают пласты песчаников, имеющих выдержанное региональное распространение, а в верхней и средней частях среди углистоалевролитово-глинистых пород присутствуют пласты песчаников, имеющих локальное и зональное

развитие.

В

составе

тоарского

резервуара

выделяются

надояхский

проницаемый комплекс и перекрывающий его лайдинский флюидоупор. Надояхский проницаемый комплекс резервуара (верхняя часть нижнего тоара подошва нижнего аалена, надояхский горизонт) сложен углисто-глинисто-алевритовыми отложениями с пластами песчаников в нижней и средней частях верхнекотухтинской подсвиты и ее возрастных аналогов (нижняя и средняя части подсвиты,

надояхская

свита).

Он

характеризуется

циклически

верхнехудосейской чередующимися

алевролитами и песчаниками с пачками и прослоями глинисто-алевролитовых пород. В его составе выделяются две пачки циклического строения kth-4 и kth-5 и нижняя часть

38 о о о.

CL

х

О Р)

§

Q.

.О

га ,

^ 5 о

#21 '5

« CO

о - IT, С

l

8

11 И га

ф ra S. >

со

о Я Q.

CD Л X CO T

co

s

о

CK

CD

"*" CD

Региональные резервуа­ ры и их составные части: CD се ф л ю и д о у п о р ы и прони­ ц а е м ы е комплексы

о

Свита(подсвита)

Q. CD 00

I

ч: CD Q.

ОС СО

со S2 о

о

h х > Iо ъс

I

о

X Q. 0 03

Q. СО

.о

о X

о; о d" со X

X

i

со о о.

CD X X

Кит.

(hd)-6

CD О О

о х

Ц

СО

X

о

о X СО

ю о

>s s

X

X X

с

о.

о; со ^ о со о с со о. со

X CD X CD X

CD

X CD X

2^_

(hd)-2

• • •

X S

m CD

J3

.0

к со о .—.

СО

X

Д 5CD *£5 Д 5CD "S3 i_

i_

о;

о;

X

со

к со m о i_

CD О. CD LU

ЮГ„

I £>S CD S Q-

5

О CL CO О

ЮЕ Ш 2 ; ЮН,0; ЮЯ10; ЮГ 1М2 ; ЮВ,„

о S 1_

Q.

с о >N

0) m

CL

о. CD

V

CD CL

со

Шараповский проницаемый комплекс

О X

)^т сга Xл П JJ т U

•^ — со X

Ш

>

m CD

lag (lv)-1

• ••

\

ю.

Левинский флюидоупор

с;

X Q.

а.» I

юя, • юн„ ЮЕ^ЮГ™?:

юв„

к со СО

к CNj^

Китербют. флюид.

(hdy

5

х л С ? О.

CD

о

Is

ш

л

X

со

о

ю. ю„ ю„ ю; ю. ю.

•

• • •

CD О О

о 2

00

CD X

•

(hd)-3 • • •

о со

I-

со о. со

(hd)-4 • • •

Китер.(Й)

>Н

с:

Ю.

со X

•

IX

о ш о

Надояхский проницаемый комплекс

(hd)-5

о

5* О 1 хМ * S

s o

1

II

Ю.

с к

2 3. -a m "of ос со о

• • •

Лайдинский флюидоупор

•о

X CD X X CL ^ C D

i£ _

X

СО Ъ£

>s

со

ю„ ю.

g к

О

X S

Юи

(hd)-7

S -—'

>s со с;

О Tfr

i

|S о

±2

X

О

£

Е -Hi

ос со со о |_

к о; х

CD О. CD LQ

Е

СО

ю; ю;

Л2

1

iEZT

11

ЮЯ 1 2 ;ЮГ М ?

2 CD 5 О. CD >s

Ю,

ю„

CL

Зимний проницаемый комплекс

л О

X

л С со го X X

о

CD S "— CD CL

ЮГМ?

2

Рис. 1.8. Стратиграфическое положение региональных резервуаров и продуктивных пластов нижнеюрских отложений Надым-Тазовского междуречья 1-3-песчаные пласты: 1-имеющие локальное распространение, 2-имеющие зональное распространение, 3-имеющие региональное распространение.

39 (песчаный пласт) циклопачки kth-б. В основании циклопачек залегают регионально вьщержанные песчаные пласты Ю\в, Ю15 и Юн. Помимо них, в некоторых разрезах присутствуют пласты песчаников, пользующихся локальным и редко зональным распространением (пласты Ю]ба, Ю^", Ю15 , Ю15'1). Лайдинский флюидоупор резервуара (нижний аален - нижняя часть верхнего аалена, лайдинский горизонт) представлен преимущественно глинистыми отложениями верхней части верхнекотухтинской подсвиты и ее возрастных аналогов (верхняя часть верхнехудосейской подсвиты и лайдинская свита без песчаного пласта Ю^). Плансбахский региональный резервуар (верхняя часть верхнего плинсбаха - нижняя часть нижнего тоара, шараповский и китербютский горизонты) представлен

песчано-

алевролито-глинистыми породами нижнекотухтипскои подсвиты и ее возрастными аналогами (нижнехудосейская подсвита, китербютская и шараповская свиты). Разрез резервуара сложен чередованием пластов песчаников и алевролитов с пачками и прослоями глинисто-алевролитовых пород, тонкослоистых и массивных аргиллитов. В его нижней и средней частях

выделены три пачки циклического строения (kth-1, kth-2 и

частично kth-З) толщиной от 30 до 130 м, перекрытых глинистыми отложениями китербютского горизонта (верхняя часть пачки kth-З). В основании каждой циклопачки обычно залегают пласты песчаников, имеющих региональное распространение, а в верхней и средней её частях среди углисто-алевролито-глинистых пород присутствуют пласты

песчаников, имеющих

региональный

резервуар

локальное

состоит

из

и зональное

шараповского

развитие.

Плинсбахский

проницаемого

комплекса и

перекрывающего его китербютского флюидоупора. Шараповский

проницаемый комплекс резервуара

(верхняя

часть

верхнего

плинсбаха, шараповский горизонт) сложен глинисто-алевролито-песчаными отложениями нижней и средней частей нижнекотухтинской подсвиты и ее возрастных аналогов (нижняя и средняя части нижнехудосейской подсвиты и шараповская свита). Он характеризуется циклически чередующимися алевролитами и песчаниками с пачками и прослоями глинисто-алевролитовых пород. В его составе выделяются две пачки циклического строения kth-1 и kth-2 и нижняя часть (песчаный пласт) циклопачки kth-З (см. рис. 1.8). В основании циклопачек залегают регионально выдержанные песчаные пласты Ю19, KDig и Юп. Помимо них в некоторых разрезах присутствуют пласты песчаников, пользующихся локальным и редко зональным распространением (пласты K)i9a, IOi9G, Ю]9В, lOjg6, K)i8a). Китербютский

флюидоупор

резервуара

китербютский горизонт) представлен

(нижняя

преимущественно

часть

нижнего

тоара,

глинистыми отложениями

верхней части нижнекотухтинской подсвиты и ее возрастных аналогов (верхняя часть

40 нижнехудосейской

подсвиты и китербютской свиты). Большинство

исследователей

выделяют эти отложения как тогурскую пачку, которая является одним из наиболее выдержанных стратиграфических реперов нижнеюрских отложений и характеризуется обычно однородным, преимущественно глинистым составом (Девятов и др., 1994). Геттанг-синемюрский региональный резервуар (геттангский и синемюрский ярусы - нижняя часть верхнеплинсбахского

подъяруса, зимний и левинский горизонты)

представлен песчано-алевролито-глинистыми породами береговой свиты и глинистоалевролитовыми породами ягельной свиты и их возрастными аналогами (зимней и левинской свитами). Сложен он чередованием пластов алевролитов и песчаников с пачками и прослоями как галечных конгломератов и гравелитов, так и глинистоалевролитовых пород, тонкослоистых и массивных аргиллитов. В фациально изменчивой нижней его части (береговая свита) не представляется возможным выделение пачек, а в верхней его части (ягельная свита) выделены две пачки циклического строения (jag-1, jag2) толщиной от 25 до 70 м. В кровле циклопачки jag-1 отмечается пласт песчаников, имеющий выдержанное региональное распространение с изменяющейся по латерали фациальной характеристикой (Юго). Песчаные пласты береговой свиты выделяются только как пласты, имеющие локальное распространение, так как они очень изменчивы по латерали. Геттанг-синемюрский региональный резервуар

подразделяется на зимний

проницаемый комплекс и перекрывающий левинский флюидоупор. Зимний проницаемый комплекс резервуара (геттангский и синемюрский ярусы нижняя часть

верхнеплинсбахского

переслаиванием

подъяруса,

песчаников, галечных

зимний горизонт)

конгломератов,

гравелитов,

характеризуется алевролитов

и

аргиллитов. Для отложений проницаемого комплекса характерна большая изменчивость как по латерали, так и по вертикали. Выделяются только локальные песчаные пласты, имеющие ограниченное распространение (IC*2ia, ЮоД Kbi" и K>>ir)- Толщина пластов колеблется от 10 до 60 м. Как правило, для них характерно цикличное строение со сменой вверх по разрезу различных гранулометрических разновидностей терригенных пород - от конгломератов до мелкозернистых песчаников и алевролитов и аргиллитов. Левинский

флюидоупор

резервуара

(нижняя

часть

верхнеплинсбахского

подъяруса, левинский горизонт) представлен преимущественно глинистыми отложениями ягельной свиты и её возрастных аналогов (левинская свита).

41 ГЛАВА 2. КОМПЛЕКСНАЯ'ХАРАКТЕРИСТИКА НИЖНЕЮРСКИХ ПЕРСПЕКТИВНЫХ НА НЕФТЬ И ГАЗ РЕГИОНАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ.

В

настоящей

главе

приведена

комплексная

характеристика

плинсбахского, геттанг-синемюрского региональных резервуаров

тоарского,

нижней юры и их

составных частей - проницаемых комплексов и флюидоупоров;: а также основных содержащихся в них перспективных песчаных пластов Надым-Тазовского междуречья. Описаны их структурные планы, вещественный и частично минеральный состав, условия формирования; приведены характеристики их толщин, толщин песчаников и толщин коллекторов; изложены их фильтрационно-ёмкостные свойства пород и оценены качества флюидоупоров, проницаемых комплексов и резервуаров в целом. Глава состоит из трех различных по объёму разделов. Вначале рассмотрена терминология и классификация резервуаров, затем - методические аспекты изучения строения и оценки качества резервуаров и в третьем, в основном разделе, приведена комплексная

характеристика

тоарского,

плинсбахского,

геттанг-синемюрского

региональных резервуаров нижней юры Надым-Тазовского резервуара.

2.1: Терминология и классификация резервуаров Термин «резервуар» в отечественной геологической литературе стал широко использоваться после работ И.О.Брода, который понимал под ним «...горные породы, в которых может происходить циркуляция подвижных веществ (флюидов) в недрах» (Брод, 1951, с. 152). Чуть позже он расширил понятие, рассматривая резервуар как «Естественное вместилище для нефти, газа и воды (внутри которого может происходить циркуляция подвижных

веществ), форма которого обусловлено

соотношением коллектора с

вмещающим его (коллектор) плохо проницаемых пород» (Брод, Еременко, 1953, с. 147). В дальнейшем в работах А.А. Бакирова, Ф.Г. Гурари, Т.И. Гуровой, Г.П. Евсеева, В.П. Казаринова, Ю.Н. Карогодина, М.К. Калинко, А.Э. Конторовича, Н.В. Мельникова, Г.П. Мясниковой, М.Ф. Мирчинка, В.Д. Наливкина, И.И. Нестерова, Г.П: Ованесова, Г.Э. Прозоровича, Н.Н. Ростовцева, Ф.К. Салманова, А.А. Трофимука, Г.Г. Шемина, В.И. Шпильмана и других исследователей

приведены различные определения понятия

резервуар (табл. 2.1.). Существуют различные представления о строении резервуара. Одни исследователи под резервуаром понимают только проницаемый комплекс (Нефтегазоносные ...,1994), другие - сочетание проницаемого комплекса и флюидоупора (Еременко, 1988; Шемин,

42

Таблица 2.1. Определения понятия «резервуар» Определение

Источник И. О. Брод (1951)

Горные

породы,

в

которых

может

происходить

циркуляция

подвижных веществ (флюидов) в недрах И.О. Брод,

Естественное вместилище для нефти, газа и воды (внутри которого

Н.А. Еременко

может происходить циркуляция подвижных веществ), форма которого

(1953)

обусловлена соотношением коллектора с вмещающим его (коллектор) плохо проницаемых пород

А. Леворсен (1970) Часть ловушки, содержащая нефть и газ Геологический

Объем пород, могущий вместить нефть или газ вне зависимости от

словарь (1973)

формы и условий возникновения, но при наличии способности к аккумуляции и консервации нефти в ней

А.Э Конторович 1975

Геологическое комплексом

тело,

одного

образованное ранга

экраном

региональное™

и в

проницаемым границах, . где

распространены оба тела, будем называть резервуаром А.А. Трофимук,

Резервуар

-

это

породное

тело

(номинолит),

обладающее

Ю.Н. Карогодин,

ко л лекторскими свойствами, позволяющими ему быть потенциальным

Э.В Мовшович

или реальным вместилищем флюидов (нефти, газа, воды и различных

(1980)

их сочетаний, и ограниченное снизу (для воды) и (или) сверху (для углеводородов) относительно непроницаемыми (слабопроницаемыми) породами (экранами, водоупорами)

В. Д. Ильин

Геологическое

тело,

состоящее

из

пластов-коллекторов,

часто

А.Н.Золотов,

содержащие также пласты и линзы слабопроницаемых пород внутри

С.П.Максимов и

резервуарпых

др. (1986)

образующих единую гидродинамическую систему, и ограниченное

покрышек

и

проницаемых

пород

коллекторов,

сверху и снизу межрезервуарными покрышками Н.А. Еременко (1988)

Природная ёмкость для нефти, газа и воды, существование которой обусловлено

соотношением

коллектора

с

плохо

проницаемыми

породами Г.Г.Шемин(1994)

Совокупность смежных экранирующего (вверху) и проницаемого (внизу) комплексов, в которых возможны миграция, аккумуляция и консервация углеводородов

43

1994), третьи вводят понятие о трехчленном строении резервуара, состоящего из коллектора, покрышки ложной и покрышки истинной (Прогноз..., 1986). Ложная покрышка залегает между коллектором и истинной покрышкой. Иногда её называют флюидопроводящей толщей, проницаемым неколлектором, полупокрышкой, промежуточной толщей рассеивания, неэффективной покрышкой и т.д. По физическим свойствам слагающих пород она могла бы быть истинной покрышкой, если бы не их текстурные особенности (наличие трещин, слоистость, сланцеватость и т. д.) делающие её флюидопроводящей, не способной экранизировать залежи углеводородов. Понятие о трехчленном резервуаре наиболее полно и достоверно

отражает

строение резервуара и его свойства. Оно имеет весьма важное практическое значение, поскольку позволяет определить истинные объёмы ловушек. Однако степень изученности нижнеюрских отложений Надым-Тазовского междуречья низкая и она

не позволяет

достоверно выделить и оценить эту часть резервуара. Поэтому в настоящей работе будет использоваться определение «резервуара», предложенное Г.Г. Шеминым (1994). Под резервуаром нефти и газа понимается совокупность смежных комплексов, экранирующего (вверху) и проницаемого (внизу), в которых возможны миграция, аккумуляция и консервация углеводородов. Классификация резервуаров осуществлена по разным показателям: по форме, литологическому

составу,

генетическому типу, характеру

взаимоотношений

между

элементами резервуара и площади распространения. И.О. Брод, Н.А. Еременко (1953) предлагали различать резервуары пластовые, массивные и резервуары неправильной формы. По площади

распространения выделяют

региональные,

субрегиональные,

зональные и локальные резервуары, а по стратиграфическому объему - мегарезервуар, макрорезервуар, мезорезервуар и элерезервуар (Мельников, Шемин, Ефимов, 1989). И.И. Нестеров, В.В. Потеряев и Ф.К. Салманов (1975) предложили классификацию резервуаров

по соотношению в разрезе проницаемого комплекса проницаемых и

непроницаемых тел. По этому признаку все резервуары подразделяются на три типа. К первому относятся резервуары, проницаемые породы в которых гидродинамически связаны между собой по всему разрезу. Второй тип включает резервуары, проницаемая часть которых состоит из проницаемых и непроницаемых геологических тел. И третий тип объединяет резервуары, в которых преобладают непроницаемые породы. Ряд классификаций резервуаров подробно описаны в работе Н.А.Еременко (1988). Он отмечает, что классификации резервуаров могут быть основаны на следующих понятиях: класс, генетический тип, порядок, распространенность, морфологический тип.

44 Класс резервуара устанавливается по литологическому составу слагающих его коллекторов и перекрывающего флюидоупора: терригенный, терригенно-карбонатный, карбонатно-терригенный,

карбонатно-эвапоритовый,

пелитоидный,

вулканогенный,

вулканогенно-осадочный, осадочно-вулканогенный. При* определении класса в первой части указывается литологический состав пласта-коллектора, во второй - покрышки. Так название "терригенно-карбонатный" означает, что резервуар

сложен теригенными

коллекторами и карбона гной покрышкой; "терригенный" - что и пласт-коллектор и покрышка представлены терригенными породами. Резервуары могут быть моно- и полифациальными. Во втором случае, например, шельфовые пески могут сменяться баровыми или дельтовыми, аллювиальными

образованиями,

которые

в

совокупности

а последние -

формируют

единую

гидродинамическую систему. По характеру взаимоотношения между элементами, образующими резервуар, определяют его порядок - простой (совершенный и несовершенный) и сложный. Использование этих понятий вызвано тем, что между пластами-коллекторами нередко залегают пачки-проводники, т.е. между коллекторами отсутствуют флюидоупоры. В этих случаях пласты могут иметь единый водонефтяной или газоводяной контакты и между ними имеется гидродинамическая связь. Простой совершенный резервуар - это пласт-коллектор с перекрывающими и подстилающими флюидоупорами (покрышка + коллектор + покрышка) или пластколлектор при различных сочетаниях флюидоупоров и промежуточных пачек (покрышка + промежуточная пачка + коллектор + покрышка или покрышка + коллектор + промежуточная пачка + покрышка). Простой несовершенный резервуар - часть простого совершенного и представляет собой пласт-коллектор с перекрывающей и/или подстилающей промежуточными пачками либо

сочетание

пласта-коллектора

с

нижним

или

верхним

флюидоупорами:

промежуточная пачка + коллектор; коллектор + промежуточная пачка; промежуточная пачка + коллектор + промежуточная толща; покрышка + коллектор либо коллектор + покрышка. Сложный резервуар

- совокупность

нескольких

пластов-коллекторов

при

различных сочетаниях флюидоупоров и промежуточных пачек. При этом флюидоупоры и сверху и снизу должны быть едиными для всех пластов-коллекторов. Выделяются

три

морфологических

типа

резервуаров:

линзовидный,

рукавообразный и плащевидный. Линзовидный тип обычен при локальном развитии резервуара; плащевидный характерен для регионального или зонального распространения,

45 а рукавообразный наиболее часто встречается при зональном развитии резервуара. Последний тип связан с зонами распространения аллювиальных

отложений или

отложений течений либо с локальным развитием отложений мелких русел, рек, баров и т.д. В настоящей работе использовано выделение резервуаров и их составных элементов по возрасту и по площади распространения, что подробно разобрано в предыдущей главе (см. рис. 1.7.). По литологическим критериям как флюидоупор, так и проницаемый комплекс представлен терригенными породами. По морфологическому критерию выделенные региональные резервуары относятся к плащевидному типу и являются полифациальными, так как объединяют отложения различных фаций. 2.2. Методические аспекты изучения строения резервуаров, оценки их качества и фильтрационно-ёмкостных свойств на больших глубинах В этом разделе рассматриваются методические аспекты изучения строения резервуаров, их литологического состава, оценки их качества, фильтрационно-ёмкостных свойств пород-коллекторов на больших глубинах. В первую очередь приведена методика построения региональных структурных карт, карт толщин флюидоупоров, проницаемых комплексов и содержащихся в них песчаников. Затем кратко изложена методика составления карт вещественного состава проницаемых комплексов резервуаров, оценки качества резервуаров и их составных частей (флюидоупоров и проницаемых комплексов) и методике оценки фильтрационно-ёмкостных свойств резервуаров на базе выявления закономерностей их изменения в зависимости от глубин их залегания.

2.2.1. Методика построения региональных структурных карт, карт толщин флюидоупоров, проницаемых комплексов и содержащихся в них песчаников При характеристике региональных резервуаров нижней юры Надым-Тазовского междуречья автором использованы структурные карты по кровле их проницаемых комплексов, карты толщин флюидоупоров,

проницаемых

комплексов и толщин

содержащихся в последних песчаников. Методика построения региональных структурных карт осадочного чехла ЗападноСибирской геосинеклизы, базирующаяся на основе комплексной интерпретации геологогеофизических данных, разработана в лаборатории математического моделирования природных нефтяных и газовых систем ИЫГГ СО РАН (Красавчиков и др., 1998; Беляев и

46 др., 1998; Леус, 1998 а, 1998 б; Красавчиков, 2000, 2002). При построении этих карт она позволяет обрабатывать разноплановую информацию. Вначале по данным сейсморазведки (сейсмопрофильные данные, структурные карты по опорным отражающим горизонтам для отдельных площадей и участков) построены сеточные модели структурных карт по опорным отражающим горизонтам В, А, 1а, которые были увязаны с данными бурения с помощью специального программного обеспечения. В результате построены структурные карты по горизонту Б (баженовская свита) и подошве юры. Затем, на основе комплексной интерпретации материалов сейсморазведки и бурения, с использованием сеток по кровле и подошве юры, а также косвенной информации в рамках линейной модели С В . Гольдина (1971), построены структурные карты по кровле проницаемых комплексов региональных резервуаров нижней юры. Построение карт толщин (флюидоупоров, проницаемых комплексов, песчаников, коллекторов и пр.) также производится на основе комплексной интерпретации данных сейсморазведки и бурения с помощью методов компьютерной картографии, в том числе, разработанных в лаборатории математического моделирования природных нефтяных и газовых систем ИНГГ СО РАН. Эти технологии позволяют создавать электронные версии карт в изолиниях, адекватные бумажным носителям, производить гладкое сопряжение не вполне

согласованных

карт

по

отдельным

взаимоперекрывающимся

или

близкорасположенным фрагментам, учитывать разнообразную косвенную информацию, в том числе и сравнительно недавно обнаруженные В.А. Конторовичем и др. (1992, 1995) статистические зависимости и, соответственно, уравнения регрессии, описывающие связи между а) толщинами различных комплексов, б) толщинами песчаников и толщинами отложений,

вмещающих

эти

песчаники,

в)

абсолютными

отметками

реперных

структурных поверхностей для ряда крупных регионов Западной Сибири. Учет косвенной информации может вестись на основе использования нескольких разнотипных карт одновременно с применением методов многомерного регрессионного анализа (возможно нелинейного) для сведения косвенной информации в единую структурную карту. Затем эта условная структурная карта используется для пересчетов по линейной модели, как это делалось

в работе A.M. Волкова

(1988),

но по усовершенствованной

методике,

разработанной в ИНГГ. Для построения карт толщин необходимо иметь базы данных по бурению и электронные версии (сеточные модели) структурных

карт реперных

геологических

поверхностей (кровли и подошвы проницаемых комплексов и флюидоупоров). Эти карты также строятся с применением оригинальной компьютерной технологии, разработанной в ИГНГ.

47 Карты толщин проницаемых комплексов резервуаров (карты толщин отложений, вмещающих породы-коллекторы) строятся вычитанием сеточных моделей структурных карт по подошвам флюидоупоров и подошвам резервуаров. Карты

толщин

флюидоупоров

строятся

вычитанием

сеточных

моделей

структурных карт по кровле и подошве флюидоупора Построение карт изопахит

песчаников проводится

на основе комплексной

интерпретации данных сейсморазведки и бурения с использованием информации из базы данных по толщинам песчаников моделируемых резервуаров и электронных версий карт толщин проницаемых комплексов и резервуаров. В качестве косвенной информации используются регрессионные зависимости между толщинами песчаников резервуаров и толщинами проницаемых комплексов (существование таких и зависимостей для юрских резервуаров Западной Сибири и их применимость для прогнозных построений впервые обосновано в упомянутых работах В.А. Конторовича и др.). Следует отметить, что, в отличие от юго-востока ЗападноСибирской геосинеклизы, для анализа

потребовалось

прогноза толщин песчаников методами регрессионного

использовать

толщины

всех

выделенных

региональньгх

резервуаров и проницаемых комплексов и флюидоупоров.

2.2.2. Методика составления карт вещественного состава проницаемых комплексов резервуаров

При составлении карт вещественного состава проницаемых комплексов тоарского, плинсбахского и геттанг-синемюрского региональных резервуаров Надым-Тазовского междуречья составлению

использованы атласа

«Условные

обозначения

литолого-палеогеографических

палеогеографических...,

1968). Далее

кратко

и методические карт

СССР»

рассмотрены

указания

(Атлас

методические

по

литологоаспекты

построения этих карт, на которых выделены литологические области. Как

известно,

разрез

нижней

юры

исследуемого

региона

представлен

терригенными породами. При выделении типов разрезов использовались общепринятые классификации (Систехматика и классификация..., 1998). Однако многие интервалы разреза нижней юры рассматриваемой территории охарактеризованы только комплексом материалов ГИС, который не позволяет отразить все разнообразие лптологических разностей пород. Поэтому, при составлении карт вещественного состава проницаемых комплексов резервуаров использовалась несколько упрощенная классификация пород.

48 Разрез нижней юры охарактеризован 15-ю разностями (от конгломератов, гравелитов до глин включительно). При построении карт вещественного состава проницаемых комплексов резервуаров на первом этапе определялись лнтологические типы разрезов вещественного состава картируемых подразделений. По имеющимся описаниям керна скважин, литологическим колонкам,

построенным

по

данным

ГИС

для

большинства

глубоких

скважин

рассматриваемого региона, определялось содержание, во-первых, каждого типа пород относительно общей толщины разреза для каждого рассматриваемого комплекса, вовторых, каждого компонента (грубообломочного, песчаного, алевритового, глинистого, углистого), присутствующего в виде, как слоев, так и примесей в других породах (Лптолого-палеогеографические..., 2001, ф.). Расчет литологических компонентов разреза осуществлен в соответствии с прилагаемой таблицей (табл. 2.2.). По результатам расчетов строились колонки вещественного состава. Литологические

области

выделены по содержанию литологических

компонентов разреза. В их число вошли грубообломочная:

брекчиевая, галечная,

гравелитовая (ГрО); песчаная (П), алевритовая (Ал), глинистая (Гл) и углистая (У). Содержание компонентов определялось в процентах. Выделены следующие интервалы содержания компонентов (%): 1 - 100-76; 2 - 75-51; 3 - 50-26; 4 - 25-11; 5 - 10-1; 6 - . 3500-3750 Е

3500-3750 I

q 4000-4250

4000-4250

СО

ш 0> 4500-4750 I

4500-4750

5000-5250

5000-5250

5500-5750

5500-5750

Рис. 2.3. Графики зависимости средних значений открытой пористости, межзерновой проницаемости и плотности песчаников верхнеюрских (а) и нижнесреднеюрских (б) отложений по интервалам глубин на территории севера Западно-Сибирской НГП. Составили: ГГ. Шемин, А.Ю. Нехаев

00

59 Открытая пористость, %

Открытая пористость, %

а

30 25 20 %15 10 5 0

И

-•*—И

1

30 25 20 б %15 10 5

21

ijilll

3 5 7 9 11 13 15 17 19

30 25 20 %15 10 5 0

..—••IlllL

М

1

3 5 7 . 9 11 13 15 17 19

21

H

1

3 5 7 9 11 13 15 17 19 21

30 25 20

е

10 5 0

Ж

3

О

% 15

30 25 20 % 15 10 5 0

•—••••Illllll Mi 1

21

П

— .llllllH1

3 5 7 9 11 13 15 17 19 21

1

3 5 7 9 11 13 15 17 19 21

30 25 20 % 15 10 5 0 30 25 20 % 15 10 5 0

3 5 7 9 11 13 15 17

1

3 5 7 9 11 13 15 17

30 25 20 % 15 10 5 0

JlL. III

-Jiinl 11 il ll 1FU

1

3 5 . 7 9 11 13 15 17

1

3 5 7 9 11 13 15 17

30 25 20 % 15

10 5 0

-

3 5 7 9 11 13 15 17 19

•••lillmm 1

30 25 20 % 15 10

3 5 7 9 11 13 15 17 19 21

III

3 5 7 9 11 13 15 17

1

Л

1

••••IIJIIIHII

30 25 20 % 15 10

21

30 25 20 % 15 10

Г

•••НИШ!.

К

1

В

i*^W

3 5 7 9 11 13 15 17 19

30 25 20 % 15 10

jl

1мИ,

Hi

t=

Лн ^

3 5 7 9 11 13 15 17

1

АМ

1

3 5 7 9 11 13 15 17

30 25 20 % 15 10 5 0

J.IIIIIII..

Рис. 2.4. Графики распределения значений открытой пористости песчаников нижнесреднеюрских отложений в интервалах глубин: 2000-2250 (а), 2250-2500 (б), 2500-2750 (в), 2750-3000 (г), 3000-3250 (д), 3250-3500 (е), 3500-3750 (ж), 3750-4000 (з), 4000-4250 (и), 4250-4500 (к), 4500-4750 (л), 4750-5000 (м), 5000-5250 (н), 5250-5500 (о), 5500-5750 (п) севера Западно- Сибирской НГП

3

X ф

0)

э

0) "О

сл о

х




40,9

VIZ 21 2

П, А л , Гл.У.

Ал, п, Гл.У,

Гл^Ал^П, Харампурская скв. 340 H I

20.8

~~IZ

Гл 52.8 33,3 Ал 35." П • 10,2 У-1.7

:z:. 30,6 4.2 Гл, А л , П 4 У §

Гл^АЛз„П5 Ярудайская СКВ. 2

Гл,.3Ал, Полуискан СКВ. 200

Гл 55.4 Ал 35." П-9.1 У-0.4

Гл- 93.3 Ал 5.3

_i Гл, Ал, П.У,

I

I 5,8 1ГЛ-291

а - породы и процент их содержания в разрезе, б -компаненты и процент их содержания в разрезе, ^Ал.Гл, - индексы литологических типов разрезов.

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

оарского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья Нехаев, Г.Г.Шемин эаспространения юрского комплекса, 4 - распространения отложений тоарского резервуара, 5 - литологических шики гравелнтистыс и гравелитовые, 9 - песчаники, 10 - песчаники алевритистыс и алевритовые, 11 - песчаники истые, 15 - алевролиты глинистые и песчанистые, 16 - алевролиты, 17 - алевролиты глинистые, 18 - глины

90 Песчано-алевритово-глинистая область отмечается в четырех небольших участках, расположенных в западной (п. Ныда), восточной (Туруханская скв. 1-0), центральной (вблизи Тюменской скв. СГ-6) и южной (Харампурская скв. 342) частях исследуемой территории. Алевролитово-песчано-глинистая и глинисто-песчано-алевритовая^литологические области очень близки по составу, широко распространены в Надым-Тазовском междуречье (см. рис. 2.14.). Отмечается пять районов, где распространены* эти? литологические области. Первые два расположены на западе региона, где они в виде «языков» протягиваются с запада на восток от области отсутствия отложений. Третий район их распространения в виде полосы простирается через всю центральную часть региона с юго-запада (Сугмутская скв. 423) на север (п. Находка). Четвертый район расположен на юге региона, в Пур-Тазовском междуречье. Вдоль восточной границы выклинивания

проницаемого

комплекса

резервуара

распространения алевролитово-песчано-глинистой

и

расположен

пятый

район

глинисто-песчано-алевритовой

литологических областей. Алевритово-глинисто-песчаная и глинисто-алевритово-песчаная литологические области также широко развиты в Надым-Тазовском междуречье. Близкие по составу они в виде двух широких полос протягивающихся с юга на север, разделяя выше отмеченные более песчаные литологические области. Преимущественно

глинисто-алевритовая

литологическая' область

развита в

центральной и северной частях региона, где она представлена пятью участками, расположенными внутри выше отмеченной алевритово-глинисто-песчаной

области.

Самый крупный из них находится на востоке региона, простираясь с севера на юг вдоль р. Таз. Второй крупный участок расположен на северо-западе рассматриваемого региона, в низовье р. Надым. Остальные три небольших участка находятся в западной (Надымский район) и центральной (Уренгойский район) частях исследуемого региона. Глинисто-алевритовая

литологическая

область

имеет

весьма

ограниченное

распространение. Она развита лишь на двух небольших участках. Один из них находится на северо-востоке (Тазовский район), другой - на западе (Полуйская площадь) региона (см. рис. 2.14). Условия

формирования

представляются

следующими.

отложений

проницаемого

Существуют

несколько

комплекса

резервуара

представлений

о

палеогеографических обстановках их образования (Галеркина и др., 1963; Нестеров и др., 1976; Гурари и др., 1988; Девятое, Казаков, 1991; Бородкин и др., 1996; Шурыгин и др., 2000; Геологическое..., 2005). Кратко рассмотрим два наиболее обоснованных из них. На

91 литолого-палеогеографической карте тоарского века, составленной коллективом авторов под редакцией И.И. Нестерова (1976), в окраинных южной, восточной и отчасти северо­ западной частях исследуемого региона приведено преобладание фациальных областей низменных аккумулятивных равнин, на большей его части - обстановок прибрежных равнин

временами

заливавшихся

морем.

И

на

севере

выделена

область,

где

распространены в основном обстановки мелководного шельфа (рис. 2.15а.). На более поздней палеогеографической схеме условия осадконакопления в надояхекое время, в пределах

рассматриваемой

территории, отражены

несколько

иные

(Геологическое

строение..., 2005). На большей её части выделяется область мелководного шельфа. Лишь на

юго-востоке

обособляются

участки

развития

дельт,

прибрежных

равнин

с

неустойчивой береговой линией и аллювиальной равнины (рис. 2.16а.). Автором отложений

не

проводилось

тоарского

специальных

регионального

седиментологических

резервуара.

Однако

исследований

приведенное

выше

распределение лито логических областей этих отложений достаточно хорошо согласуется с точкой зрения И.И. Нестерова и его соавторов об условиях их формирования. Отмеченные

материалы

позволяют

уточнить

распределения по площади

региона

выделенные ими палеогеографические области. По мнению автора, в тоарское время на рассматриваемой части

Западно-

Сибирского мегабассейна наиболее интенсивно поступал алевритово-песчаный материал с восточной и юго-западной областей сноса, а значительно меньше -

с западной

Приуральской. Это обстоятельство, в значительной мере, предопределило распределение на её территории палеогеографических областей осадконакопления. Они обычно в виде полос сложной формы простирались в субмеридиональном направлении. Равнины низменные аккумулятивные, имеющие ограниченное распространение, были развиты вблизи отмеченных источников сноса (литологические области П]Гр04). Равнины прибрежные, временами заливаемые морем (литологические области П2ГЛ3АЛ4, П2АЛ3-4ГЛ3-5, АЛ2-3П3ГЛ3.5, ГЛ3П3АЛ3-4) в основном простирались в субмеридиональном направлении в виде трех полос. Одна из них была расположена вдоль восточного источника сноса, а две других находились в центральной части рассматриваемой территории

мегабассейна.

Первая, наиболее

обширная

область,

простирались

от

Сугмутской до Северо-Уренгойской площадей, вторая - от Западно-Новогодней до Ханчейской площадей включительно. В их пределы поступал алевритово-песчаный материал

из

юго-западной

области

сноса.

В

Приуральской

части

бассейна

рассматриваемые области имели ограниченное распространение. Здесь они в виде двух полос субширотной ориентировки простирались с запада на восток от источника сноса

92

a 1 \

1 (1

t к

•

11

~-~

21

V

22

#

23

т

24

У

25

i

26

U

27

tA

28

Ф= 12

2

\

&>

1

3

- / " 13

4

14

5

_-/~ 15

6

k

16

7

:•:•:•: 17

8

Ц|ТЦ^ 18

9

- 19

1П

Iи

^--•20

1 4 29 |

I 30 A

31

1 - контур исследуемого региона; 2-10 палеогеографические области: 2 - море, мелкая часть шельфа и прибрежная зона; 3 море мелкое внутреннее, залив, озеро с пониженной соленостью и пресное озеро; 4 - равнина прибрежная, временами заливавшаяся морем; 5 - равнина низменная аккумулятивная; 6 - равнина денудационно-аккумулятивная; 7 - равнина возвышенная; 8 - плато, нагорье; 9 - речные д о л и н ы ; 10 - с м е н а различных географических обстановок в течение века отображается чередованием полос соответствующих цветов; 11-12 - динамика среды и накопления осадка: 11 - главные направления сноса обломочного м а т е р и а л а , 12 - в т о р о с т е п е н н ы е направления сноса обломочного материала; 13 - изопахиты; 14 - границы площадей с разной палеогеографической обстановкой и разными литофациями; 15 границы растительных ассоциаций; 16 газовые залежи; 17-21 - литологический состав осадочных отложений: 17 - песчаные осадки (песчаные и алевритовые осадки составляют свыше 80%), 18 - песчанистые осадки (то же 80-61%), 19 - глинистопесчанистые осадки (то же 60-41%), 20 песчанисто-глинистые осадки (то же 402 1 % ) , 21 - п е с ч а н и с т о - а л е в р и т и с т о глинистые осадки (то же менее 20%); 22-31 растительные а с с о ц и а ц и и : 22 п а п о р о т н и к о в ы е з а р о с л и , преимущественно из древних споровых р а с т е н и й , 23 - п р е и м у щ е с т в е н н о папоротниковые заросли с участием хвойных и гинкговых, 24 - папоротниковые заросли преимущественно из осмундовых, 25 - п л а у н о в и д н ы е на у в л а ж н е н н ы х участках, 26 - хвойные леса в основном из представителей семейства сосновых, 27 -те же леса с участием цикадофитов, 28 - те же леса с участием гинкговых, 29 - те же леса с участием ногоплодниковых, 30 - те же леса с участием древних хвойных растений, 31 гинкговыелеса.

Рис. 2.15. Фрагменты литолого-палеогеографических карт Западно-Сибирской равнины тоарского (а), плинсбахского (б) и геттанг-синемюрского (в) веков (Атлас..., 1974)

93

MM

! 5 6 Э

7

ОБ | 8 АОБ j 9 10

а

11

Область седиментации: 1 - море, мелкая часть шельфа и прибрежная зона; 2 - подводная возвышенность, временами о с у ш а в ш а я с я ; 3 - равнина п р и б р е ж н о - м о р с к а я в зоне неустойчивого положения береговой линии; 4 - дельта; 5 островная часть шельфа; 6 аллювиальная равнина; 7 эстуарий, залив; 8 - озерноболотная равнина; 9 аллювиально-озерно-болотная равнина; 10 - суша; 11 - контур исследуемого региона.

Рис. 2.16. Фрагменты палеогеографических схем надояхского (а), шараповского (б) и зимнего (в) горизонтов (Геологическое строение...,, 2005)

94 алевритово-песчаного материала. На остальной большей части исследуемой территории мегабассейна

в

тоарское

время

осадконакопления

осуществлялось

в

областях

мелководной части шельфа. Эти области в виде полос субмеридиональной ориентировки простирались между прибрежными равнинами, временами заливавшиеся морем. В их пределах накапливались преимущественно алеврито-глинистые осадки (литологические области АлзГлзГЦ, Гла-з.Алз^Пд, Гл^Алз-лПд и ГЛ1.3АЛ3-4) (см. рис. 2.14.). Ёмкостная модель проницаемого комплекса тоарского резервуара разработана на базе аналитических данных фильтрационно-ёмкостных свойств песчаных пластов, интерпретации материалов ГИС, результатов выявленной закономерности их изменения в зависимости от глубины залегания пород и анализа зависимости между толщинами песчаников и толщинами содержащихся в них коллекторов (см. разд. 2.2.4.) (рис. 2.17.). Согласно выполненным исследованиям в песчаных

пластах

проницаемого

комплекса, в зависимости глубины от их залегания, выделяются два типа коллекторов: предполагаемый возможно преимущественно трещинный и гранулярный (поровый). Первый тип коллекторов прогнозируется на больших глубинах залегания пород, свыше 4,5 км. Такие условия их залегания прогнозируются в наиболее прогнутой северной части Надым-Тазовского междуречья, в пределах почти всей территории (за исключением Центрально-Уренгойского мезовала) Большехетской мегасинеклизы и Верхнетанловской мегавпадины Надымской гемисинеклизы. Кроме того, их развитие предполагается в Нижнетазовской мезовпадине. На остальной, большей части рассматриваемой территории прогнозируется развитие гранулярных коллекторов. Ниже приведена их характеристика . Породы-коллектора этого типа развиты повсеместно в западной, южной и восточной частях исследуемого региона. Толщина их изменяется от нескольких до 30 м, наиболее часто от 10 до 20 м (рис, 2.18.). Изменения её значений по площади региона в целом подобно распределению толщин песчаников (см. рис. 2.12.). Наибольшие толщины коллекторов (20-30 м) прогнозируется на пяти зональных участков. Первый и второй из них в виде полос субмеридиональной ориентировки простираются в северо-западной (южное окончание Восточно-Пайхойской моноклизы) и северо-восточной (Тагульский мезомыс и смежные с ним территории) частях рассматриваемого региона. Третья и четвертая

на его юге, в пределах

южных

частей

соответственно Пякупурско-

Ампутинского наклонного мегапрогиба и Среднепурского наклонного мегажелоба и смежных с ним площадей. И последний наименьший участок наибольших толщин коллекторов

выделен

в

центральной

части

региона

в

северной

половине

На больших глубинах предполагается развитие трещинных коллекторов, которые практически не изучены. Поэтому характеристика этого типа коллекторов тоарского и нижележащих резервуаров ни/кней юры не приведена в настоящей работе

95 40

CD

о 30 о ь-

Y=1,981x0534

Ш

с;

о 20 S I

й 10 Q.

О С

ГО X

3

щ

с .о

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Толщина песчаников (м) Рис. 2.17. График зависимости между толщинами песчаников и содержащихся в них толщин коллекторов тоарского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья

96

Г

аь

Из

04

ГЯ5

Рис. 2.18. Карта толщин пород-коллекторов надояхского проницаемого ко

Условные обозначения: 1-7 - границы: 1 -административные, 2 - исследуемого региона, 3 - нефтега надпорядковых структур и структур 0 порядка; 7 - структур I порядка; 8 - скважины; 9 - изопахиты; 10 комплекса глубже4500 м); 11 -территории распространения проницаемого комплекса глубже 5000 м

Тектонические элементы Положительные: Надпорядковые и 0 порядка А - Мессояхсая налонная фяда Структуры I порядка I - Ярудейский мегавыстуи II - Медвежье-Нумгинский наклонный мегавал III - Часельский наклонный мегавал IV - Северный свод Отрицательные: Надпорядковые и 0 порядка А - Большехетская мегасинеклиза В - Надымская гемисинеклиза С - Среднепурский наклонный мегажелоб Структуры I порядка: I - Северо-Тазовская мегавпадина II - Нерутинская мегавпадина III - Тазовский структурный мегазалив IV - Верхнетанловская мегавпадина V - Среднепурский наклонный мегапрогиб VI - Пякопурско-Ампутинский наклонный мегапрогиб Промежуточные структуры: Надпорядковые и 0 порядка А - Зауральская мегамоноклиза В - Красноленинская мегамоноклиза С - Предъенисейская мегамоноклиза D - Южно-Надымская мегамоноклиза Структуры I порядка: I - Долганская мезомоноклиналь II - Восточно-Тазовская мезомоноклиналь III - Воегочно-Пурская мегамоноклиналь IV - Красноселькупская моноклиза V - Северо-Часельская седловина

ШКАЛА ТОЛЩИН, м 25

1 20

Зб Q?

Из

ЕЗэ П ю

11

плекса тоарского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья •носной провинции; 4-распространения резервуара, 5 - Внутренней области и Внешнего пояса, 6 югнозируемые зоны развития трещинных коллекторов (территории распространения проницаемого

97 Среднепуровского наклонного мегапрогиба. Минимальные толщины коллекторов (до 10 м) прогнозируются в крайних северо-западной и северо-восточной участках исследуемой, территории, где они в виде полос простираются вдоль границы выклинивания отложений проницаемого комплекса. На остальной большей части региона прогнозируются толщины коллекторов толщиной 10-20 м. свойства4

Фильтрационно-ёмкостные характеризуются

следующими

коллекторов

проницаемого

комплекса

показателями (рис. 2.19.). Открытая t пористость их

изменяется от 8 до 24%, межзерновая проницаемость - от 0,01х10"3мкм2 до 23,7х10"3мкм2. Наиболее часто первый параметр изменяется в интервале от 10 до 15%, менее часто - до 10 и от 15 до 20% и в единичных случаях до 24%. Проницаемость коллекторов в основном характеризуется значениями от 0,1х10"3 мкм" до 1x10 З мкм 2 , реже - от 0,01х10 3 мкм 2 до 0,1x10" мкм" и еще реже - от 1x10" мкм" до 10x10" мкм~. Существует определенная зависимость между значениями открытой пористости-и.проницаемости. Применительно к рассматриваемому резервуару с увеличением пористости отмечается незначительное увеличение проницаемости (рис. 2.20.). Фильтрационно-ёмкостные свойства коллекторов отдельных песчаных пластов проницаемого комплекса изучены недостаточно. Имеющиеся материалы по отдельным пластам приведены на таблице 2.8. Таблица 2.8. Фильтрационно-ёмкостные свойства песчаных пластов проницаемого комплекса тоарского резервуара Песчаные

Фильтрационно-ёмкостные свойства коллекторов Открытая пористость (%)

Межзерновая проницаемость (1х10"3мкм2)

ю14

8 - 15,3

до 3,1

Ю15

8-12,7

до 6,3

ю16

8 - 12,0

до 0,68

пласты

В целом гранулярные коллекторы проницаемого комплекса характеризуются пониженной пористостью и низкой проницаемостью. Качество проницаемого комплекса тоарского резервуара, как уже отмечалось выше (см. раздел 2.2.3), оценивалось одним наиболее важным параметром - толщиной 1

коллекторов. В зависимости от значений этого показателя выделяются земли высокого, среднего и пониженного качества. Прогнозируемые зоны распространения возможно преимущественно

трещинных

коллекторов

оценивались

категорией

пониженного

качества. Согласно приведенного методического подхода на исследуемой территории

98 %

Открытая пористость, (%) п=565

20 16 12 8

0 8

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

Межзерновая проницаемость, 1*103 мкм2 о/0 п=329 75

0,01-0,1 0,1-1,0

1-10

10-100

100-1000

Рис. 2.19. Графики распределения открытой пористости (А) и проницаемости (Б) песчаников тоарского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья

12

14

16

Открытая пористость (%) Рис. 2.20. График зависимости между пористостью и проницаемостью песчаников тоарского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья

18

100 выделяются земли высокого, среднего и пониженного качества проницаемого комплекса. Земли

с высоким

качеством

проницаемого

комплекса имеют

ограниченное

распространение на исследуемой территории. Они прогнозируются на пяти выше описанных участках, в которых предполагаются максимальные толщины коллекторов (2030 м). Один из них расположен в северо-западной части региона, второй - в северо­ восточной, третья и четвертый - в южной и последний, наименьший по площади, - в центральной (рис. 2.21.). Земли с пониженным качеством проницаемого комплекса предполагаются в северной, наиболее погруженной его части, где прогнозируются распространение возможно преимущественно трещинных коллекторов. Они охватывают почти всю территорию Большехетской мегасинеклизы, Верхнетанловскую мегавпадину и Нижнетазовскую мезовпадину. Кроме этого они прогнозируются на ограниченных по площади участках, расположенных

вдоль контуров выклинивания отложений. На

остальной большей части исследуемого региона распространены земли со средним качеством проницаемого комплекса. Лайдинский флюидоупор Лайдинский флюидоупор тоарского регионального резервуара (середина нижнего средней

верхнего

аалена,

лайдинский

горизонт)

представлен

преимущественно

глинистыми отложениями верхней части верхнекотухтинской подсвиты и ее возрастных аналогов (верхняя часть верхнехудосейской подсвиты и лайдинской свиты), которые пользуются почти повсеместным распространением на территории рассматриваемого региона (см. рис. 1.7.). Лишь в окраинных северо-восточной и северо-западной его частях они отсутствуют. Толщины флюидоупора изменяются от 20 до 135 м, наиболее часто - от 60 до 80 м. (рис. 2.22.). Максимальные её значения (100-135 м) прогнозируются преимущественно в северо-западной

части

региона,

в

наиболее

прогнутых

частях

Большехетской

мегасинеклизы и смежной с ней участками Среднепуровского наклонного мегапрогиба. Кроме

того,

они развиты

Красноселькупской

на ограниченной

моноклизы.

Минимальные

площади толщины

его востока флюидоупора

в

пределах (30-50 м)

прогнозируются в восточной и юго-западной частях исследуемой территории, в пределах соответственно почти все площади Внешнего пояса и юго-западного окончания ЮжноНадымской

мегамоноклизы.

На остальной

существенно

большей

части

региона

предполагаются толщины флюидоупора в интервале от 50 до 100 м. Следовательно, толщина флюидоупора на рассматриваемой территории изменяется в интервале, обычно свойственном экранам высокого качества.

101

ЕЗЬ И12 ЕЕЗз Р^4

5

Нб

Рис. 2.21. Карта оценки качества надояхского проницаемого комплекс Условные обозначения: 1-7 - границы: 1 -административные, 2 - исследуемого региона, 3 - нефтегг надпорядковых структур и структур 0 порядка; 7 - структур I порядка; 8 - скважины; 9 -11 - области области отсутствия проницаемого комплекса

Тектонические элементы Положительные: Надпорядковые и 0 порядка А - Мессояхсая налонная фяда Структуры I порядка I - Ярудейский мегавыступ II - Медвежье-Нумгинский наклонный мегавал III - Часельский наклонный мегавал IV - Северный свод Отрицательные: Надпорядковые и 0 порядка А - Большехетская мегасинеклиза В - Надымская гемисинеклиза С - Среднепурский наклонный мегажелоб Структуры I порядка: I - Северо-Тазовская мегавпадина II - Нерутинская мегавпадина III - Тазовский структурный мегазалив IV - Верхнетанловская мегавпадина V - Среднепурский наклонный мегапрогиб VI - Пякупурско-Ампутинский наклонный мегапрогиб Промежуточные структуры: Надпорядковые и 0 порядка А - Зауральская мегамоноклиза В - Красноленинская мегамоноклиза С - Предъенисейская мегамоноклиза D - Южно-Надымская мегамоноклиза Структуры I порядка: I - Долганская мезомоноклиналь II - Восточно-Тазовская мезомоноклиналь III - Восточно-Пурская мегамоноклиналь IV - Красноселькупская моноклиза V - Северо-Часельская седловина

^ 7 СЗб

10

11

12

тоарского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья •носной провинции; 4-распространения резервуара, 5 - Внутренней области и Внешнего пояса,6 «личного качества проницаемого комплекса: 9 - высокого, 10 - среднего, 11 - пониженного; 12 -

102

EDl

02

03

04

05

06

07

08

0с

Рис. 2.22. Карта качества лайдинского флюидоупора тоарс Составили: Нехг 1 - скважины; 2-7 - границы : 2 - распространения юрского комплекса, 3 - распространения pernoi административные, 7 - исследуемого региона; 8 - изопахиты флюидоупора (м), 9 - изолинии содерж Внутренней области , 11 - надпорядковых и 0 порядка, 12-1 порядка; 13-16 - области разного качес резервуара.

Тектонические элементы Положительные: Надпорядковые и 0 порядка А - Мессояхсая налонная 1ряда Структуры 1 порядка I - Ярудейский мегавыступ II - Медвежье-Нумгинский наклонный мегавал III - Часельский наклонный мегавал IV - Северный свод Отрицательные: Надпорядковые и 0 порядка А - Большехетская мегасинеклиза В - Надымская гемисинеклиза С - Среднепурский наклонный мегажелоб Структуры I порядка: I - Северо-Тазовская мегавпадина II - Нерутинская мегавпадина III - Тазовский структурный мегазалив IV - Верхнетанловская мегавпадина V - Среднепурский наклонный мегапрогиб VI - Пякупурско-Ампутинский наклонный мегапрогиб Промежуточные структуры: Надпорядковые и 0 порядка А - Зауральская мегамоноклиза В - Красноленинская мегамоноклиза С - Предъенисейская мегамоноклиза D - Южно-Надымская мегамоноклиза Структуры I порядка: I - Долганская мезомоноклиналь II - Восточно-Тазовская мезомоноклиналь III - Воегочно-Пурская мегамоноклиналь IV - Красноселькунская моноклиза V - Северо-Часельская седловина

И

1 0

11

СЭ G3i2

13

14

15

16

17

эго регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья шА.Ю., Шемин Г.Г. ального резервуара, 4 - областей разного качества флюидоупора, 5 - нефтегазоносных областей, 6 ния песчаников в флюидоупоре (%); 10-12 - контуры тектонических элементов: 10 - Внешнего пояса и за флюидоупора: 13 - высокого, 14 - среднего, 15 - пониженного, 16 - низкого; 17 - области отсутствия

103 Разрез флюидоупора представлен аргиллитами серыми, темно-серыми, прослоями до

черных,

углистыми,

тонкогоризонтальнослоистыми,

в

разной редко

степени

алевритистыми,

массивными,

волнистолинзовиднослоистыми.

Участками

отмечено переслаивание аргиллитов с серыми алевролитами. Текстуры их волнистолинзо видные, иногда косослоистые, нарушенные следами оползания осадков, следами размыва аргиллитовых

слойков.

Минералогический

состав

глинистого

вещества

обычно

двухкомпонентный. Основную часть его составляет гидрослюда (80-85%), меньшую хлорит (15-20%) (Геолого-геохимическое..., Кн. 3, 1998, ф.; Шемин и др., 2001). Экранирующие свойства флюидоупора в значительной мере зависят от содержания в нём песчаных и алевролитовых прослоев. Чем более песчанистый разрез флюидоупора, тем ниже его качество. Прослои песчаников в разрезе флюидоупора обычно имеют толщины от 0.5-1 м до 10-15 м. Породы преимущественно серые, коричневато-серые, средпесцементированные, мелкозернистые с прерывистой волнистолинзовидной и мелкой косой слоистостью. Содержание песчаников в разрезе флюидоупора различное - от 5 до 60%. В зависимости от значений этого показателя выделяются шесть типов разреза флюидоупора, которые неравномерно распределены по площади (см. рис. 2.22.). Флюидоупоры

первого литологического

типа, в

которых

доля песчаников

колеблется от 5 до 10%, развиты на трех различных по площади участках. Меньший из них охватывает центральную, наиболее прогнутую часть Нерутинской мегавпадины. Второй, чуть больший по размерам, занимает прогнутую

часть

Верхнетанловской

мегавпадины. Третий расположен на востоке региона, где в виде узкой меридиональновытянутой полосы на её востоке, простирается от Северо-Тазовской мегавпадины до Восточно-Пурской мегамоноклинали. Второй литологический тип разрезов флюидоупоров (содержание песчаников 1020 %) фиксируется в двух вытянутых зонах и на локальном участке. Первая зона расположена на северо-западе региона. Она охватывает западные участки Большехетской мегасинеклизы

и

Верхнетанловской

мегавпадины,

северную

часть

Надымской

гемисинеклизы и южное окончание Ярудейский мегавыступ. Вторая зона расположена на востоке, окаймляя территории со вторым типом разреза резервуара. Локальный участок с третьим литологическим типом разреза флюидоупора расположен в западной части Среднепурского наклонного мегапрогиба. В целом на рассматриваемой территории наиболее широко распространены флюидоупоры с повышенным содержанием песчанистого материала (третий, четвертый и пятый литологические типы). Они представлены тремя зонами. Первая расположена на северо-западе района, северо-западнее первого и второго типа флюидоупоров (Медвежье-

104 Нумгинский наклонный мегавал и северная часть Ярудейского мегавыступа). В ней распространен третий, четвертый и пятый типы разреза флюидоупора соответственно с содержанием песчаника от 20 до 30 %, от 30 до 40% и от 40 до 60%. Вторая, наиболее обширная зона, охватывает центральную и юго-западную части рассматриваемой территории. Она протягивается в субмеридиональном направлении от Мессояхской наклонной гряды до Надымской гемисинеклизы и Южно-Надымской мегамоноклизы. По мере продвижения на юг она расширяется с 120 до 420-450 км. В этой зоне в основном преобладают

третий и четвертый литологический типы разреза

флюидоупора с содержанием песчаника от 20 до 30 % и от 30 до 40% соответственно. В третьей зоне, протягивающей в виде широкой полосой с севера на юг вдоль восточного контура выклинивания отложений флюидоупора, распространены только третий и четвертый литологические типы разреза флюидоупора (см. рис. 2.22.). Отмеченная

характеристика

свидетельствует о том, что в его

лито логического

состава

строении повсеместно

флюидоупора

присутствуют

прослои

песчаников. Особенно значительно он опесчанен в северо-западной, юго-западной, восточной и центральной частях региона. В этих районах значительно снижены экранирующие свойства флюидоупора на отмеченной территории. Качество лайдинского

флюидоупора в пределах Надым-Тазовского междуречья

оценено на основании приведенных выше материалов. Они позволяют выделить зоны различного качества флюидоупора - от низкого до среднего. Их распределение по площади почти полностью соответствует выше описанной зональности литологического состава флюидоупора, поскольку этот параметр в основном определяет его качество. Земли со средним качеством экрана фиксируется в двух полосовидных зонах и на одном локальном участке. Первая зона, имеющая коленообразное очертание, расположена на северо-западе

региона, охватывая западную

и северную

части

соответственно

Большехетской мегасинеклизы и Надымской гемисинеклизы и частично Ярудейский мегавыступ. Вторая зона находится на востоке региона, где она в субмеридиональном направлении простирается от Северо-Тазовской мегавпадины до южной части ВосточноПурской мегамоноклинали. Локальный участок распространения земель со средним качеством экрана расположен в западной части Среднепурского наклонного мегапрогиба. Земли с пониженным и низким качеством лайдинского флюидоупора наиболее широко распространены в регионе. Выделяется совпадающие флюидоупоров.

с распространением третьего,

три таких зоны, территориально

четвертого

и пятого типов разрезов

Первая расположена на его северо-западе

(Медвежье-Нумгинский

наклонный мегавал и северная часть Ярудейского мегавыступа). Вторая, наиболее

105 обширная зона, простирается от Мессояхской наклонной гряды до Надымской гемисинеклизы и Южно-Надымской мегамоноклизы. И третья зона простирается> в виде широкой* полосы с севера на юг вдоль восточной линии выклинивания отложений флюидоупора (см. рис. 2.22.). Оценка качества тоарского резервуара в целом; Оценка качества тоарского резервуара в целом осуществлена на базе оценок его составных частей; надояхского проницаемого комплекса и лайдинского флюидоупора в соответствии с выше описапнымметодическим подходом (см. раздел 2.2.3, табл. 2.4.). Тоарский резервуар в Надым-Тазовском междуречье характеризуется различным качеством: высоким, средним, пониженным и низким (рис. 2^23.). Земли с высоким качеством резервуара имеют весьма ограниченное распространение. Они в виде: двух ограниченных площади участков развиты в северо-западной* (северная: часть МедвежьеНумгинского наклонного мегавала)

и северо-восточной- (северная часть Северо-

Часельской седловин) частях региона. Земли со среднем качеством: резервуара более широко распространены, чем выше описанные. Наиболее обширная зона их развития отмечается в восточной' части региона, где она в виде полосы субмеридиональной ориентировки простирается от северного окончания: Северо-Часельской седловины до центральной части Зосточно-Пурской мегамоноклинали. Более ограниченные по площади участки, этих земель выделены в северо-западной и южной частях региона. В первом, случае выделяются два таких участка. Один из них огибает земли более высокого качества резервуара, а второй в виде полосы, субширотной ориентировки простирается от Ярудейского мегавыступа до восточного окончания Верхнетанловской мегавпадины. В южной части региона также прогнозируются два участка земель среднего качества резервуара. Один из них охватывает центральную часть Пякопурско-Ампутинского наклонного мегапрогиба и смежных с ним площадей; Второй выделен в южной половине Среднепуровского наклонного мегажелоба. Земли с низким качеством

резервуара

распространены в виде трех субмеридионально ориентированных полос вдоль западного и восточного контуров выклинивания отложений резервуар, а также в центральной части Большехетской мегасинеклизы. На остальной большей части региона распространены земли пониженного качества резервуара. Выводы Таким образом, тоарский региональный резервуар пользуется почти повсеместным распространением в Надым-Тазовском междуречье. Толщина его изменяется от 50 до 340 м, а глубина залегания - от минус 1720 до минус 5500 м. Максимальные, их значения отмечаются в северной части региона, в западном, южном и восточном направлениях они

106 относительно постепенно уменьшаются. Цитологический состав резервуара, как по разрезу, так и по площади весьма разнообразен. Содержание песчаников изменяется от 10-20 до 80 %. Наиболее опесчанен разрез в южной части исследуемой территории. В северном и особенно в северо-восточном направлениях содержание песчаников в резервуаре сокращается до минимальных показателей. Проницаемый

комплекс

резервуара

сложен

циклически

чередующимися

алевролитами и песчаниками с пакетами и прослоями углисто-глинисто-алевролитовых пород. В его составе выделяют две пачки циклического строения kth - 4, kth — 5 и нижняя часть (песчаный пласт) циклопачки kth - 6, в основании которых залегают региональновыдержанные

пласты

кальцитизированы.

Ю16-Ю14.

Обломочный

Породы

материал

участками

сидеритизированы

полуокатанной

и

угловатой

и

формы,

характеризуется средней, реже хорошей степенью сортировки. По составу песчаники относятся к полевошпатово-граувакково-кварцевым, реже - к кварцево-граувакковым и граувакково-кварцевым. Состав цемента их карбонатный, глинисто-карбонатный и глинистый. Толщина проницаемого комплекса изменяется от нескольких до 240 м, толщина содержащихся в нем песчаников - от нескольких до ПО м. Распределение их значений по площади региона несколько отличается от распределения толщин резервуара в целом. Наибольшие их значения отмечаются в северной части региона, средние - на востоке и наименьшие - в западной, юго-западной и южной. Толщины проницаемого комплекса в значительной мере определяют толщины песчаников, а глубина залегания последних не влияет на их толщины. Условия

формирования

отложений

проницаемого

комплекса

резервуара

представляются по-разному. По мнению автора, в исследуемый регион наиболее интенсивно поступал алевритово-песчаный материал с восточной и юго-западной областей сноса, а значительно меньше - с западной Приуральской. Это обстоятельство, в значительной мере, предопределило распределение на его территории следующих выделенных

палеогеографических

областей

осадконакопления; равнин низменных

аккумулятивных; равнин прибрежных, временами заливаемые морем и мелководных частей

шельфа.

Они обычно

в виде

полос сложной

формы простирались

в

субмеридиональном направлении. В песчаных пластах проницаемого комплекса выделяются два типа коллекторов: поровый (гранулярный)

и возможно

преимущественно

трещинный. Второй тип

прогнозируется на глубинах свыше 4.5 км, в наиболее прогнутой северной части региона. На остальной большей части его территории развит гранулярный тип коллекторов, характеристики которого приведены ниже.

107 Коллектора проницаемого комплекса развиты повсеместно. Толщина их изменяет­ ся от нескольких до 30 м, наиболее часто от 10 до 20 м. Изменения ее значений по площа­ ди региона в целом подобно распределению толщин'песчаников. Открытая пористость их 3

2

изменяется от 8 до 24 %, межзерновая проницаемость - от 0.01 до 24x10" мкм . Отмечается уменьшение их значений сверху вниз по разрезу. В целом гранулярные коллекторы проницаемого комплекса характеризуются

пониженной пористостью и

низкой проницаемостью. Качество проницаемого комплекса на исследуемой

территории различное:

высокое, среднее и пониженное. Земли с высоким качеством развиты лишь в виде отдельных участков в северо-западной, северо-восточной и южной частях региона. Земли пониженного качества прогнозируются в северной наиболее прогнутой его части. На остальной большей части региона выделены земли со среднем качеством проницаемого комплекса. Флюидоупор резервуара представлен преимущественно глинистыми отложениями верхнекотухтинской подсвиты и ее аналогами, которые пользуются почти повсеместным распространением. Его толщина изменяется от 20 до 135 м, наиболее часто - от 60 до 80 м, т.е. ее значения соответствует экранам высокого качества. Разрез

флюидоупора

сложен

углистыми

аргиллитами,

в разной

степени

алевритистыми с прослоями песчаников. Минералогический состав глин обычно двухкомпонентный: гидрослюда (80-85 %) и хлорит (15-20 %). Экранирующие свойства флюидоупора в значительной мере зависят от содержания песчаных и алевролитовых прослоев, количество которых различное - от 5-7 до 60 %. В зависимости от содержания песчаников выделяются пять типов разрезов флюидоупоров, которые в виде полос преимущественно субмеридиональной ориентировки распространены на исследуемой территории. Качество флюидоупора в пределах рассматриваемого региона различное: среднее, пониженное и низкое. Земли со средним качеством флюидоупора прогнозируются на ограниченной территории в двух полосовидных зонах. Первая, имеющая коленообразное очертание, расположена на северо-западе региона, вторая - на его востоке. Земли с пониженным и низким качеством распространены на остальной большей части региона. Тоарский резервуар в целом на исследуемой территории характеризуется высоким, среднем, пониженным и низким качеством. Земли с высоким и среднем качеством резервуара имеют ограниченное распространение. Наиболее обширная зона их развития отмечается в восточной части региона, где она в виде полосы субмеридиональной ориентировки простирается от северного окончания Северо-Часельской седловины до

108 центральной части Восточно-Пурской мегамоноклиналн. Более ограниченные участки этих земель выделены в северо-западной

и южной 1 частях региона. Земли с низким

качеством резервуара распространены в виде трех субмеридионально ориентированных полос вдоль западного и восточного контуров выклинивания отложений, резервуара, а также в центральной части Болыдехетской мегасинеклизы. На остальной (большей части) региона распространены земли пониженного качества резервуара.

2.3.3. Плиисбахский региональный резервуар Общая характеристика резервуара Плиисбахский региональный резервуар (верхняя часть верхнего плинсбаха нижняя часть нижнего тоара, шараповский и китербютский горизонты) представлен песчано-алеврито-глинистыми породами нижнекотухтинской подсвиты и ее возрастных аналогов

(нижнехудосейская

подсвита,

китербютская

и

шараповская

свиты),

пользующимися широким распространением на территории исследуемого- региона. Отсутствуют отложения резервуара в пределах Комсомольского выступа фундамента (Северный свод и прилегающие к нему участки) и в окраинных северо-западной, северо­ восточной и юго-восточной частях региона. Толщина резервуара изменяется в пределах от 50 до 400 м, обычно от 200 до 300 м. Наименьшие ее значения- (50-200 м) отмечаются в трех зонах. Первая расположена на северо-западе района, в зоне выклинивания резервуара; вторая простирается вдоль восточной границы выклинивания отложений, расширяясь с севера на юг, и третья занимает всю

юго-западную

его

часть,

в том

числе

участки,

примыкающие к

Комсомольскому выступу. К центральным и северным частям региона отмечается относительное увеличение толщин резервуара до 200-300 м. Максимальной толщины (300-400 м) резервуар достигает в западной части Большехетской мегасинеклизы. Глубина залегания кровли резервуара изменяется от минус 2200 до*минус 5750 м. Максимально погружена она в Большехетской мегасинеклизе. В восточном, западном и южном направлениях от этой структуры фиксируется постепенное её воздымание. Минимальные

её

глубины

отмечаются

на

крайнем

северо-западе

(Ярудейский

мегавыступ) и востоке (в пределах Предъенисейской мегамоноклизы). На большей части территории кровля резервуара фиксируется на глубинах от минус 3800 до минус 4600 м. Разрез резервуара сложен чередованием пластов песчаников и алевролитов, с пачками и прослоями глинисто-алевролитовых

пород, тонкослоистых и массивных

аргиллитов. В его нижней и средней частях выделены три пачки циклического строения (kth-1, kth-2 и частично kth-З) толщиной от 30 до 130 м, перекрытых глинистыми

109 отложениями китербютского горизонта (верхняя часть пачки kth-З) (см. рис. 1.7.). В основание

каждой

циклопачки

обычно

залегают

пласты

песчаников,

имеющих

региональное распространение, а в верхней и средней её частях среди

углисто-

алевролито-глинистых пород присутствуют пласты песчаников, имеющих локальное и зональное развитие. Литологический состав резервуара разнообразен, как по разрезу, так и по площади. Содержание песчаников в разрезе изменяется от 15-20 до 80%. Наиболее опесчанен резервуар в юго-восточной части региона (Восточно-Пурская мегамоноклиналь, югозападные районы Красноселькупской моноклизы), на его северо-западе и северо-востоке, вблизи

контура

выклинивания

резервуара

(Ярудейский

мегавыступ,

Медвежье-

Нумгинский наклонный мегавал, Тогульский мезомыс) и на окраинах Комсомольского выступа фундамента. В северном направлении содержание песчаников постепенно сокращается, достигая своего минимума (15-20%) в пределах Надымской гемисинеклизы и Болыпехетской мегасинеклизы. В центральной части региона количество песчаников в разрезе резервуара обычно составляет 20-45%. Плинсбахский региональный резервуар, как уже отмечалось ранее (см. раздел 1), состоит из шараповского проницаемого комплекса и перекрывающий его китербютского флюидоупора. Ниже приведена их характеристика. Шараповский проницаемый

комплекс

Шараповский проницаемый комплекс плинсбахского регионального

резервуара

(верхняя часть верхнего плинсбаха, шараповский горизонт) сложен глинисто-алевритовопесчаными отложениями нижней и средней частей нижнекотухтинской подсвиты и ее возрастных

аналогов

(нижняя и

средняя

части

нижнехудосейской

подсвиты

и

шараповская свита), которые распространены на большей части территории региона. Отсутствуют он в пределах

Комсомольского выступа фундамента (Северный свод и

прилегающие к нему участки), на северо-западе (Зауральская мегамоноклиза), северовостоке и юго-востоке (Предъенисейская мегамоноклиза) региона (рис. 2.24.). Толщина проницаемого комплекса изменяется от нескольких до 310 м. Характер распределения её значений несколько отличается от распространения толщин резервуара в целом. Наибольшие её значения прогнозируются в северной и в центральной частях региона, средние - на западе, востоке и юге и наименьшие показатели - в северо­ западной, юго-западной и восточных его частях. Максимальные толщины (220-320 м) охватывают весь север, северо-восток и центральную часть региона (Большехетская мегасинеклиза,

Северо-Тазовская

и

Верхне-Танловская

мегавпадины,

Центрально-

Уренгойский мезовал, Ягенеттинская мезовпадина, северные части Среднепурского

по

ш

4овый Порт

О ' Самбург

Ныда

А II

HOGL.'и Уренгой

®

®\ Надым \

IV

D .0

оибрьск

®

EZ3i Ш\2 И з Е3
-

I

§

•y*

•

R=0,74 i

2000

3000

4000

5000

Кровля проницаемого комплекса, абс. глубины (м)

160 •

140 120 ш о Ь£

S I СО

т о i S

• •

80

• •

60

* у=6Е-0,5х ^>^-

•

• •

ty • •

1

3" 40 С о

•

\

100

CD

с 2

•

•

•* ^

^

•

^

•

20 •

0

2000

3000

R=0,5

4000

5000

Кровля проницаемого комплекса, абс. глубины (м)

Рис. 2.25. Графики зависимости между глубинами залегания и толщинами шараповского проницаемого комплекса (А), глубинами залегания и толщинами песчаников шараповского проницаемого комплекса (Б)

ч 114 порового каолинита, прослои пород с практически бесцементным сочленением обломков. Уровни интенсивной кальцитизации (от 15 до 45-50%) редки. Суммарная толщина песчаников проницаемого комплекса в Надым-Тазовском междуречье изменяется от нескольких до 150 м, обычно она составляет 60-100 м. Распределение её значений по площади региона сходно с распределением толщин проницаемого комплекса в целом. Отличается только меньшей контрастностью перепадов толщин и тем, что максимальные толщины песчаников расположены в более северных частях региона (рис. 2.26.). Наибольшие значения толщин песчаников (100-150) метров отмечаются в трех зонах расположенных в линейно-вытянутой полосе северо-западной ориентировки. Первая из них, наиболее обширная, расположена на севере региона (Северо-Тазовская

мегавпадина,

западные

районы

Болынехетской

мегасинеклизы,

Нерутинская мегавпадина). Вторая находится в центральной части, охватывая северное окончание Среднепурского наклонного мегапрогиба и южные участки Болынехетской мегасинеклизы, а также Центрально-Уренгойского мезовала. Третья расположена на юговостоке региона, в пределах западной части Красноселькупской моноклизы. Вокруг этих зон расположена обширная территория, где толщины песчаников составляют 60-100 м. Минимальные показатели толщин песчаников (от 10 до 60 м) широко развиты на западе и юго-западе региона (Ярудейский мезовыступ, западная часть Надымской гемисинеклизы, большая часть Южно-Надымской гемисинеклизы, окраинные участки Комсомольского выступа), а также на его юго-востоке (южные части Восточно-Пурской мегамоноклиналп и Красноселькупской моноклизы) и востоке (Предъенисейская мегамоноклиза, ВосточноТазовская мезомоноклиналь и север Красноселькупской моноклизы). Автором выявлена значительная зависимость песчаников от толщин проницаемого комплекса (рис. 2.27А.). Как видно из рисунка коэффициент корреляции составляет R=0,85. Далее более детально рассмотрим вещественный состав и строение регионально выраженных песчаных пластов. Песчаный пласт Ю17 залегает в кровле проницаемого горизонта, в нижней части циклопачки

kth-З, пользуется таким же распространением на территории Надым-

Тазовского междуречья,

как и проницаемый комплекс в целом. Толщина пласта

изменяется от нескольких до 55 м. Максимальные его толщины зафиксированы в северной части Южно-Красноселькупского мезовыступа и в северо-восточной части Южно-Надымской

мегамоноклизы. На большей части рассматриваемой территории

толщины пласта колеблются от 15 до 30 м.

115

С

СП 2

s^3

4 Г 45

Рис. 2.26. Фрагмент "Карты толщин песчаников шараповского проницаемого компл (Надым-Тазов

Редактор А.Э. Конторович; зам. редактора: С Ю . Беляев, В.А. Конторович, В.О. Крас А.А.Конторович, В.А.Конторович, А.Э.Конторович, В.О.Красавчиков, В.А.Кринин, Д.В.Ю Условные обозначения: 1-7 - границы: 1 -административные, 2 - исследуемого региона, 3 - нефт< 6 - надпорядковых структур и структур 0 порядка

Тектонические элементы Положительные: Надпорядковые и 0 порядка А - Мессояхсая налонная гряда Структуры I порядка I - Ярудейский мегавыступ II - Медвежье-Нумгинский наклонный мегавал III - Часельский наклонный мегавал IV - Северный свод Отрицательные: Надпорядковые и 0 порядка А - Большехетская мегасинеклиза В - Надымская гемисинеклиза С - Среднепурский наклонный мегажелоб Структуры I порядка: I - Северо-Тазовская мегавпадина II - Нерутинская мегавпадина III - Тазовский структурный мегазалив IV - Верхнетанловская мегавпадина V - Среднепурский наклонный мегапрогиб VI - Пякупурско-Ампутинский наклонный мегапрогиб Промежуточные структуры: Надпорядковые и 0 порядка А - Зауральская мегамоноклиза В - Красноленинская мегамоноклиза С - Предъенисейская мегамоноклиза D - Южно-Надымская мегамоноклиза Структуры I порядка: I - Долганская мезомоноклиналь II - Восточно-Тазовская мезомоноклиналь III - Восточно-Пурская мегамоноклиналь IV - Красноселькупская моноклиза V - Северо-Часельская седловина ШКАЛА ТОЛЩИН, м

120

юо

ESb Q? 0 s

Из

жса плинсбахского регионального резервуара севера Западно-Сибирской НГП", 2002 г кое междуречье) шпиков, ГГ. Шемин; Составили: А.Л.Бензель, С.Ю.Беляев, ГФ.Букреева, А.В.Истомин, сяков, С.П.Кузьмин, П.С.Лапин, А.Ю.Нехаев, В.А.Шарикова, Н.А.Щекочихина, Г.Г.Шемин "азоносной провинции; 4-распространения резервуара, 5 - Внутренней области и Внешнего пояса, 7 - структур I порядка; 8 - скважины; 9 - изопахиты

\

116 A

160 140 120

m О X

100

со

5

80

CD rz

CO

3

60

c;

£

40 20 0 100 150 200 250 Толщина проницаемого комплекса (м)

350

25 m О О.

I

20

О)

с. с; о

о. о с со

15

у=0,712х°

10

з-

I

R=0,55 0

20

40

60

80

100

120

140

Толщина песчаников (м) Рис. 2.27. Графики зависимости между толщинами: проницаемого комплекса и со­ держащихся в нём песчаников (А), песчаников и содержащихся в них коллекторов (Б) плинсбахского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья

117 Пласт обычно сложен песчаниками и преимущественно песчаниками с тонкими прослоями алевролитов и аргиллитов. Реже он представлен переслаиванием песчаников, алевролитов,

аргиллитов

Песчаники пласта

и углистых

пород

серые, светло-серые,

(Центрально-Уренгойский

иногда с буроватым

мезовал).

оттенком, средне-

мелкозернистыми с прослоями песчанистых алевролитов и темно-серых глинистых алевролитов. На западе и северо-западе региона пласт значительной мере заглинизирован, а на юго-востоке (Предъенисейская мегамоноклиза) полностью замещается алевролитоглинистыми породами. Песчаный пласт IOis приурочен к средней части проницаемого комплекса, к основанию циклопачки kth-2. Распространен

он достаточно широко на исследуемой

территории. На севере региона и в пределах Восточно-Пурской моноклинали пласт значительно заглинизирован. Толщина пласта изменяется от 3-5 до 100 м, наиболее часто от 15 до 30 м. Максимальные значения толщин (до 100 м) отмечаются на северо-востоке Южно-Надымской мегамоноклизы, в средней части Центрально-Уренгойского мезовала и на севере Южно-Красноселькупского

мезовыступа, где пласт «сливается» с другими

песчаными пластами. Пласт характеризуется песчаным или преимущественно песчаным составом. Лишь местами он представлен переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов и реже углистых пород и конгломератов. Песчаники пласта серые, светло-серые, разнозернистые, преимущественно

средне-мелкозернистые,

часто

алевритистые,

массивные

и

тонкослоистые. Песчаный пласт IOig залегает в подошве проницаемого комплекса, в основании циклопачки kth-1 и пользуется широким распространением на территории региона. На западе и местами на севере региона он полностью или частично глинизируется. Толщина пласта изменяется от нескольких до 65 м, наиболее часто от 20 до 45 м. Максимальные его толщины (65 м) отмечаются на северо-востоке Южно-Надымской мегамоноклизы, где объединятся с вышезалегающими песчаными пластами. Также значительные толщины этого пласта развиты на севере рассматриваемого региона. На юго-востоке, в пределах Восточно-Пурской моноклинали пласт иногда отсутствует, возможно, за счет проявления раннекотухтинского перерыва. Строение

пласта

весьма

разнообразное.

Обычно

он

представлен

только

песчаниками, реже переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов. Еще реже в нём присутствуют прослои углистых пород и конгломератов. Последние разности пород обычно залегают в основании пласта. В центральных и северных районах кроме пласта K)i9, участками развиты пласты Ююа, Ю196 и Ю]9В, толщина которых изменяется от 5 до

118 35 м.

Песчаники обычно

серые,

светло-серые,

иногда

с

коричневым

оттенком,

преимущественно средне-мелкозернистые, часто глинистые и алевритистые. На территории исследуемого региона, в зависимости от содержания в разрезе проницаемого комплекса различных литологических компонентов: грубообломочного (ГрО),

песчаного

литологических

(П),

алевритового

областей:

(Ал)

и

преимущественно

глинистого песчаная

(Гл)

выделятся

(П1АЛ4-5ГЛ4-5),

алевритисто-глинистая (П2АЛ3-4ГЛ3-5), песчанисто-алевритисто-глинистая алевритисто-песчанисто-глинистая

(АЛ3-4П3ГЛ3-5)

и

пять

песчано-

(П3АЛ3-4ГЛ3-5),

глинисто-алевритово-песчанистая

(П12-4АЛ2-4П4) (рис. 2.28.). Наиболее песчаная область (П1АЛ4-5ГЛ4-5) распространена на двух локальных участках расположенных в северо-западной (Новопортовская площадь) и юго-восточной (южнее Харампурской скв. 340) частях региона. Песчано-алевритисто-глинистая

литологическая

участках, самый крупный из которых

область

протягивается

в

отмечается

виде

на пяти

субмеридионально-

ориентированной полосы простирающейся от южной границы региона почти до ЮжноРусской скв. 24. Другие несколько меньшие по площади участки простираются вдоль северо-западной и северо-восточной зон выклинивания отложений, а также оконтуривают зону отсутствия отложений проницаемого комплекса резервуара на Комсомольском выступе фундамента. Наиболее широко распространена в Надым-Тазовском междуречье песчанистоалевритисто-глинистая область, охватывая его южную, центральную, северо-западную и северо-восточную части (см. рис. 2.28.). Алевритисто-песчанисто-глинистая

литологическая

область также достаточно

широко развита на рассматриваемой территории, охватывая её наиболее прогнутые северную

и

частично

центральную

части

(Большехетская

мегасинеклиза

и

Верхнетанловская мегавпадиа). Глиписто-алевритово-песчанистая литологическая область развита внутри выше отмеченной алевритисто-песчанисто-глинистой

области

на четырех

небольших

по

площади участков (см. рис. 2.28). Условия представляются

формирования следующими.

отложений

проницаемого

Существуют

несколько

комплекса

резервуара

представлений

о

палеогеографических обстановках их образования (Нестеров и др., 1976; Гурари и др., 1988, 2005; Девятое, Казаков, 1991; Бородкин и др., 1996; Шурыпга и др., 2000). Кратко рассмотрим два наиболее обоснованных из них. На литолого-палеогеографическои карте плинсбахского века, составленной коллективом авторов под редакцией И.И. Нестерова

119

.Цитологические области

• • • •

Гл 2 . 4 Ал 7 _,П 4

З-Ярротинская

•

П,Ал 4 ,Гл 4 . 5 -

г.. новоТТорто^ркая ' 081

П,Ал„Гг

нреимущественно песчаная

;lSo

JHOB/Й ЙЛ>Т/

i «/з/о>

ПгАл,_,Гл„ несчано-алевритистоглинистая

Верхнереченская С.-Уренгойская 436

Сюнай-Салин^кая

4J

П,АлмГл,.5 - песчанистоалевритисто-глинистая

501, Ень-Яхинская

Яр-Сале
С;

Ал,_,П,Гл2.5 - алевритистопесчанисто-глинистая

1

706

Ныда

СамбурпЬая

\Л£йвйтская 80

Гл,_,Ал,_,П4 - глинистоалевритисто-песчанисч ая

Южн о-Яр)/№^сказ

Кушелевская 32» Медвежья!

Уренгойская 282

область отсутствия отложений плинсбахского регионального резервуара;

Новый Уренгой^Ф Юбилейная

Тюменская^ СГ-6\

•200

Х-*АлыП4

Г л , П 2 А л 3 У 5 - индексы литологических областей, определенные по содержанию литологических компонентов разреза:

Самюродская 69

Алз.

71

П - песчаная;

С-ГуотЦнская .58'

Средненадымская

А л - алевритовая; Гл - глинистая; Г р О - грубообломочная;

Семиег омиеганская 126

П,

У - углеродистая

131

Содержание компонентов, % I - 100-76; 2-75-51; 3-50-26; 4-25-11; 5-10-1; 6-0,9-0,1.

АйвасеАвдуЬрвакая

V

\^

\

ф

Харам

V Сугмутфая 423

< ^

.О Г

Иох 50

N

210 • З-Новогодняя

(D Ноябрьск

0 i

423

•

1

20 i

•

40

60 км

..-" О-

i—i—1—i—i

2 \^^3 Е ^ 4

5 , •• " 6

С

7 "... 8

. ." 9

•. ~

Рис. 2.28. Карта вещественного состава проницаемого комплекса ш Составили: A.I 1 - скважины; 2- скважины, с приведенными литологическим колонками типовых разрезов; 3-6 - гра резервуара, 5 - литологических областей, 6 - административные; 7 - район исследований; 8-20 песчаники алевритистые и алевритовые, 11 - песчаники глинистые и алевритистые, 12 - песчаникк песчанистые, 16 - алевролиты, 17- алевролиты глинистые, 18 - глины алевритистые, 19 - глины (арги

Литологические колонки типовых разрезов П,Ал4ЛГл4

П,АлмГл,. Харампурская скв. 340 10.0

Новопортовская скв.108 \ 1,7 15.3

13.3

. .

32,2 П - 75.2 Ал-15,8 ч п ГрО-7,1 Гл -1,9

10,0

66,7

П - 70,9 Ал-19,3 Гл - 9,8

45 8

ПДп.Гл,

П, А л , Г р 0 5 Г л в

П,Ал,Тл, Средненады мекая скв. 71 6,/ 8,1 11.5 13.7

Z.Z.Z —

.

П - 42,3 Ал-31,6 Гл - 25.1 10.4 У - 1,0

4£

Светлогорская скв. 308 ^ И - Ь,6 v 4|2 14,8 9.2 8,5 П - 45.8 14,1 Ал-30.4 1.1.! 120 Гл - 23.0 У - 0.8

•^Ш

ZTZTZ

_ —_ —

.

31,5

31.7

ПзАл^л.У,,

П,Ал,Гл 4 У в

ГлмАлмП4

Ал,.П 3-4" ' 3 ЗГл "2-5 1

Ень-Яхинская скв. 501

Надымская скв. 7

ш

5,1 47,0

—

19.4 П - 37.9 Ал- 33.3 '6.6 Гл -28.6 У - 0.2

_ •

Гл г Ал 4 П„У в

Ал,П,Гл3У,

А. I

П, Ал. Гл.

EZ" 11 '.—' 12

._7 13

14 Г Г ~ 15 -_-_Г 16 " _ ~ 17 ZTZ.- 18

_

19

Гл -56.6 Ал-22.1 ' 7 8 П - 20.5 ' 3 3 У - 0.8 10.2 6,6 9.6 10.2

б

I 5.8 I Гп - 29.11

- породы и процент их содержания в разрезе, - компаненты и процент их содержания в разрезе, - индексы литологических типов разрезов.

20

нсбахского регионального резервуара Надым-Тазовского междуречья Нехаев, Г.Г.Шемин, |цы: 3 - распространения юрского комплекса, 4 - распространения отложений геттанг-синемюрского •роды в литологических колонках: 8 - песчаники гравелитистые и гравелитовые, 9 - песчаники, 10 пинистые, 13 - алевролито-песчаники, 14 - алевролиты песчанистые, 15 - алевролиты глинистые и иты), 20 - углистые породы.

{

120 (1976), в пределах исследуемого региона приведены следующие палеогеографические области: возвышенной равнины, денудационно-аккумулятивной равнины, низменной аккумулятивной равнины, прибрежной равнины временами заливавшаяся морем и мелководного моря. Первая из них прогнозируется на крайнем северо-востоке региона, вторая - на крайнем северо-западе и юго-востоке, третья на юге, юго-востоке и востоке. В центральной части региона и на западе выделена четвертая палеогеографическая область, где преобладали обстановки прибрежных равнин, временами заливавшихся морем. И лишь на севере, северо-востоке отмечаются две вытянутые субмеридиональные области осадконакопления мелководного

пятого

шельфа,

типа,

в

которых

заливов

и

лагун

чередуются

(см.

рис.

во

2.156.).

времени На

обстановки

более

поздней

палеогеографической схеме этого же времени, предложенной Ф.Г Гурари с соавторами (2005), предполагает более мористые обстановки. На большей части региона ими, выделяется область, мелководного шельфа с зонами развития островов. Лишь на югозападе и юго-востоке обособляются районы развития прибрежно-морских равнин с неустойчивой береговой линией, озерно-болотных и аллювиальных равнин, а на крайнем юго-западе и северо-востоке - суши с отсутствием отложений (см. рис. 2.166.). Автором отложений

не

проводилось

плинсбахского

специальных

регионального

седиментологических

резервуара.

Однако

исследований

приведенные

выше

распределение литологических областей этих отложений больше согласуется с точкой зрения И.И. Нестерова и его соавторов об условиях их формирования. Отмеченные материалы (см. рис. 2.28.) позволяют уточнить распределение по площади региона выделенные ими палеогеографические области. По мнению автора работы, в плинсбахское время на рассматриваемой части Западно-Сибирского мегабассейна наиболее интенсивно поступал алевритово-песчаный материал с

южной и юго-восточной областей сноса и с Комсомольского выступа

фундамента, а меньше всего с юго-западной и западной. Это и предопределило распределение на её территории палеогеографических областей осадконакопления. Возвышенные равнины, в пределах которых в плинсбахское время отложения не накапливались, располагались как по окраинам региона (крайний северо-восток, северозапад и юго-запад), так и в пределах Комсомольского выступа фундамента. К ним прилегают области, где развиты денудационно-аккумулятивные равнины (литологические области П1АЛ4-5ГЛ4-5, П2АЛ3-5ГЛ3.5, П3АЛ3-4ГЛ3-5). На северо-западе в Приуральской части бассейна они имеют ограниченное распространение в виде узкой полосы, а на юговостоке эти равнины имеют достаточно широкое развитие. По направлению к центру региона

денудационно-аккумулятивные

равнины

сменяются

низменными

121 аккумулятивными

равнинами (литологнческая

область

П3АЛ3.4ГЛ3-5). Эти равнины

наиболее широко распространены на юге, юго-востоке и востоке региона, а на северовостоке и северо-западе низменные аккумулятивные равнины представлены в виде узких полос. В центральной, западной и северной частях региона выделена область, где преобладают

обстановки

прибрежных

равнин, временами

заливавшихся

морем

(литологические области П3АЛ3.4ГЛ3-5, АЛ2-3П3П12-5) и лишь на небольших участках на севере и западе районы, в которых чередуются во времени обстановки мелководного шельфа, заливов и лагун (литологнческая область ГЛ2-4АЛ2-4П4) (см. рис. 2.28.). Ёмкостная

модель

проницаемого

комплекса

плинсбахского

резервуара

разработана на базе аналитических данных фильтрационно-ёмкостных свойств песчаных пластов, интерпретации материалов, ГИС, результатов выявленной закономерности их изменений в зависимости от глубины залегания пород и анализа зависимости между толщинами песчаников и содержащихся в них коллекторов (см. рис. 2.27Б.). Согласно

выполненным

исследованиям

в

песчаных

пластах

проницаемого

комплекса, в зависимости от глубины их залегания, выделяются два типа коллекторов: предполагаемый преимущественно трещинный и гранулярный (поровыи). Первый тип коллекторов прогнозируется на больших глубинах залегания пород, свыше 4,5 км. Такие условия их залегания прогнозируются в наиболее прогнутой северной и центральной частях Надым-Тазовского междуречья,

в пределах всей территории Болынехетской

мегасинеклизы, Верхнетанловской мегавпадины и наиболее прогнутых частей Тазовского структурного мегазалива и Среднепурского наклонного мегапрогиба (рис. 2.29.). На остальной,

большей

части

рассматриваемой

территории

прогнозируется

развитие

гранулярного коллектора. Ниже приведена их характеристика. Породы-коллекторы этого типа развиты в западной, южной и восточных частях исследуемого региона. Толщины их колеблются от 5 до 30 м (см. рис 2.29.). Изменения значений толщин пород-коллекторов по площади в целом подобны распределению толщин

песчаников.

Наибольшие

показатели

толщин

коллекторов

(20-30

м)

прогнозируются в пяти, различных по размерам участкам. Первый из них зафиксирован на юге, в пределах Ярайнерско-Етыпуровского мезопрогиба. Второй - в районе ЗападноТаркосалинской площади. Третий, самый значительный

по площади, выделен

в

центральной части региона в пределах Часельского наклонного мегавала и сопредельных с ним районах Северо-Часельской седловины, Тазовского структурного

мегазалива,

Красноселькупской моноклизы, Среднепурского наклонного мегажелоба.

Четвертый

участок располагается на востоке Медвежье-Нумгинского мегавала, а пятый, самый наименьший, на северном окончание Южно-Надымской мегамоноклизы. Минимальные

122

•

i Щ\2 И :

Q*

Рис. 2.29. Карта толщин пород-коллекторов шараповского проницаемого ком Условные обозначения: 1-7 - границы: 1 -административные, 2 - исследуемого региона, 3 - н пояса,6 - надпорядковых структур и структур 0 порядка; 7 - структур I порядка; 8 - скважины; странения проницаемого комплекса глубже 4500 м); 11 - территории распространения проница