Перспективы открытия крупных месторождений нефти и газа в Южно-Карском регионе
В.И.БОГОЯВЛЕНСКИЙ,
д.т.н., заведующий лабораторией «Шельф» ИПНГ РАН, профессор
РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина
vib@pgc.su
И.Д. ПОЛЯКОВА,
д.г-м.н., главный научный сотрудник,
Геологический институт РАН
Проанализированы термобарические и геохимические критерии
нефтегазоносности Западной Арктики
PROSPECTS FOR THE DISCOVERY OF MAJOR OIL AND GAS FIELDS IN THE SOUTH KARA SEA REGION
V. BOGOYAVLENSKY, Oil and Gas Research Institute of the Russian Academy of Science I. POLYAKOVA, Geological Institute of the Russian Academy of Sciences
Analyzed thermobaric and geochemical criterias of oil and gas potential of the Western Arctic
Keywords: collecting and source rocks properties, thermobaric conditions, geochemical characteristics of organic matter, the South Kara sea region
Первоочередным регионом поиска, разведки и освоения нефтегазовых ресурсов северного шельфа России является акватория Западной Арктики (Баренцево, Печорское и Карское моря). Здесь в результате сейсмических исследований и бурения 58 скважин (ФГУП «Арктикморнефтегазраз-ведка») до 2000 г. открыто 16 месторождений, включая уникальные газоконденсатные Штокмановское (1988), Русановское (1989) и Ленинградское (1990) с суммарными запасами и ресурсами газа около 10 трлн м3 (рис. 1). Двадцатилетний этап активных работ в Арктике завершился открытием Баренцево-Карской нефтегазоносной провинции (НГП).
Среди арктических территорий России самым богатым углеводородами (УВ) является Южно-Карский регион, под которым авторы понимают арктические районы Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (НГБ), включая сушу и акваторию Карского моря. Здесь уже сформирована и продолжает активно развиваться база нефтегазовой промышленности России. В административном плане данная территория относится, главным образом, к Ямало-Ненецкому автономному округу (ЯНАО), длительное время обеспечивающему добычу около 90% газа страны (рис. 2) и около 20% мирового потребления газа. ЯНАО является богатейшим ресурсным регионом мира, его потенциал оценивается в 95 трлн м3 газа и свыше 20 млрд т нефти и конденсата. Округу отводится ключевая роль в Энергетической стратегии России с целью выйти к 2020 г. на уровень добычи газа в стране 730 млрд м3. Для достижения и поддержания данного уровня добычи газа необходимо ввести в эксплуатацию ряд открытых ранее крупных месторождений и развивать поиск и разведку новых залежей в пределах известных месторождений и на новых площадях суши и моря.
В последнее десятилетие в Обской и Та-зовской губах ООО «Газфлот» выполнил значительный объем сейсморазведки 2D - 3D и пробурил 27 скважин, отнесенных на рис. 1 к акватории Карского моря и выделенных синим цветом [1,4]. В результате этого открыты четыре газовых и газоконденсатных месторождений (Каменномысское-море, Северо-Каменномысское, Обское и Чугорьяхинское) и доказана газоносность морских продолжений трех месторождений (Семаковское, Ан-типаютинское и Тота-Яхинское), что обеспечило прирост запасов газа до более чем 1,2 трлн м3. При этом была достигнута значительно более высокая эффективность геологоразведочных работ на акватории по сравнению с прилегающей сушей. Открытые месторождения располагаются вблизи хорошо развитой инфраструктуры арктических районов Западной Сибири с крупнейшими га-зоконденсатными и нефтегазоконденсатны-ми месторождениями (Уренгойское, Ямбург-ское, Медвежье, Заполярное и др. (рис. 3). Это ставит их освоение в разряд первоочередных в ближайшие 10 - 20 лет. Однако ресурсы легкодоступных залежей верхней части осадочного чехла с дешевым сухим газом не бесконечны и в ближайшем будущем придется планомерно осваивать нижние горизонты, в которых можно встретить скопления
Рис. 1. Объемы бурения на акватории Западной Арктики
Рис. 2. Добыча газа в СССР, России и ЯНАО (млрд м3)
широкого спектра нафтидов. В данном ракурсе наиболее перспективными объектами Южно-Карского региона оказались мало или практически совсем не разведанные бурением горизонты неокома, юры и триаса. Приуроченные к ним зоны аномально высоких пластовых давлений (АВПД) и присутствующие в осадочном чехле нефтематеринские и коллекторские толщи высокого и хорошего качества создают благоприятные предпосылки для обнаружения крупных залежей не только газа, но и нефти.
ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД В ЗОНАХ АВПД
Во многих регионах мира ведется целенаправленный поиск месторождений нефти и газа на больших глубинах, часто завершающийся их открытиями в зонах высоких пластовых давлений и температур (НРНТ). Такие результаты получены и в акваториях, в частности, Северного моря и Мексиканского залива, где в настоящее время открыты и разрабатываются газоконденсатные и нефтяные месторождения на глубинах 6 - 10,5 км.
В Западно-Сибирском НГБ глинистые горизонты нижнего мела, юры и триаса, представляющие собой региональные покрышки, способствуют образованию «закрытых систем» с АВПД, приводящими к сохранности и новообразованию коллекторских свойств в песчано-алевролитовых породах на больших глубинах. На рис. 4 показаны результаты обобщенного анализа изменений с глубиной коэффициентов открытой пористости (Кп) и коэффициентов аномальности давлений (Кан), достигающих для Большого Уренгоя 1,8 - 2 [1]. На глубинах до 3 - 3,2 км (зона А) при пластовых давлениях, близких гидростатическим, наблюдается значительное, почти линейное уменьшение Кп за счет литостатического уплотнения пород (показано синим цветом). В зоне АВПД (В) в нижнемеловых (ачимовских) отложениях тренд изменения Кп кардинально изменяется: среднее значение Кп стабилизируется около 15% и практически не меняется с погружением в юрском комплексе (красный цвет). В доюрских поро-
Рис. 3. Кровля сеномана в районе Уренгойского, Ямбургского, Медвежьего и Заполярного месторождений
дах (пермотриас) АВПД (Кан) находится на среднем уровне около 1,9 (зона С), при этом сохраняются хорошие коллекторские свойства резервуаров (в среднем 14%). В зоне С данные сверхглубоких (СГ) скважин показаны желтым (Тю-менская-6) и коричневым (Ен-Яхинская-7) цветами [2].
Аналогичные зависимости выявлены в ряде арктических районов с АВПД, включая и уникальную по запасам и ресурсам площадь Бованенковского, Харасавэйского и Крузенш-тернского месторождений в западной части полуострова Ямал [1]. Здесь пластовые давления начинают существенно превышать гидростатические уже в нижнемеловых отложениях, и данный район на современном уровне изученности является самой аномальной зоной региона как по значениям АВПД (на глубинах 2400 - 3500 м Кан достигает 1,8 - 2,05), так и по пластовым температурам (средние градиенты 3,6 -4,40С/100 м). На рис. 5 приведены графики пластовых температур, давлений и коэффициентов их аномальности для различных зон Южно-Карского региона, включая территорию Ямала, Гыдана и островов Свердруп и Белый.
В 1987 - 1990 годах в результате бурения четырех скважин на акватории Карского моря, расположенных в 120 -220 км северо-западнее Харасавэйского месторождения, в песчано-алевролитовых меловых отложениях (апт-сено-ман) открыто два многопластовых газоконденсатных месторождения - Ленинградское и Русановское. Все скважины остановлены в нижнем мелу на глубинах 2373 - 2550 м, при этом наиболее глубокий забой имеет скважина Русановс-кая-1. Максимальные абсолютно свободные дебиты газа достигают 1,5 - 1,9 млн м3/с. Для сеноманских залежей покрышками являются глины турон-палеогена (более 500 м), а для залежей неоком-апта - глины альба (около 100 м). Начиная с глубины 2000 м (альб), наблюдается аномальный рост пластового давления с Кан до 1,23 - 1.25 вблизи забоев скважин (рис. 5). По аналогии с ближайшим, Харасавэйским месторождением в нижнемеловом-юрском комплексе отложений морских месторождений на глубинах свыше 3000 м прогнозируются АВПД с Кан до 1,5 - 1,7.
НЕФТЕГАЗОМАТЕРИНСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ
Осадочный чехол Южно-Карского региона имеет циклическое строение со сменяющими друг друга глинистыми и песчано-алевролитовыми толщами (свитами или горизонтами). Среди глинистых горизонтов, обладающих нефтемате-ринскими и экранирующими свойствами, выделяются феноменальной обогащенностью планктоногенным органическим веществом (ОВ) битуминозные отложения баженовской свиты (титон - нижний берриас). В центральных и западных частях Западно-Сибирского НГБ она залегает в интервале глубин 2 - 3 км и находится в главной зоне нефтеобразования, являясь основным генератором нефтей. Важно оценить ее генерирующие возможности в арктических районах, где она погружается на глубины до 5 км. Обогащенность этой свиты ОВ в шельфовой части НГБ должна сохраняться, поскольку подобные ей высокоуглеродистые отложения, возникновение которых связано с анок-сическими, часто глобальными, событиями, получили широкое распространение в конце позднеюрской эпохи на территории многих Циркумполярных НГБ (Североморский, Западно-Норвежский, Баренцевоморс-кий, Западно-Сибирский, Северного склона Аляски, Маккензи, Свердруп, Жанны д'Арк), где эти толщи стали источниками промышленной нефтеносности.
Баженовская свита сложена карбонатно-кремнисто-глинистыми битуминозными отложениями с вы-
Рис. 4. Большой Уренгой. АВПД (Кан) и пористость (К,,)
сокими концентрациями планктоногенного ОВ (С среднее - 5,1%, максимальное в прослоях - до 30%), почти полностью представленного коллоальгинитом и содержащего 7 - 8,5% водорода [3]. Эти отложения по аналогии с доманики-тами называются баженовитами. В хорошо изученных ба-женовитах южных, западных и центральных районов Западно-Сибирской плиты, где выполнен большой объем бурения, катагенетическая преобразованность содержащегося в них ОВ отвечает градациям раннего мезокатагенеза (МК, - МК2). Во впадинах и прогибах арктических районов баженовиты находятся на больших глубинах и выделяются в разрезе преимущественно по геофизическим данным. Возможности их непосредственного изучения в этих районах ограничены немногими глубокими и двумя СГ скважинами - Тюменс-кой-6 и Ен-Яхинской-7.
В обеих СГ скважинах, расположенных в зоне Уренгойской группы нефт
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.