Естественные классы крупности запасов УВ зоны сочленения Западной Сибири
и Сибирской платформы
Ф.С. Ульмасвай, Е.А. Сидорчук,
С.А. Добрынина


Институт проблем нефти и газа РАН
Статья посвящена проблеме прогнозирования залежей углеводородов в зоне сочленения Западной Сибири и Сибирской платформы. Особенности геодинамических процессов могут быть использованы для повышения эффективности поисковых работ.
Поиски нефти и газа в северных районах бассейна реки Енисей начались одними из первых в Зауралье. Выходы нефти и газа в тундре отмечали еще Урванцев Н.Н. (30-е годы XX века), Миддендорф А.Ф. (1898 г.). Известны многочисленные газо-, нефте- и битумопроявления по подстилающим отложениям мезозоя (нижняя юра — триас) и палеозоя.

Нефтегазопоисковые работы в этом районе сдерживались отсутствием потребителей и невозможностью транспортировки нефти и газа к индустриальному центру. Ситуация изменилась с открытием и освоением крупных месторождений нефти и газа на севере Западной Сибири, что привело к новому этапу поисков углеводородов. Перспективная территория приурочена к Таймырской складчатой системе, Енисей-Хатангскому региональному прогибу, северо-западной части Сибирской платформы и северо-восточной части Западно-Сибирской плиты.

С учетом строительства нефтегазопроводов в Азиатско-Тихоокеанский регион эта перспективная территория для России рассматривается как главный резерв наращивания запасов нефти и газа [1–3].

В связи с утверждением о высоких перспективах является актуальным оценка современного состояния ресурсной базы и прогноз будущих открытий в этом регионе.
В рассматриваемом районе к настоящему времени открыто [4–9]:
27

месторождений углеводородов
13

перспективных площадей
Эта территория распределена по двум административным территориям: Красноярскому краю и Ямало-Ненецкому округу. В Красноярском крае обнаружено 16 месторождений и 13 перспективных площадей, в Ямало-Ненецком округе — 9 месторождений. Два месторождения Мессояхское и Северо-Соленинское располагаются как на территории Ямало-Ненецкого округа, так и на территории Красноярского края.
К настоящему времени открыто:
2
нефтяных месторождения
9
газовых месторождений
1
газонефтяное месторождение
7
газоконденсатных месторождений
8
нефтегазоконденсатных месторождений
Залежи УВ приурочены к отложениям от аалена средней юры (Балахнинское месторождение) до коньяк-сантон верхнего мела (Казанцевское месторождение). Одно месторождение (Тагульское) приурочено к 3 стратиграфическим уровням (K1, K2, J3), 6 месторождений - к двум стратиграфическим уровням (К1, К2 — Восточно-Мессояхское, Западно-Мессояхское, Южно-Мессояхское; К1-J2 — Русско-Реченское, Зимнее, Хабейское), 20 месторождений занимает один стратиграфический уровень (18 месторождений — К1, Мессояхское — К2, Мангазейское — J3).

Авторами построены распределения по запасам открытых месторождений нефти и газа и перспективных территорий, показанные на графиках.
Распределение по запасам открытых месторождений на изучаемой территории в ЯНАО, млн. т.у.т.
1 — Мессояхское, 2 — Северо-Соленинское, 3 — Южно-Соленинское, 4 — Восточно-Мессояхское,
5 — Западно-Мессояхское, 6 — Пякяхинское, 7 — Южно-Мессояхское, 8 — Северо-Хальмерпаютинское, 9 — Хальмерпаютинское, 10 — Русско-Реченское, 11 — Мангазейское
Распределение по запасам открытых месторождений на изучаемой территории
в Красноярском крае
1 — Мессояхское, 2 — Северо-Соленинское, 3 — Пеляткинское, 4 — Зимнее, 5 — Пайяхское,
6 — Лодочное, 7 — Тагульское, 8 — Горчинское, 9 — Сузунское, 10 — Ванкорское, 11 — Байкаловское, 12 — Балахнинское, 13 — Дерябинское, 14 — Казанцевское, 15 — Нанадянское, 16 — Озерное,
17 — Ушаковское, 18 -Хабейское
Распределение по ресурсам перспективных площадей на изучаемой территории в
Красноярском крае
1 — Средне-Пясинская, 2 — Верхне-Кубинская, 3 — Джангодская, 4 — Новая, 5 — Гольчихинская,
6 — Токачинская, 7 -Вадинская, 8 — Малотагульская, 9 — Тайкинская, 10 — Западно-Тагульская,
11 — Восточно-Тагульская, 12 — Южно-Тайкинская, 13 — Горчинская
Запасы открытых месторождений изменяются



от 11,021 млн т.у.т.


до 1347,82 млн.т.у.т



от 11,021 млн т.у.т.


до 1347,82 млн.т.у.т
в ЯНАО:
Мессояхское месторождение


Восточно-Мессояхское месторождение



от 1,1 млн т.у.т.


до 1296,83 млн т.у.т



от 1,1 млн т.у.т.


до 1296,83 млн т.у.т
в Красноярском крае:
Хабейское месторождение


Тагульское месторождение
На перспективных площадях ресурсы варьируются:



от 3,434 млн т.у.т


до 53,072 млн т.у.т.



от 3,434 млн т.у.т


до 53,072 млн т.у.т.
в Красноярском крае:
на Новой площади


на Верхне-Кубинской
Наиболее приемлемым и часто используемым методом прогноза нефтегазовых ресурсов по крупности является положение о соответствии распределения месторождений по запасам распределению Парето. Одним из основных положений распределения Парето является закономерное и описываемое соотношение объемов ресурсов в соседних классах месторождений.

Последствием принимаемого распределения является представление о соизмеримости ресурсов нефти и газа, сосредоточенных в месторождениях различных классов крупности. В результате следует, что большая часть ресурсов сконцентрирована в нескольких месторождениях. В длительно разрабатываемых регионах фиксировалось смещение во времени максимума числа месторождений к интервалам меньших запасов. Логнормальное распределение числа месторождений по классам запасов опирается на данные об выявленных открытиях. В настоящее время считается, что точнее всего месторождения УВ по классам крупности запасов описывает так называемое усеченное распределение Парето.
Этот метод может быть применен для бассейна, крупного региона с большим количеством открытых месторождений. Поэтому использовать этот метод в полной мере в описываемом регионе не представляется возможным. Тем не менее, анализ распределений открытых месторождений и перспективных площадей по естественным классам крупности запасов и ресурсов будет полезным для повышения эффективности, разработки плана поисков, более полно учитывающим особенности геологического строения и геологического развития.
Авторами построено распределение по крупности запасов месторождений подобно распределению Парето с интервалами: 0,3–1, 1–3, 3–10, 10–30, 30–100, 100–300, 300–1000, 1000–3000.
Из этого распределения по классам крупности видно, что большинство запасов попадают в класс средней крупности месторождений. Открыты на этой территории и уникальные месторождения: Хальмерпаютинское газоконденсатное, Пайяхское нефтяное, Тагульское, Ванкорское, Восточно- и Западно-Мессояхские нефтегазоконденсатные (более 300 млн т.у.т.).

Месторождений средней, мелкой и очень мелкой крупности открыто совсем немного. Хотя их должно быть открыто значительно больше. Как говорилось выше, в полной мере использовать для оценки прогноза наиболее применяемый метод Парето не представляется возможным из-за недостаточного количества открытых месторождений.

Можно сделать вывод о том, что, исходя из количества открытых уникальных месторождений, вероятность открытия еще уникальных месторождений на изучаемой территории ничтожно мала.

По статистическим данным структурные ловушки являются явно преобладающими. В двух исследованиях, охвативших 45 гигантских и 306 крупных месторождений в Северной Америке, выявили тот факт, что 49% составляют структурные, 31% — стратиграфические и 20% — комбинированные ловушки [10, 11].
49%
структурные ловушки
31%
стратиграфические ловушки
20%
комбинированные ловушки
Результаты по 266 гигантским месторождениям во всем мире показали, что 89% от общего количества гигантских месторождений открыты в структурных ловушках против менее 10% открытых в стратиграфических ловушках, как разновидность неструктурных ловушек.
Как представляется авторам, изменение методологии поиска поможет обнаружению скоплений углеводородов в неструктурных и комбинированных ловушках.
Надо добавить, наиболее крупные месторождения открываются первыми. Это связано с тем, что то, они, как правило, приурочены к структурным ловушкам. Структурный фактор — это основной поисковый признак, на который нацелены геофизические методы и методы бурения. В связи с этим скопления углеводородов в неструктурных условиях еще просто не открыты (открыты в меньшей степени).

В настоящее время разрабатываются методические способы прогнозирования скоплений углеводородов сейсмическими методами в неструктурных ловушках, но они не дают однозначных результатов. Как представляется авторам, изменение методологии поиска поможет обнаружению скоплений углеводородов в неструктурных и комбинированных ловушках.
Учет геодинамических процессов в геологической истории и анализ локальных геодинамических особенностей дает возможность понять создавшуюся ситуацию с перспективами нефтегазоносности рассматриваемой территории [12–15]. Изучение геологических материалов показывает, что на ряде месторождений присутствует несовпадение структурных планов по разновозрастным продуктивным пластам. Структурные планы по юрским продуктивным пластам показывают неструктурные продуктивные ловушки. Активизация геодинамических процессов в отдельные периоды геологической истории региона, а именно, на границе юры и мела, в позднемеловую эпоху, а также в кайнозое (после накопления раннеэоценовых осадков) вызвала дополнительные деформации сдвиго-сжатия [16, 17] на изучаемой территории, что предполагает образование неструктурных ловушек.

Авторами построено распределение запасов и ресурсов углеводородов месторождений и перспективных площадей по линии «кривого» профиля, проведенном через все месторождения и перспективные площади, участвующие в настоящем исследовании. «Кривой» профиль проведен по принципу «через ближайшие месторождения» так, чтобы не было пересечения линии профиля.
Распределение запасов и ресурсов углеводородов месторождений и перспективных площадей по линии «кривого» профиля
1 — Мангазейское, 2 — Мало-Тагульская, 3 — Русско-Реченское, 4 — Западно-Тагульская,
5 — Восточно-Тагульская, 6 — Тагульское, 7 — Ванкорское, 8 — Лодочное, 9 — Вадинская, 10 — Северо-Хальмерпаютинское, 11 — Хальмерпаютинское, 12 — Пякяхинское, 13 — Южно-Мессояхское,
14 — Западно-Мессояхское, 15 — Восточно-Мессояхское, 16 — Сузунское, 17 — Токачинская,
18 — Тайкинская, 19 — Южно-Тайкинская, 20 — Горчинское, 21 — Зимнее, 22 — Мессояхское,
23 — Южно-Соленинское, 24 — Северо-Соленинское, 25 — Ушаковское, 26 — Пеляткинское,
27 — Нанадянское, 28 — Казанцевское, 29 — Пайяхское, 30 — Байкаловское, 31 — Дерябинское,
32 — Озерное, 33 — Верхне-Кубинская, 34 — Джангодская, 35 — Средне-Пясинская, 36 — Хабейское,
37 — Гольчихинская, 38 — Новая
На этом распределении можно выделить интервалы с увеличенными запасами месторождений углеводородов. Если проанализировать расположение месторождений из этих интервалов, то они образуют группы на изучаемой территории по признаку по наибольшей крупности запасов.
На топографической схеме территории:
Одна группа месторождений
(Мессояхское, Южно-Соленинское, Северо-Соленинское, Ушаковское, Пеляткинское, Казанцевское)расположена к юго-западу от изгиба р. Енисей. Русло реки Енисей в этом месте образует характерную структуру «вытолкнутого» блока, что является морфоструктурным выражением геодинамических напряжений, генерированных раскрытием Северного Ледовитого океана в результате спрединга в районе хребта Гаккеля [18].
Две группы месторождений
(одна — Тагульское, Лодочное, Ванкорское месторождения, другая — Северо-Хальмерпаютинское, Хальмерпаютинское, Пякяхинское, Южно-Мессояхское, Западно-Мессояхское и Восточно-Мессояхское месторождения) наибольшей крупности расположены южнее. Вероятно, геодинамические напряжения широтного простирания, генерированные геологическими процессами на северо-западе Сибирской платформы в результате «расплющивания, расползания» огромной массы изверженных пород (траппов Путорана), привели к образованию условий для формирования этой группы месторождений.
Четвертая выделенная группа месторождений
(Пайяхское, Байкаловское и Дерябинское) меньшей величиной крупности расположена на северо-северо-восток на территории выше изгиба р. Енисей. Морфоструктурный облик этой территории образован сетью речушек, направление течения которых также имеет особенности похожие на структуры «вытолкнутые» блоки.
В перспективе в изучаемом регионе ожидается открытие месторождений углеводородов с запасами от крупных до мелких, в основном приуроченных к неструктурным условиям.
В результате активной геодинамики происходило переформирование участков локации углеводородов. Геодинамические напряжения широтного простирания, генерированные геологическими процессами на северо-западе Сибирской платформы, по всей видимости, привели к образованию двух южных групп месторождений, которые также можно рассматривать как первоначально единые зоны нефтегазонакопления для образовавшихся групп месторождений. Участок русла р. Енисей, характеризуемый как «вытолкнутый» блок, имеет достаточно большие размеры, указывающие на высокую энергетику и (или) продолжительность сдвига, следствием которого является как современное распределение скоплений УВ, так и морфология поверхности этого региона.

Разнообразная геодинамическая характеристика предполагает обнаружение достаточного количества скоплений углеводородов в комбинированных или неструктурных ловушках. Совершенствование методов поиска, которыми в первую очередь на современном этапе являются сейсмические, с учетом локальных геодинамических условий как дополнительный фактор, приведет к новым открытиям и подтвердит высокую оценку перспектив нефтегазоносности на изучаемой территории.
ИТОГИ
Показано влияние геодинамических напряжений на формирование областей скоплений углеводородов разной крупности в зоне сочленения северо-востока Западной Сибири и северо-запада Сибирской платформы.
ВЫВОДЫ
Разнообразная геодинамическая характеристика нефтегазоперспективных территорий предполагает обнаружение достаточного количества скоплений углеводородов в комбинированных или неструктурных ловушках.
ЛИТЕРАТУРА
1. Хитров А.М., Попова М.Н., Новикова О.В. Ресурсная база России и возможные маршруты транспортировки углеводородного сырья в первой половине XXI века // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. 2009.
№ 12. С. 4–9.

2. Махнач Е.Н., Белая А.А., Мамаева А.В. Уточнение глубинного геологического строения и перспектив нефтегазоносности Енисей-Хатангского регионального прогиба по комплексу электроразведочных методов ЗСБ. Международная научная конференция «Геомодель-2019». Геленджик, 2019.

3. Старосельцев В.С. Север плато Путорана — приоритетное направление высокоэффективных работ на нефть и газ в Восточной Сибири // Геология нефти и газа. 2015. №2. С. 17–23.

4. Государственный баланс запасов нефти, газа и конденсата на 1 января 2018 года. Газы горючие. Уральский федеральный округ. Часть 2. Ямало-ненецкий автономный округ. Кн. 1, 2, 3. Москва, 2018.

5. Государственный баланс запасов нефти, газа и конденсата на 1 января 2018 года. Нефть. Уральский федеральный округ. Часть 2. Ямало-ненецкий автономный округ. Кн. 1, 2. Москва, 2018.

6. Государственный баланс запасов нефти, газа и конденесата на 1 января 2018 года. Конденсат. Уральский федеральный округ. Часть 1. Ямало-ненецкий автономный округ. Москва, 2018.

7. Государственный баланс запасов нефти, газа и конденсата на 1 января 2018 года. Газы горючие. Сибирский федеральный округ. Часть 1. Красноярский край. Москва, 2018.

8. Государственный баланс запасов нефти, газа и конденсата на 1 января 2018 года. Конденсат. Сибирский федеральный округ. Часть 1. Красноярский край. Москва, 2018.

9. Государственный баланс запасов нефти, газа и конденсата на 1 января 2018 года. Нефть. Сибирский федеральный округ. Часть 1. Красноярский край. Москва, 2018.

10. Перродон А. Формирование и размещение месторождений нефти и газа.
М.: Недра, 1985. 359 с.

11. Селли Р.К. Введение в седиментологию. М.: Недра, 1981. 370 с.

12. Фомин М.А. История тектонического развития Енисей-Хатангского регионального прогиба в турон-кайнозойское время // IХ Междунар. науч. конгр. «Интерэкспо ГЕО-Сибирь-2013» (Новосибирск, 15–26 апреля 2013 г.), Междунар. науч. конф. «Недропользование. Горное дело. Новые направления и технологии поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых. Геоэкология»: Сб. материалов в 3 т. Новосибирск: СГГА, 2013. Т. 1. С. 34–39.

13. Зоненшайн Л.П., Кузьмин М.И., Натапов Л.М. Тектоника литосферных плит территории СССР. М.: Наука, 1990. 662 с.

14. Ле Пишон К., Фратито Ж., Боннин Ж. Тектоника плит. М.: Мир, 1977. 287 с.

15. Иогансон Л.И. Присдвиговые осадочные бассейны (бассейны pull-apart) // Геотектоника, 2005. № 2. С. 66–80.

16. Афанасенков А.П., Никишин А.М., Унгер А.В., Бордунов С.И., Луговая О.В. и др. Тектоника и этапы геологической истории Енисей-Хатангского бассейна и сопряженного Таймырского орогена // Геотектоника. 2016. № 2. С. 23–42.

17. Балдин В.А. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности верхнеюрско-неокомских отложений западной части Енисей-Хатангского прогиба.
М.: ВНИГНИИ, 2001. 225 с.

18. Ульмасвай Ф.С., Сидорчук Е.А., Добрынина С.А. Геодинамические напряжения как проявление тектонических механизмов нефтегазонакопления на больших глубинах // Актуальные проблемы нефти и газа, 2018. №3 (22). Электронный ресурс. Режим доступа: http://oilgasjournal.ru/issue_22/ulmasvay.pdf
Ф.С. Ульмасвай, д.г.-м.г.н., главный научный сотрудник, Институт проблем нефти и газа РАН, Москва, Россия
ulmasavai@mail.ru

Е.А. Сидорчук, к.г.-м.н., ведущий научный сотрудник, Институт проблем нефти и газа РАН, Москва, Россия
elena_sidorchuk@mail.ru

С.А. Добрынина, научный сотрудник, Институт проблем нефти и газа РАН, Москва, Россия
dobrinini2002@mail.ru
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
углеводороды, естественные классы крупности, геодинамические напряжения, комбинированные и неструктурные ловушки
Материалы: геологические, структурные, тектонические и топографические карты, данные геологической изученности, стратиграфии, тектоники, нефтегазоносности зоны сочленения северо-востока Западно-Сибирского и Енисей-Хатангского бассейнов, северо-запада Сибирской платформы.

Методы: построение распределений, диаграмм, сопоставление данных, графические и картографические построения.
Ф.С. Ульмасвай, Е.А. Сидорчук, С.А. Добрынина. Естественные классы крупности запасов УВ зоны сочленения Западной Сибири и Сибирской платформы // Экcпозиция Нефть Газ. 2020. №1. С. 9-13. DOI: 10.24411/2076-6785-2019-10070.
23.01.2020
УДК 553.98
DOI: 10.24411/2076-6785-2019-10070

Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (8552) 92-38-33
Made on
Tilda