Углеводородные скопления ачимовских отложений северных регионов
Западной Сибири
С.А. Пунанова
ИПНГ РАН
В статье рассмотрены особенности углеводородных скоплений ачимовских отложений северных регионов Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (НГБ). Приводится литофациальная характеристика комплекса, подчеркивается комбинированный сложный тип ловушек (клиноформы), оценивается нефтегазоматеринский потенциал ачимовского нефтегазоносного комплекса (НГК). Охарактеризованы количественные показатели крупности скоплений. Выделены зоны распространения флюидов различного фазового состояния и физико-химических свойств.
Несмотря на то, что неокомский НГК в Западной Сибири изучен относительно полно, ачимовские отложения, приуроченные к низам нижнемеловых толщ (берриас-нижний валанжин) и распространенные практически на территории всей Западной Сибири, продолжают оставаться недостаточно освещенными. По данным, приводимым в работе [1] по прогнозным ресурсам НГК Западной Сибири, на ачимовский комплекс приходится 18% нефти, 10% газа и 36% конденсата от начальных суммарных ресурсов региона, контролируемых преимущественно ловушками литологической морфологии. Потенциальные ресурсы ачимовских залежей оцениваются как минимум в 5 млрд т нефти, 4,8 трлн м3 газа и 1 млрд т конденсата. Площадь распространения ачимовской толщи в пределах Ямало-Ненецкого автономного округа составляет более 200 тыс. кв. км [2, 3].
На ачимовский комплекс приходится:
18%

нефти
10%

газа
36%

конденсата
Потенциальные ресурсы ачимовских залежей оцениваются в:
5 млрд т

нефти
4,8 трлн м3

газа
1 млрд т

конденсата
Литофациальные особенности ачимовских отложений
Ачимовская толща, залегающая на глубинах 2500–4000 м, представлена пластами плотных мелкозернистых песчаников с глинисто-карбонатным цементом, разделенных пропластками глин различной толщины (10–15 м). Характерной особенностью ачимовских отложений является клиноформное строение ловушек, литологическая невыдержанность, а также изменчивая мощность и неравномерное распространение. А.А. Поляков и др. [4] на основе анализа 1200 залежей проводят деление ловушек по «морфологическому» их строению, так как именно эти признаки важны на стадии разведки, когда основной задачей является выявление формы ловушки, вмещающей залежь УВ. Согласно предлагаемой классификации залежей нефти и газа, ловушки клиноформного строения относятся к группе литогенетических, к подгруппе несводовых, к типу – линз и полостей и классу седиментационных.
Существуют разные точки зрения на условия формирования ачимовской толщи [3, 5, 6]. Одни исследователи основываются на глубоководности накопления ачимовской толщи, которая, судя по данным бурения и сейсморазведки, представляет собой совокупность разновозрастных песчано-алевритовых линз, формировавшихся внутри глубоководных глин на восточном склоне ранненеокомского глубоководного бассейна. Песчано-алевритовые линзы ачимовских пластов ограничены со всех сторон глинистыми экранами от синхронных мелководно-шельфовых песчаных пластов. Выделяется четыре зоны максимальных мощностей ачимовской толщи, которые не контролируются современным структурным планом и разделяются участками частичной или полной глинизации разреза. Линзовидно-турбидитная глубоководно-морская природа ачимовской толщи до сих пор оспаривается некоторыми геологами, которые отмечают, что на севере Западной Сибири ачимовская толща по всем признакам отвечает фациям русел, дельт, авандельт и мелкого моря [7].
Нефтегазоносность ачимовских отложений
Многие исследователи рассматривают ачимовские отложения как самостоятельный НГК. Об этом свидетельствует наличие мощной глинистой покрышки, перекрывающей ачимовскую толщу, и линзовидное строение ачимовских резервуаров-ловушек, не имеющих гидродинамической связи с шельфовыми пластами [1, 5, 6]. А.А. Нежданов с соавторами [6] установили региональные критерии размещения ачимовских ловушек, которые контролируются стратиграфическими, палеобатиметрическими и морфологическими особенностями, т.е. являются сложными комбинированными, формирование которых обусловлены несколькими факторами.
В качестве наиболее перспективных объектов следует рассматривать ачимовские депоцентры — зоны повышенных толщин песчано-алевритовых пород, где формируются залежи, имеющие важное промышленное значение; ачимовский комплекс здесь является основным нефтегазоносным объектом. В связи с этим прогноз и картирование таких зон признано одной из наиболее важных задач при изучении нефтегазоносности этих отложений. В работах [8] и др. отмечаются сложности при разработке ачимовских залежей, связанные глубоководными условиями их залегания и обусловленные в связи с этим низкими параметрами проницаемости и пористости. Кроме того, в продуктивных пластах выявлены аномально высокие пластовые давления, что также затрудняют разработку залежей.
Нефтегазоносность ачимовской толщи была установлена уже на первых этапах освоения Западно-Сибирского НГБ.
Нефтегазопроявления и непромышленные притоки углеводородов обнаружены в ачимовских отложениях более чем на 100 площадях, а балансовые запасы УВ приняты на 90 месторождениях [9]. Одним из наиболее интересных районов развития ачимовских отложений является Восточно-Уренгойская зона [10]. В этой зоне залежи характеризуются различным фазовым состоянием, что возможно связано с неотектоническими процессами в северной части Западно-Сибирской плиты, когда преимущественно нефтяные скопления отчасти растворялись и отжимались в более пониженные участки водорастворенным газом, аккумулируясь в зонах литологических барьеров [1, 10]. Большинство нефтегазоперспективных объектов в ачимовской толще представляют собой сложнопостроенные неантиклинальные ловушки, резервуарами для залежей УВ в которых служат литологически-экранированные песчаные пласты.
Для уточнения характера нефтегазоносности Надым-Тазовской НГО нами были детально изучены кадастровые материалы [11]. В результате обобщения большого фактического материала построена серия графиков (рис. 1, 2) и составлена схематическая карта (рис. 3) прогнозных границ распространения нефтей и конденсатов ачимовских отложений Надым-Тазовского региона [12].
Частотный график распределения запасов УВ в ачимовских отложениях
Частотный график распределения запасов УВ в ачимовских отложениях с учетом фазового состояния залежи
Статистическая обработка распределения геологических запасов по площади и разрезу ачимовских отложений севера Западной Сибири показала, что здесь выявлены нефтяные (Н), газоконденсатнонефтяные (ГКН) и газовые (Г) месторождения с мелкими (<5000–15000), средними (15000–60000) и уникальными (> 300000) запасами (в тыс. тонн усл. т.). Количество залежей с мелкими запасами существенно выше, чем со средними и уникальными; отсутствует категория крупных запасов (60000–300000); по фазовому состоянию — нефтяные скопления по запасам в основном мелкие и средние, а ГКН — мелкие, средние и одно уникальное. Распределение залежей по запасам не соответствует закону Парето [12], что свидетельствует о недооткрытии здесь еще ряда залежей и месторождений с высокими запасами. Близкие выводы были получены группой авторов при исследовании месторождений УВ зоны сочленения Западно-Сибирской и Сибирской платформ [13].

Анализ распространения нефтей различной плотности и УВ скоплений различного фазового состояния по площади изучаемой территории показал следующее. В центральной части региона расположена зона развития ГКН залежей, залегающих на глубинах от 2743 м до 4059 м. Увеличение глубины залегания происходит с юга на север и северо-восток. В эту зону входят такие крупные месторождения, как Уренгойское, Восточно-Уренгойское, Самбургское, Есетинское, Северо-Пуровское, Ямсовейское, Ево-Яхинское, а также менее крупные – Вьюжное, Стерховое и некоторые другие. Газ в залежах как свободный, так и в виде газовых шапок. Конденсатный фактор изменяется от 220 до 430 г/м3, а плотность конденсата варьирует от 0,63 до 0,78 г/см3. Более глубокопогруженные залежи в ачимовских отложениях на месторождениях Самбургское, Северо-Самбургское и Непонятное (глубины от 3710 до 4059 м) можно охарактеризовать как переходные от конденсатных к сверхлегким и легким нефтям.
Схематическая карта прогноза фазовых состояний и физико-химических свойств нефтей в ачимовских отложениях севера Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна

Условные обозначения

Нефтегазоносные области:
А — Ямальская; Б — Гыданская; В — Надымская; Г — Пур-Тазовская; Е — Среднеобская; Ж – Фроловская; Е – Васюганская.

Месторождения: 1. Апакопурское; 2. Губкинское; 3. Северо-Комсомольское; 4. Суторминское; 5. Юмантыльское;
6. Южно-Таркосалинское; 7. Южно-Хулымское; 8. Верхнехарловское; 9. Восточно-Медвежье; 10. Вынгаяхинское;
11. Еты-Пуровское; 12. Западно-Таркосалинское; 13. Карасевское; 14. Комсомольское; 15. Крайнее; 16. Малопякутинское; 17. Непонятное; 18. Новогоднее; 19. Пякутинское; 20. Романовское; 21. Самбургское; 22. Северо-Самбургское; 23. Северо-Соимлорское; 24. Северо-Пямалияхское; 25. Таркосейское; 26. Умсейское+Южно-Пурпейское; 27. Центрально-Пурпейское;
28. Южно-Тарасовское; 29. Ямбургское; 30. Ярайнерское; 31. Вынгапуровское; 32. Вьюжное; 33. Ево-Яхинское;
34. Есетинское; 35. Стерховое; 36. Северо-Пуровское; 37. Уренгойское; 38. Харампурское; 39. Ямсовейское.
Основные нефтяные месторождения встречены южнее развития зоны ГКН залежей. Однако наличие флюидов переходного типа севернее в пластах Ач3 и Ач4 на Ямбургской площади, чисто нефтяных скоплений западнее на Восточно-Медвежьем и Южно-Хулымском месторождениях (в пластах Ач1 и Ач3-4), а также восточнее на месторождениях Юмантыльское, Западно-Таркосалинское и других позволило нам оконтурить Уренгойско-Самбургскую зону развития конденсатных скоплений с севера и запада и протянуть зону развития нефтяных скоплений в ачимовских отложених не только на юг, но и западнее и восточнее. В этом проявляется существенное отличие зон распространения ГКН скоплений в юрских и ачимовских отложениях. Глубины залегания нефтяных залежей варьируют от 2662 м на месторождении Губкинское до 3786 м на месторождении Ямбургское.

По плотностным характеристикам нефтей выделяются три зоны: сверхлегкие нефти – плотность равна или меньше 0,82 г/см3, легкие нефти — плотность изменяется от 0,82 до 0,85 г/см3 и средние нефти с плотностью от 0,85 до 0,87 г/см3. Зона нефтей со средней плотностью, куда входят месторождения Пякутинское, Крайнее, Северо-Соимлорское, Северо-Пямалияхское и др., расположена на юге изучаемого региона. Наиболее широкой полосой по территории распространены легкие нефти. Это месторождения Ямбургское, Северо-Медвежье, Новогоднее, Апакопурское, Вынгаяхинское и др. А зона сверхлегких нефтей протягивается довольно узкой полосой, окаймляя зону развития конденсатных и нефтегазоконденсатных скоплений. Это месторождения Комсомольское, Верхнехарловское, Губкинское, Южно-Таркосалинское, Еты-Пуровское и др.
Практически все исследованные нефти являются
до 5%

малопарафинистыми
до 0,5%

низкосернистыми
до 12,8%

с невысоким содержанием асфальтово-смолистых компонентов
Конденсаты ачимовских залежей Уренгойского месторождения согласно [14], имеют утяжеленный состав. Остаток свыше 360ºС достигает 12–22,5%. Молекулярная масса изменяется от 128 до 183. Плотность варьирует в диапазоне 0,7852–0,8293 г/см3. Содержание серы низкое, не превышает 0,042 %, а твердых парафинов относительно высокое — 3,3–7 %. В групповом углеводородном составе превалируют метановые углеводороды (40–43 %) на высоком фоне нафтеновых (37–39%) и ароматических (19–20%). Показатели катагенетической преобразованности (Ts/Tm, MOR/HOP, Ki) указывают на генерацию исследованных флюидов в зоне «нефтяного окна». Конденсаты по генетическому показателю и параметрам зрелости сходны с нефтями тех же скважин и отложений.
Геохимическая характеристика ОВ ачимовских отложений
Вопрос о принадлежности ачимовских глинистых пород к нефтематеринским до настоящего времени остается открытым из-за отсутствия достаточного фактического материала [15, 16]. Исследованные образцы аргиллитов имеют невысокое или близкое к нижнему пределу потенциально нефтематеринской породы содержание Сорг — 0,61–2,41%. Величина S1 (содержание нефти в глинистой породе), одна из главных показателей нефтегенерационных свойств породы, в этих отложениях также очень мала и составляет 0,07–0,57 кг нефти на тонну породы (в среднем около 0,20 кг/т) [15], что значительно ниже эмиграционного барьера в 4,5 кг/т (по данным Тиссо и Вельте, 1981 г.).
В этой связи нами был проанализирован дополнительно геохимический фактический материал по ачимовским и нижне-среднеюрским отложениям (данные В.А. Скоробогатова, 1997) и построена серия графиков, иллюстрирующих геохимические особенности процессов нефтегазонакопления в юрских и нижнемеловых отложениях на территории п-ова Ямал.

Общая оценка степени термической зрелости и типов ОВ проведена по соотношению изопреноидов и н-алканов. Изучена зависимость значений водородного индекса НI от Тмах с учетом типов ОВ и значений R0. Выводы, сделанные на основании УВ состава органического вещества (ОВ) с привлечением данных пиролиза подтверждаются при анализе зависимости Тмах от глубины залегания отложений на различных площадях (рис. 4). Изменение ОВ в ачимовских отложениях на площадях Малыгинская и Сядорская соответствует зоне "нефтяного окна". Эти данные могут свидетельствовать о возможности генерации нефтяных УВ непосредственно в ачимовской толще. Наличие нефтематеринских отложений и степень их катагенетического преобразования позволяют считать ачимовский продуктивный комплекс вполне самостоятельным. ОВ ачимовских отложений характеризуется умеренным катагенезом, смешанным сапропелево-гумусовым составом. На п-ове Ямал на глубинах 3800 м прогнозируются нефтяные, а ниже до 4500 м — газоконденсатнонефтяные скопления. На Уренгойском поднятии по данным пиролиза граница главной зоны нефтеобразования опущена до глубин 4250 м на Уренгойской и Тюменской площадях и до 4750 м на Самбургской и Геологической [17].
Зависимость Tmax от глубины залегания отложений

Площади:
1. Малыгинская (ачим.);
2. Сядорская (ачим.);
3. Тарминская (J1-2);
4–6. Харасавейская (J1-2);
7, 8. В. Бованенковская (J1-2)
Распространение в ачимовской толще разномасштабных по запасам месторождений контролируется в основном литофациальным фактором — наличием депоцентральных клиноформных зон меридионального простирания.
ИТОГИ
Ачимовская толща северных регионов Западно-Сибирского НГБ характеризуется резкой фациальной неоднородностью и клиноформным строением. Большинство залежей связаны со сложнопостроенными комбинированными неантиклинальными ловушками, а резервуарами для них служат литологически-экранированные песчаные пласты.

В границах северной части Западно-Сибирского НГБ в ачимовских отложениях выделены зоны распространения флюидов различного фазового состояния и различных физико-химических свойств: нефтяная и переходная ГКН. ОВ ачимовских отложений на п-ове Ямал характеризуется умеренным катагенезом и смешанным сапропелево-гумусовым составом и отвечает зоне «нефтяного окна». Здесь на глубинах до 3800 м прогнозируются нефтяные скопления, а ниже до 4500 м — ГКН.
ВЫВОДЫ
Геохимическая типизация углеводородных флюидов из ачимовских отложений северных регионов Западно-Сибирского НГБ способствует более детальной оценке перспектив нефтегазоносности территории и качества сырья, а совершенствование методов раздельного прогноза, т.е. установление типа флюидов, важно при выработке методики разработки и эксплуатации залежи. Приуроченность скоплений ачимовского НГК к комбинированным ловушкам клиноформного генезиса определяет направленность и активизацию поисково-разведочных работ на прогноз и оконтуривание ловушек подобной морфологии.
ЛИТЕРАТУРА
1. Бородкин В.Н., Курчиков А.Р. К вопросу уточнения западной и восточной границ ачимовского клиноформного комплекса Западной Сибири // Геология и геофизика, 2015, т. 56, №9. С. 1630–1642.

2. Брехунцов А.М., Золотов А.Н., Резуненко В.И. и др. Западная Сибирь останется главной нефте- и газодобывающей провинцией России в ХХI веке // Геология нефти и газа. 2000. №4. С. 2–8.

3. Левинзон И.Л., Брехунцов А.М.: и др. Ачимовская толща – один из основных объектов стабилизации добычи углеводородного сырья на территории Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО) // Геология, геофизика и разработка месторождений. 2001. №1. С. 4–17.

4. Поляков А.А., Колосков В.Н., Фончикова М.Н. К вопросу о классификации залежей нефти и газа // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2015. Т. 10. №1. http://www/ngtp.ru/rub/6/7_2015/pdf

5. Жарков А.М.: Особенности геологического строения и прогноз распространения залежей углеводородов в ачимовской толще Западной Сибири // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2016. Т. 11. №4. http://www.ngtp.ru/rub/4/51_2016.pdf

6. Нежданов А.А., Пономарев В.А., Туренков Н.А., Горбунов С.А. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири. М.: Изд-во Академии горных наук. 2000. 245 с.

7. Ермаков В.И., Скоробогатов В.А., Соловьев В.Н. Геолого-геохимические и тектонические факторы прогноза газоносности севера Западной Сибири. М.: 1997. 134 с.

8. Петрова Н.В., Ершов С.В., Карташова А.К., Шестакова Н.И. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности ачимовской толщи Западно‑Нерутинской нефтегазоносной зоны // Геология нефти и газа. 2018. №2. С. 41–50.

9. Брехунцов А.М., Бородкин В.Н., Дещеня Н.П., Ильин Ю.М.: Строение залежей углеводородов основных продуктивных пластов ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны и методика их разведки // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1999. №5. С. 16–22.

10. Бочкарев В.С. Палеобатиметрические условия формирования ачимовской толщи Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1999. №5. С 23–27.

11. Пунанова С.А., Виноградова Т.Л. Углеводородные скопления ачимовских отложений севера Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2006. №2. С. 42–52.

12. Пунанова С.А., Виноградова Т.Л. Особенности распределения геологических ресурсов по газонефтеносным комплексам северных регионов Западной Сибири // Геология нефти и газа. 2008. №3. С. 20–30.

13. Ульмасвай Ф.С., Сидорчук Е.А., Добрынина С.А. Естественные классы крупности запасов УВ зоны сочленения Западной Сибири и Сибирской платформы // Экспозиция. Нефть. Газ. 2020. №1. С. 9–13.

14. Федорова Г.С., Костякова Л.С., Субботина М.Е. Исследование углеводородных флюидов ачимовских отложений Уренгойского месторождения. Сб. научн. трудов "Изучение углеводородных систем сложного состава". М.: ОАО Газпром и ООО ВНИИГАЗ. 2000. С. 48–58.

15. Лопатин Н.В., Емец Т.П. Нефтегенерационные свойства и катагенез глинистых пород мезозойско-пермских стратотипов, вскрытых Тюменской сверхглубокой скважиной СГ-6 // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1999. №6.

С. 9–19.

16. Zhaoqian Liu, Moldowan M. J., Nemchenko-Rovenskaya A., Peters K.E. Oil families and mixed oil of the North-Central West Siberian basin, Russia // AAPG Bulletin, 2016. V. 100. №. 3. Р. 319–343. (In Eng.).

17. Шустер В.Л., Пунанова С.А. Обоснование перспектив нефтегазоносности юрско-палеозойских отложений и образований фундамента Западной Сибири // Георесурсы. 2016. Т. 18. №4. Ч. 2. С. 337–345.
Светлана Александровна Пунанова
д.г.-м.н., ведущий научный сотрудник, Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН), Москва, Россия
punanova@mail.ru
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
Материалы исследования: аналитическая база данных свойств нефтей и конденсатов ачимовских отложений Надым-Тазовской нефтегазоносной области и прилегающих регионов, генерационные параметры органического вещества ачимовских отложений.

Методы исследования: сопоставление по геохимическим данным параметров нефтегазоносности комплекса, картографические построения, графическое изображение зависимостей геохимических параметров и крупности углеводородных скоплений.
ачимовские отложения, нефтегазоносные комплексы, нефть, комбинированные ловушки, Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн
С.А. Пунанова. Углеводородные скопления ачимовских отложений северных регионов Западной Сибири // Экcпозиция Нефть Газ. 2020. №3. С. 10-13. DOI:10.24411/2076-6785-2020-10081.
08.04.2020
УДК 553.98 (571.1)
DOI:10.24411/2076-6785-2020-10081

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