4.1. Запасы газа и нефти, общие закономерности и особенности размещения скоплений углеводородов в породах мела и юры Ямальской области и Приямальского шельфа.
Первое нефтегазоконденсатное месторождение на Ямале — Новопортовское — открыто в 1964 г. За последующее время в пределах полуострова было открыто еще 25 различных по типу (фазовому состоянию) и крупности месторождений УВ, расположенных в пределах Нурминского мегавала, Средне-Ямальского (Тамбейского) свода, Новопортовского и Малыгин-ского валов. На их склонах, тектонических седловинах и во впадинах открыто небольшое число, как правило, средних по запасам месторождений. Всего на 01.01.2003 г. в пределах области открыто 26 месторождений с балансовыми запасами УВ, в том числе 9 чисто газовых (Г), 10 газоконденсатных (ГК), 5 газоконденсатно-нефтяных (ГКН) и 2 нефтегазоконденсатных (геологических запасов нефти категорий B + C1 + С2 больше, чем свободного газа, по условному эквиваленту 1 т = 1000 м3). Примечательно, что в недрах полуострова не обнаружено ни одного нефтяного месторождения. Кроме официально признанных, в области открыты еще два газовых месторождения: Восточно-Харасавэйское и Восточно-Новопортовское, запасы газа в которых не оценены. Общее число единичных скоплений — залежей УВ превышает 300. Точно так же, как нет чисто нефтяных месторождений, по-видимому, не открыто ни одной чисто нефтяной залежи, а считающиеся пока нефтяными пять скоплений на Новопортовском и Западно-Тамбейском месторождениях в ходе их доразведки окажутся в конечном итоге, скорее всего типа НГК/ГКН. Размещение месторождений по площади и разрезу осадочного чехла показано на рис. 2.1 и в табл. 4.2. За время ведения поисково-разведочных работ на Ямале общий прирост разведанных запасов УВ категорий B + C1 составил 11,6 млрд. т нефтяного эквивалента.
Предварительно оцененные запасы категории С2 составляют на 1.01.2003 г. 3,6 млрд. т нефтяного эквивалента.
Структура запасов УВ приведена в табл. 4.3. В объеме разведанных запасов газа (кат. B + C1) первенство принадлежит неоком-аптскому НГК — 7,3 трлн. м3, значительно меньшие запасы сосредоточены в породах сено-мана, небольшие — в юре и НГЗК (0,4 трлн. м3).
Самыми многозалежными месторождениями являются Тасийское (33 продуктивных горизонта по разрезу нижнего меласеномана) и Северо-Тамбейское (26). Стратиграфический диапазон промышленной газонефтеносности охватывает разрез от кровли сеномана до НГЗК и «коренного» палеозоя. По структурно-литологическим особенностям и характеру продуктивности в объеме осадочного чехла выделяются нефтегазоносные комплексы: альбсеноманский, неоком-аптский с новопортовской и ачимовской толщами и юрский с нефтегазоносной зоной контакта (НГЗК), отделенные друг от друга региональными глинисто-кремнистыми покрышками толщиной от 200 до 400 м и более. Согласно нефтегазогеологическому районированию, принятому во ВНИИГАЗе, территория области подразделяется на следующие НГР (с севера на юг): Малыгинский, Тамбейский, Сеяхин-ский, Нурминско-Харасавэйский, Новопортовский, Байдарацко-Юрибейский. Выделяются также Каменномысская газоносная и предположительно газонефтеносная Южно-Ямальская (Щучьинская) зоны.
Общая площадь перспективных в отношении газонефтеносности земель на суше Ямала составляет около 111,0 тыс. км2 (по данным ЗапСиб-НИГНИ - 106,7 тыс. км2).
Альб-сеноманский НГК вскрыт на всех месторождениях и разведочных площадях всеми пробуренными скважинами. В отдельных случаях на начальном этапе скважины бурились только на этот комплекс (Харасавэй-ское, Бованенковское, Новопортовское и др.).
Кровля комплекса залегает на глубинах 350—1300 м и погружается с юга на север. В объеме комплекса выделяются яронгская и марресалинская свиты.
Флюидальное давление в коллекторах альба и сеномана — нормально гидростатическое. По углеводородному составу почти все залежи газа имеют непромышленное содержание конденсата (менее 2—3 г/м3). По строению залежи преимущественно пластовые сводовые, в верхах части в основном пластово-массивные.
В альб-сеноманском комплексе залежи УВ открыты на 21 месторождении. Основные запасы газа содержатся в кровле сеномана. Нижележащие пласты ПК9, ПКю газоносны на единичных площадях. Существенная часть запасов сосредоточена в горизонтах альба (на Бованенковском и других месторождениях, горизонты ХМ).
В аптском подкомплексе залежи УВ открыты на 17 месторождениях, содержащих основные запасы газа в кровельной части (Бованенковское, Харасавэйское и другие, горизонты ТП1-6). Только на одном месторождении установлена нефть в оторочке (Новопортовское).
Неокомский подкомплекс изучен относительно хорошо. На месторождениях пробурено более 390 скважин, вскрывших породы неокома, а на разведочных площадях — единичные скважины.
Подкомплекс залегает на глубинах 1200—3300 м, причем рост глубин погружения происходит с юга на север. В нижней части неоком-аптский комплекс представлен преимущественно глинистыми породами (ахская свита) с прослоями песчано-алевритовых разностей, а в верхней части (танопчинская свита) чередованием песчаных и глинистых пород.
Залежи в основном пластовые, сводовые, реже литологически экранированные и пластово-массивные.
Из ачимовской толщи берриаса получены непромышленные ГК-фонтаны и нефтепроявления на Верхне-Тиутейском, Сядорском и Хамба-тейском месторождениях. Особое место занимает новопортовская толща берриаса-валанжина с продуктивными горизонтами НП1—НП12, продуктивная на юге Ямала.
Наиболее интересным с точки зрения геологии и одновременно достаточно перспективным комплексом на Ямале является юрский.
Нижне-среднеюрский продуктивный комплекс изучен на 36 месторождениях и площадях. Наибольшее число скважин пробурено на Новопор-товском и Бованенковском месторождениях. На остальных месторождениях и площадях пробурены единичные скважины.
Кровля нижне-среднеюрского комплекса погружается на глубины от 800—1000 на юге до 3500—3800 м на севере, подошва — от 1200—1500 до 5000 м и более.
В Ямальской ГНО крупнейшие ГК-залежи в среднеюрских горизонтах Ю2—Ю7 открыты на Бованенковском, Малыгинском и Северо-Тамбейском месторождениях, крупные и средние по запасам — на Мало-Ямальском и Западно-Тамбейском, небольшие — на Харасавэйском. Серия тектонически экранированных блочных НГК-залежей разведана на Новопортовском месторождении. На многих площадях Нурминского мегавала и северных зон Ямала из коллекторских горизонтов юры получены непромышленные притоки УВ и признаки газонефтеносности из уплотненных песчаников и алевролитов.
По строению залежи комплекса в основном пластовые сводовые, реже тектонически, литологически и эпигенетически экранированные. Продуктивность юры доказана на семи месторождениях.
Палеозойские отложения вскрыты на девяти площадях, в основном на юге, на глубинах от 900 м на юге (Сюняй-Салинская площадь) до 3,4—4,0 км на севере (Бованенковский район).
На Новопортовском месторождении, в карбонатных отложениях палеозоя выявлены две залежи низкоконденсатного газа.
Крупнейший на Ямале и один из самых крупных в Западной Сибири Бованенковско-Харасавэйский газоносный узел в составе одного уникального, двух супергигантских и трех мелких месторождений (см. рис. 4.1) практически подготовлен к разработке на газ и конденсат по меловым горизонтам. Недоизученными остались только юрский комплекс на суше и морские части Харасавэйского и Крузенштернского месторождений в целом, кроме того, на последнем практически не освещены бурением низы неокома и юра. Недостаточно разведаны горизонты средней и нижней юры в южной половине южного купола и отдельные участки северного купола Бованенковского месторождения.
Ямальская область характеризуется чрезвычайно высокой концентрацией открытой части ресурсов газа: в гигантских и уникальных по величине месторождениях сосредоточено более 90 % начальных запасов. Начальные геологические запасы жидких УВ превышают 1,5 млрд. т, при близком отношении между запасами нефти и конденсата.
Распространение жидких УВ в залежах Ямала подчиняется вполне определенным закономерностям. Эмпирически установлена смена вниз по разрезу чисто газовых бесконденсатных залежей в сеноманских, альбских и частично аптских горизонтах сначала низкоконденсатными залежами (ГКФст от 2—5 до 30—40 г/м3) в низах апта и готериве, ГК-залежами со средним содержанием конденсата (до 90—100 г/м3) в средних горизонтах неокома (рис. 4.1) высококонденсатными залежами (200—300 г/м3) в ва-ланжине (новопортовская толща) и вновь среднеконденсатными в среднеюрских горизонтах (рис. 4.2) и низкоконденсатными ГК-залежами в низах юры и НГЗК (менее 50 г/м3). Нефтяные скопления в виде подгазовых оторочек распространены в стратиграфическом диапазоне средняя юра-баррем. Верхняя граница нефтеносности совпадает со «скачком» конденсатосодержания от 5—10 до 30—50 г/м3 и сменой в разрезе блестящих бурых углей на длиннопламенные (в диапазоне R° = 0,48—0,53 %). Исключение составляет залежь тяжелой нафтеновой нефти в горизонте ТП1 Новопортовского месторождения, уровень катагенеза в породах которого соответствует подстадии матовых бурых углей Б2 (R° менее 0,45 %). В средних и нижних горизонтах юры встречены только признаки нефтеносности в виде пленок и нефтепроявлений (нефть, как правило, легкая, бессернистая, часто конденсатоподобная). Наиболее яркий пример вертикальной УВ-зональности — распределение залежей и изменение физико-химических свойств УВ-флюидов в разрезе Бованенковского и Новопортовского месторождений (см. ниже главу 7 и табл. 7.7).
В юрском комплексе Ямала величина ГКФ экспоненциально уменьшается от верхних горизонтов к нижним (на Бованенковском, Новопортовском и других месторождениях).
К особой разновидности залежей, присущей в Западной Сибири в основном отложениям юры и ачимовской толщи, относятся «консервационные» залежи, локализованные на больших глубинах в жестких термобарических условиях, в которых УВС присутствуют и фиксируются по данным промысловой геофизики и керну, но они как бы «законсервированы» вследствие сильной уплотненности, раздавленности и эпигенетической измененности коллекторов, и при испытаниях горизонты оказываются либо «сухими», либо дают непромышленные притоки.
В частности, значительные по площади участки внутри поля газоносности залежей Ю2—Ю12 Бованенковского месторождения и почти весь разрез средней и особенно нижней юры Харасавэйского месторождения содержит подобного типа залежи.
Общие закономерности и особенности размещения скоплений УВ и промышленной газонефтеносности юрско-меловых пород Ямальской области сводятся к следующему.
1. По числу и совокупным запасам среди УВС резко преобладают газовые и газоконденсатные скопления. Наиболее значительные по запасам многозалежные месторождения приурочены к крупнейшим положительным тектоническим структурам I и II порядка. В пределах области сформировалось три мощных «узла» (зоны) газонакопления — Бованенковско-Харасавэйский, Тамбейский и Малыгинский и один узел нефтегазонакопления — Новопортовский (с Новопортовским и Ростовцевским месторождениями). В структурно-пониженных зонах расположены одно-трехзалежные средние и небольшие по величине месторождения с залежами УВ в сеномане и неокоме.
В разрезе нижнего мела ЯГНО развит ряд мощных выдержанных в пространстве областных и зональных покрышек. В отличие от сильно опесчаненных разрезов нижнего мела центральных и особенно восточных районов НПТР и наоборот — заглинизированных разрезов в ареале Надымской впадины, где свободному газу «негде зацепиться» (при субвертикальной миграции) и «негде разгуляться» (при латеральной — собирательной миграции), на Ямале чрезвычайно благоприятное сочетание в разрезе пар пластов песчаник/глина (коллектор/покрышка) обусловило продуктивность (газонасыщенность) практически всех нижнемеловых — сеноманских и нижне-среднеюрских природных резервуаров, а отсутствие УВС в отдельных горизонтах логично объясняется либо тонкостью (ненадежностью) покрышки, либо развитием флюидопроницаемых разломов. В результате основные запасы газа оказались сосредоточенными в горизонтах ТП1-6 в кровле апта под альбской глинистой покрышкой (на Бованенковском, Харасавэйском, Крузенштернском и других месторождениях), а не в кровле сеномана, как в других северных областях.
2. Скопления УВ на Ямале распределены в пространстве по принципу: есть замкнутая антиклинальная структура с большим числом сводовых структурных, структурно-литологических или иного генезиса ловушек в разрезе — есть газовые и газоконденсатные скопления, поэтому в объеме крупных локальных структур от кровли сеномана до верхних и средних горизонтов средней и нижней юры газоносен весь разрез и присутствие водоносных пластов объясняется исключительно литологической или разломной негерметичностью локальных, зональных, областных или, реже, мощных региональных покрышек.
3. При погружении продуктивных горизонтов сверху вниз от сеномана к низам юры наблюдается «нормальный» вертикально-катагенетический ряд скоплений УВ, свойственный областям преимущественного газонакопления, а именно, залежи сухого метанового газа в альб-сеноманском комплексе сменяются сначала низкоконденсатными скоплениями в низах альба и в апте, ГК-скоплениями со средним и повышенным содержанием конденсата в аптских и барремских горизонтах. С определенного термоглубинного, точнее катагенетического уровня, наряду с ГК-скоплениями появляются ГКН- и НГК-скопления (в диапазоне горизонтов ТП9—ТП22, в зависимости от локальных геотермических условий), которые в юрском комплексе вновь сменяются ГК-скоплениями со средним, уменьшающимся вниз по разрезу содержанием жидких УВ в газе, и вновь газовыми скоплениями в базальных горизонтах юры, НГЗК и «коренном» палеозое.
4. Характерной особенностью месторождений Ямальской области является невысокое содержание в газе жидких УВ. В апт-альб-сеноманских залежах Бованенковского, Харасавэйского и других месторождений содержание стабильного конденсата в газе составляет 0,2—4,5 г/м3.
Резкое увеличение содержания конденсата от 2,5—4,5 до 18,0—60,0 г/м3 на большинстве месторождений Нурминского мегавала происходит в нижних горизонтах апта (ТП8—ТП10) и приурочено к интервалу пластовых температур 45—50 °С. В Северо-Ямальской зоне (Малыгинское и группа Тамбейских месторождений) основные газосодержащие горизонты апта погружены на большие глубины, чем в Нурминской зоне, пластовые температуры в них достигают 55—60 °С и более, поэтому скачок конденсатосодержания отмечается в низах альба, а в аптских залежах содержание конденсата достигает уже 12,0—48,9 г/м3. В залежах неокома (горизонты ТП11—ТП20 и БЯ1—БЯ18) содержание конденсата изменяется от 18 до 155—212 г/м3, отмечается тенденция постепенного увеличения содержания конденсата от верхних горизонтов (ТПц—ТП17) к нижним (БЯ5—БЯ18). Максимальное конденсатосодержание отмечено на Северо-Тамбейском месторождении (залежь горизонта ТП19-20, ГКФСТаб. — 365,6 г/м3), однако в данном случае не исключен подток конденсатоподобной нефти из тонкой непромышленной оторочки, которая при разведке пока не обнаружена. В залежах верхних горизонтов юры содержание стабильного конденсата изменяется от 43,4 до 221,0 г/м3. В юрском комплексе величина ГКФСТ экспоненциально уменьшается от верхних горизонтов к нижним, в частности на Бованенковском месторождении от 221 г/м3 в горизонте Ю2 до 189 и 150 г/м3 в горизонтах Ю3 и Ю7 (скв. 127). В базальных горизонтах юры, НГЗК и в «коренном» палеозое газ — низкоконденсатный (ГКФ от 17 до 30 г/м3).
Необходимо отметить, что выше указаны балансовые содержания конденсата, полученные при испытании поисковых и разведочных скважин, поэтому они нуждаются в уточнении и корректировке.
5. В верхних горизонтах осадочного чехла Ямальской области при современных геотемпературах до 50—55 °С встречаются залежи сухого метанового газа и нафтеновые по углеводородному составу нефти высокой плотности, с малым содержанием серы, парафина, асфальтенов, средним содержанием силикагелевых смол. В средних и нижних горизонтах разреза развиты метаново-нафтеново-ароматические нефти средней и пониженной плотности, практически бессернистые и безасфальтеновые, малосмолистые, высокопарафиновые. Примечательно, что из шести месторождений, имеющих промышленные скопления нефти в подгазовых залежах типа НГК, ГКН и НГ, четыре (Новопортовское, Нейтинское, Арктическое и Бованен-ковское) приурочены к локальным структурам, нарушенным в сводовой части разломами, затрагивающими весь (на Новопортовском) или значительную часть осадочного чехла.
На Новопортовском месторождении отмечается наибольший на севере провинции стратиграфический диапазон как газо-, так и нефтеносности — от кровли фундамента до альба и сеномана включительно, хотя промышленные скопления нефти выявлены в средней части разреза осадочного чехла — в горизонтах Ю2-3 средней юры, НП1—НП9-10 валанжина-готерива и ТП1 апта. Высока вероятность того, что считающиеся условно едиными залежи в среднеюрских и новопортовских горизонтах месторождения расчленяются разломами на целый ряд тектонически-экранированных залежей, о чем свидетельствуют данные испытания большого числа скважин. Кроме того, особенностью Новопортовского и Нейтинского месторождений является крайне малая газоносность разреза юры и нижнего мела-сеномана: во всех смешанных залежах геологические запасы нефти существенно превышают запасы свободного газа, за исключением залежи горизонта НП1 Новопортовского месторождения, а огромные по размерам высокоемкие структурные ловушки по кровле сеномана, сопоставимые по объему с ловушками Бованенковского и Харасавэйского месторождений, вмещают мельчайшее скопление газа на Новопортовском месторождении и среднее по запасам газовое скопление на Нейтинском. Кроме того, на последнем запасы газа сеноманской залежи при соизмеримых объемах структурных ловушек с соседним Арктическим поднятием, относительно слабее затронутым дизъюнктивными нарушениями, в 4 раза меньше. Обращает на себя внимание близость, почти тождественность физико-химических свойств нефтей средней юры и валанжина-готерива на Новопортовском и Арктическом месторождениях. По-видимому, все приведенные выше факты не случайные, а предопределены генетическими причинами. Необычность, аномальность Новопортовского месторождения для арктических районов Западной Сибири, кроме всего прочего, выражается в водоносности всех горизонтов газоносной танопчинской свиты, кроме горизонта ТП1, в котором крупное нефтяное скопление сосуществует под сравнительно мощной нижнеальбской покрышкой с мельчайшим газовым скоплением, что совершенно не характерно для арктических районов провинции.
Таким образом, Ямал является областью преимущественного, а по отдельным зонам и комплексам пород — и исключительного, газонакопления.