Формации и залежи апт-альб-сеноманского нефтегазоносного ком-плекса

На большей части территории Западно-Сибирского нефтегазоносно-го бассейна аптский, альбский и сеноманский ярусы совместно образуют единый массивный природный резервуар регионального ранга, мощностью до 1000м, сложенный преимущественно песчаными породами. Встречаю-щиеся внутри нее глинистые покрышки имеют локальное распростране-ние. Нижняя граница резервуара в северных областях бассейна литологи-чески отчетливо не выражена, в Среднеобской области она проводится по кровле алымской свиты, сложенной глинистыми породами. Сверху он пе-рекрыт глинистыми отложениями кузнецовской свиты (туронский ярус), имеющими региональное распространение. Формирование апт-альб-сеноманского осадочного комплекса происходило на стадии общей регрес-сии моря и господства континентальных условий осадконакопления на фоне ускоренного прогибания бассейна и заполнения его преимуществен-но песчаными плохо отсортированными осадками молассового типа. Осад-ки имеют все признаки континентальности, выделяются как глинисто-песчаная континентальная формация, известны под названием "покурская свита". Песчаники имеют серый, светлосерый цвет, мелко-, среднезерни-стую структуру, кварцево-полевошпатовый состав, глинистый, прослоями известковистый цемент. Мощность песчаных слоев достигает 30 -50м. Алевриты серые, зеленовато-серые, прослоями глинистые, песчаные, про-слои их по мощности достигают 15м. Глины темновато- серые, зеленовато-серые, буроватые, алевритистые, мощностью до 2-10м. Отдельные интер-валы разреза сложены частым переслаиванием песчаников, алевролитов, глин. Мощность таких пачек переслаивания достигает 50-70м. В альбской

части разреза отмечаются включения черных обуглившихся растительных остатков, отпечатки папоротников, прослойки угля толщиной 2-3 см. В Та-зовско-Уренгойском и Омско-Ларьякском районах отмечаются прослои конгломератов, гравелитов, единичные пласты бурых углей. Альбский ярус отличается несколько повышенной глинистостью, сеноманский - по-вышенной песчанистостью . Содержание органического углерода в глинах альбского яруса составляет 1,2 – 2,0%.

Апт-альб-сеноманский осадочный комплекс является главным газо-носным природным резервуаром Западно-Сибирского бассейна, содержит свыше 60% промышленных запасов газа (23трлн.м³) этого региона. Основ-ные газовые скопления локализованы в кровле комплекса ( в сеноманском ярусе) под туронской глинистой покрышкой, находятся на глубинах 700-1200м. На Тазовском, Северо-Комсомольском и Русском месторождениях газовые залежи содержат оторочки тяжелой нефти. Нефтяная часть Рус-ского месторождения резко преобладает по запасам над газовой частью, относится к категории гигантских. На Северо-Комсомольском месторож-дении толщина нефтяной оторочки составляет 6-7м, дебит нефти 24 м³/сутки. Нефть малосернистая, высокосмолистая плотностью 0,946-0,954 г/см³. Продуктивный горизонт (пласт ПК1) сложен переслаиванием песча-ников, алевритов, глин. Все проницаемые пласты гидродинамически свя-заны между собой. Песчаники плохо отсортированные, аркозовые, слабо уплотненные, полурыхлые с цементом контактового, контактово-порового типа, хлорит-гидрослюдистого состава. Коллекторские свойства их высо-кие. На Заполярном месторождении эффективная пористость песчаных по-род в среднем составляет 26,5%, проницаемость – 1100·10^-15м². Дебиты га-за доходят до 7 млн. м³/сутки. Всего в сеноманском резервуаре выявлено

55 залежей, из которых 50- газовые, 4- нефтегазовые, 1- нефтяная. Все они контролируются антиклинальными ловушками, относятся к массивному сводовому типу, индексируются как ПК1.

Наиболее крупные залежи приурочены к высокоамплитудным купо-лам и валам Надым-Пурской и Пур-Тазовской нефтегазоносных областей: Уренгойская и Ямбургская газовые залежи относятся к категории уникаль-ных. На Уренгойском месторождении (рис.99) газоводяной контакт нахо-дится на глубинах 1183-1204м, высота залежи на своде вала составляет 235м, эффективная газонасыщенная толщина – 190м. Длина залежи 206км, ширина 120км, дебиты газа 500-1100тыс.м³/сутки, начальные запасы 6трлн.м³. Ямбургская газовая залежь имеет длину 170км, ширину 50км, высоту 210м, начальные запасы газа 4трлн.м³. К категории супергигант-ских относятся Медвежье, Заполярное, Русское, Бованенковское, Хараса-вейское месторождения. Некоторые крупные залежи имеют наклонные га-зоводяные контакты. Максимальная газонасыщенность (85-90%) коллек-торских пород наблюдается в сводовых частях ловушек, вблизи ГВК газо-насыщенность составляет 50-60%. Ниже ГВК наблюдается зона слабо га-

зонасыщенных вод толщиной до 10-20м. На Нижневартовском своде газо-вые залежи в кровле покурской свиты присутствуют только на трех подня-тиях: Самотлорском, Ваньеганском, Варьеганском. Газ сеноманских зале-жей в основном метановый (97-98%). Содержание гомологов метана до-стигает 1,5-2%, азота – до 2,2%, углекислого газа- до 0,3%, гелия – до 0,025%. Конденсатный фактор газа очень низкий – до 0,25 см³/м³.

Кроме залежей ПК1 в апт-альб-сеноманском осадочном комплексе газовые залежи выявлены и внутри покурской свиты. На Губкинском ме-сторождении газоносны пласты ПК12, ПК17, ПК22, на Северо-Губкинском –

ПК13, ПК16, ПК17, Южно-Русском – ПК12, ПК16, ПК17, ПК24. Подобные же залежи выявлены на Холмистом, Южно-Хадырьяхском, Береговом место-

рождениях. Нефтяная залежь ПК19 выявлена на Губкинском месторожде-нии, газонефтяная залежь ПК19 – на Южно-Русском, нефтегазовая -на Бе-реговом и Южно-Геологическом месторождениях. В пределах Ханты-Мансийской, Надымской впадин и Ямало-Гыданской синеклизы апт-альб-сеноманский нефтегазоосный комплекс разделен на два подкомплекса: верхнеаптский и верхнеальб-сеноманский. Разделяющий их нижний альб здесь сложен глинистой морской формацией, играет роль субрегионально-го флюидоупора. Нефтяные залежи в верхнеаптском резервуаре (викулов-ская свита) выявлены на Красноленинском своде - на Каменном, Ем-Еговском, Лорбинском, Пальяновском, Рогожневском и Сосновомысском месторождениях. Залежи массивного типа, находятся на глубинах 1450-1548м. В Ямало-Гыданской нефтегазоносной области аптский ярус сов-местно с барремским ярусом образует единый многослойный резервуар в объеме танопчинской свиты . Газовые и газоконденсатные залежи в пла-стах ТП1-15 этого резервуара выявлены на 17 месторождениях. В песчано-алевритовых пластах ХМ1, ХМ2, ХМ3 верхнего альба (верхней части хан-ты-мансийской свиты) газовые залежи выявлены на группе Тамбейских месторождений, на Малыгинском, Утреннем, Ныдинском месторождениях.

На юге провинции на западном борту Юганской впадины залежь тя-желой нефти в сеноманском резервуаре (пласт ПК1) установлена на Айяун-ском месторождении . На Нижневартовском своде газовые залежи выявле-ны в пласте ПК16 на Тюменском месторождении, ПК20 на Вань-Еганском месторождении. Нефтяные залежи выявлены в пластах ПК1-2, ПК3, ПК4,

ПК12, ПК13, ПК14, ПК17, ПК18, ПК19 Ваньеганского месторождения и пласте ПК19 на Тюменском месторождении. На Александровском своде, на Верх-неколикьеганском месторождении газовые залежи выявлены в пластах

ПК14 и ПК17, нефтяные залежи - в пластах ПК19, ПК20, ПК22, газонефтяные залежи - в пластах ПК11, ПК18, ПК21. На Охтеурьевском месторождении га-зонефтяные залежи выявлены в пластах ПК10, ПК15.

Запасы сеноманского газа составляют 61,3% от общих запасов про-винции, нефти – 4,6%.