В ходе нефтегазогеологического районирования Западно-Сибирской мегапровинции была выделена (одной из последних) Гыданская газонефтеносная область (ГНО). Справедливо отметить, что вопросам газоносности соседней с Гыданом Усть-Енисейской области посвящено значительно больше публикаций, чем Гыдану (9, 21, 44, 57, 66, 105, 124 и др.].
Границы между отдельными областями и даже провинциями на севере Сибири - спорные, они намечались и проводились в конце 70-х - в 80-х гг. XX века коллективами исследователей под руководством И.И. Нестерова и А.Э. Конторовича [21 и др.] и, по сути, не отражают реальной смены геологических условий в разрезе мезозойских продуктивных толщ и зависящей от них нефтегазоносности, что только и должно служить критерием нефтегазогеологического районирования. В частности, Гыданская ГНО продолжается, согласно «официальным» границам, на восток Ямала и на север Тазовского полуострова, а также захватывает Западно-(Средне)-Мессоях-ский нефтегазоносный район (НГР), который по всем признакам резко отличен от Гыданской области. Точно также Болынехетская впадина (БХВ) в нефтегазогеологическом плане значительно отличается от расположенной южнее Пур-Тазовской НГО, приуроченной к Верхне-Тазовскому своду и впадинам и моноклиналям к востоку и западу от него, однако формально она входит в состав последней. Таким образом, оговоримся сразу, что в данной работе в качестве элементов анализа рассматривается Гыданская ГНО в пределах одноименного полуострова и частично Западно( Средне) -Мессояхский самостоятельный район и Усть-Енисейская область (земли к западу от эстуария р. Енисей). По мнению экспертов ВНИИГАЗа, естественные границы Гыданской ГНО проходят по центральной части Обской и Тазовской губ и по северному склону Средне-Мессояхского мегавала, а восточная граница на суше практически совпадает с административной границей ЯНАО и Таймырского АО Красноярского края (см. рис. 1.1).
В осадочной мегалинзе ЗСОМБ на 01.01.2004 г. было открыто 718 месторождений углеводородов (УВ), в том числе в ее северо-восточных районах в пределах Таймырского округа и Красноярского края (Усть-Енисейская область) - 19, на шельфе Карского моря - 2, в Обской губе - 4. На территории Тюменской, Томской, Новосибирской, Омской и Свердловской административных областей было открыто 693 месторождения, в том числе 474 нефтяных (Н), 95 газовых и газоконденсатных (Г и ГК), 124 смешанных по типам залежей (ГКН, НГК и др.). К началу 2006 г. было открыто еще 10 месторождений УВ, а общие начальные геологические запасы УВ составили 150 млрд. т условного топлива. Текущее преобладание нефти в запасах суммарных УВ объясняется значительно более высокой разбурен-ностью и объемной изученностью центральных, западных - в пределах Ханты-Мансийского АО, и юго-восточных, преимущественно нефтеносных областей мегапровинции (65-80 % и более) по сравнению с северными и особенно арктическими преимущественно газоносными областями - НПТР, Ямальской, Гыданской и Южно-Карской (от 5-7 % на шельфе до 40-70 % на суше, по экспертной оценке авторов). Однако по суммарным запасам УВ центрально-южные районы мегапровинции (в пределах ХМАО и др.) уже на данном этапе ее изучения несколько уступают северным (ЯНАО и шельф). По-видимому, эта тенденция еще более усилится по мере изучения недр Карского моря и прибрежной суши. Статистико-ресурсные данные о газонефтеносности северных областей ЗСНГП приведены в табл. 3.1.
В пределах Гыданской области в результате проведенных ПРР выявлено 12 месторождений УВ, в том числе 10 газоконденсатных и 2 нефтегазоконденсатных. Суммарные запасы области составляют 1,8 млрд. т у.т. (геологические). Этаж нефтегазоносности достигает 2500 м: от 830 (Утреннее) до 3300 м (Геофизическое). Сведения о газонефтеносности Гыдана приведены в табл. 3.1 и на рис. 1.1.
Здесь сформировались три областных «узла» газо- и нефтенакопления: Утренний, Средне-Гыданский и Южно-Гыданский, которые приурочены к сравнительно крупным локальным поднятиям, выраженным главным образом по аптским, неокомским и более глубоким горизонтам. Только на самом юге полуострова выявлены ловушки и в кровле сеномана, их формирование связано с неотектоническим этапом развития северных областей ЗСМП, при этом их южные части «уходят» в акваторию Тазовской губы. Точно также и западная половина Геофизического поднятия находится в Обской губе.
В объеме осадочного чехла области на 12 месторождениях выявлено около 90 единичных скоплений - залежей УВ различной величины и фазового состояния (табл. 3.2). По числу и совокупным запасам резко преобладают газовые и газоконденсатные скопления. Наиболее значительные по запасам многозалежные месторождения приурочены к крупным положительным тектоническим структурам II порядка. В структурно пониженных зонах расположены одно-трехзалежные средние и небольшие по величине месторождения, приуроченные к малым по площади локальным поднятиям. Вследствие пологовыровненного рельефа структурно-литологической поверхности кровли сеномана (горизонт ПК,) и отсутствия сколько-нибудь крупных положительных высоко- и среднеамплитудных поднятий (антиклинальных ловушек) скопления сухого бесконденсатного газа в горизонтах сеномана выявлены лишь на б месторождениях из 12, в том числе на Гыданском - залежи прогнозируются по ГИС, но не доказаны испытанием (запасы только категории С2), а в альбе - на трех месторождениях; суммарные запасы газа сеноманских залежей составляют 335,2 млрд. м3, альбских - 38,7, в сумме менее 20 % от запасов Гыдана, что совершенно не характерно для северных районов Западной Сибири в целом, где ведущим по газоносности является именно альб-сеноманский продуктивный комплекс. При этом такие достаточно крупные по сеноману месторождения, как Ан-типаютинское и Минховское, пространственно и генетически «тяготеют» к северным районам НПТР. В сеномане самая крупная залежь газа открыта на Антипаютинском месторождении (на суше - 144,9 млрд. м3 по кат. В + С1+ С2). В отличие от НПТР, на Ямале и на западе Гыдана резко увеличивается глинистость апт-альб-сеноманских и особенно неокомских пород. В разрезе нижнего мела появляется ряд мощных выдержанных в пространстве областных и зональных покрышек, и в результате основные запасы газа оказались сосредоточенными в горизонтах ТП,_6 в кровле апта под нижне-альбской глинистой покрышкой (на Бованенковском, Харасавэйском, Крузенштернском, Утреннем и других месторождениях), а не в кровле сеномана, как в других северных областях. Наибольшее число скоплений УВ и наибольшие запасы газа (45 % от суммарных) связаны с аптскими горизонтами ТП,-ТП10, при этом апт оказался продуктивен на 8 из 12 открытых месторождений Гыдана. Примечательно, что в отличие от Ямала, в анализируемой области наиболее крупные залежи в разрезе апта приурочены к его кровле (ТП1) под мощной областной ханты мансийской покрышкой (нижний альб) только в северной половине области (на Утреннем, Гыданском и Солетском с Ханавейским месторождениях), в южных же районах наиболее значительные скопления газа обнаружены в горизонтах ТП3-ТП5 под зональными глинистыми покрышками, или же апт вовсе оказался водоносен. Этот факт связан, по мнению авторов, прежде всего, с неблагоприятными структурно-тектоническими условиями (слабым развитием/отсутствием антиклинальных ловушек) в низах меловой толщи.
Скопления УВ на Ямале и Гыдане 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 нижне-среднеюрского подкомплекса газоносен весь разрез и присутствие водоносных пластов объясняется исключительно литологической или разломной негерметичностью локальных, зональных, областных или, реже, мощных региональных покрышек. В связи с этим отсутствие залежей УВ в кровле сеномана объясняется либо отсутствием замкнутой ловушки, либо ее сильной нарушенностью средне- и высокоамплитудными разломами [40, 89, 90, 97, 99, 107].
В породах неокома (преимущественно, готерива-баррема) скопления УВ открыты на семи месторождениях, но по выявленным запасам данный подкомплекс сопоставим с аптским, несмотря на существенно меньшую разбуренность и структурную изученность. Это наводит на мысль о том, что в конечном итоге неоком окажется главной газонефтепродуктив-ной частью разреза осадочного чехла области. В горизонте Ю2-з средней юры открыта пока только одна ГК-залежь на Геофизическом месторождении.
Анализ газонефтеносности недр Гыданского полуострова, включая площадное распространение месторождений УВ. и размещение залежей в объеме осадочного чехла, а также их выявленных запасов (категорий B+C1+C2) показывает следующее:
1. Вследствие полого-выровненного рельефа структурно-литологической поверхности кровли сеномана (горизонт ПК1) и отсутствия сколько-нибудь крупных положительных высоко- и среднеамплитудных поднятий скопления сухого бесконденсатного газа в горизонтах сеномана и альба выявлены лишь на 50 % открытых месторождений; суммарные запасы газа сеноманских и альбских залежей составляют менее 20% от запасов Гыдана.
2. Наибольшее число скоплений УВ и наибольшие запасы газа (45 % от суммарных) связаны с аптскими горизонтами ТП1-ТП10.
3. Вторым по значимости доминант-комплексом на Гыдане является неокомский.
4. Юрский продуктивный комплекс вскрыт на пяти площадях, в том числе на двух - в явно неструктурных условиях. Открыта одна небольшая ГК-залежь в горизонте Ю2, поэтому делать какие-либо обоснованные выводы о его перспективности преждевременно. Очевидно одно: данный комплекс, как и вышележащие, окажется преимущественно или исключительно газоносным.
5. Самые многозалежные месторождения выявлены в западной части области и приурочены к крупным положительным структурам (Утренней и др.). К небольшим поднятиям приурочены одно-трехзалежные месторождения.
Характерной особенностью месторождений Гыданской области является невысокое содержание в газе жидких УВ. В апт-альб-сеноманских залежах Утреннего, Гыданского и других месторождений содержание стабильного конденсата в газе составляет 0,2-4,4 г/м3. Резкое увеличение содержания конденсата (от 2,5-4,5 до 18,0-60,0 г/м3) на большинстве месторождений Гыдана происходит в верхних горизонтах баррема и приурочено к интервалу пластовых температур 50-56 °С. В неокоме фоновые содержания конденсата составляют 100-150 г/м3 (табл. 3.3).
Извлекаемые запасы конденсата в связи с распространением преимущественно чисто газовых скоплений в горизонтах апта-сеномана и низкоконденсатных - в неокоме - крайне незначительны (33,0 млн.т).
Нефтеносность установлена в неокоме только на двух месторождениях в виде мелких подгазовых скоплений - залежей (оторочек нефти).
Залежи УВ в нижнемеловой толще Гыдана характеризуются очень сложным литологическим строением (обилием латеральных экранов), на которое на ряде месторождений накладывается и влияние разломной тектоники.
Самым крупным по запасам газа и одновременно многозалежным (34 горизонта, 48 залежей УВ) является Утреннее месторождение, на котором пробурено 52 поисково-разведочные скважины. С учетом того, что на других открытых месторождениях пробурено от 1-2 до 7-10 скважин, многие из которых остановлены в апте-готериве и даже не вскрыли нижних горизонтов песчано-глинистого разреза неокома, очевиден вывод, что подобная «многозалежность» будет характерна для всех месторождений Гыдана, за исключением мелких и мельчайших по запасам, которые, как правило, содержат 1-2 залежи в силу структурно неблагоприятных условий. Если не считать крупнейшей сеноманской залежи Антипаютинского месторождения, лишь территориально принадлежащего Южно-Гыданскому району, самыми крупными открытыми залежами газа в нижнем мелу являются готеривская залежь горизонта ТП17 Утреннего (99,8 млрд. м3) и аптская - горизонта ТП13 Гыданского (87,6 млрд. м3) месторождений. Для сравнения, самое крупное единичное скопление УВ (газа) в НПТР - сеноманская залежь Уренгоя - имеет начальные запасы 7,8 трлн. м3, в Ямальской ГНО - единая залежь горизонтов ТП1-6 Бованенковского ГКМ характеризуется запасами 2,2 трлн. м3, при этом газовые потенциалы этих регионов соотносятся так же, как и запасы крупнейших залежей (примерно 3:1). Но поскольку запасы месторождения (залежи) - лидера - показатель величины общего УВ-потенциала недр тех или иных областей, регионов и провинций в целом, как это было показано в работах [30, 83], относительно невысокие суммарные запасы Утреннего месторождения (767,1 млрд. м3) и залежи-лидера (горизонт ТП17 - 99,8 млрд. м3) заставляют с осторожностью относиться к официальной оценке газового потенциала Гыданской области и Западно-Мессояхского района - 9,7 трлн. м3 (на 01.01.1993 г.).
Структурно-тектонической границей Гыданской ГНО, отделяющей ее от Пур-Тазовской области НПТР и Болыиехетского района, является Средне-Мессояхский мегавал субширотного простирания, в осевой части которого открыты два крупнейших по запасам нефтегазоконденсатных месторождения: Западно- и Восточно-Мессояхское, в объеме которых геологические запасы нефти превышают запасы свободного газа. Восточнее, в Усть-Енисейской области открыты исключительно газовые и ГК-месторож-дения.
Физико-химические свойства УВ-флюидов в меловых и юрских залежах Гыдана таковы.
Свободные газы верхнего продуктивного надкомплекса (апт-сеноман) характеризуются единообразием: на обширной территории от Среднего Приобья до Карского моря распространены исключительно метановые, бесконденсатные или низкоконденсатные газы с крайне малым содержанием ТУВГ (обычно не более 2-3 %, чаще всего менее 1 %), СO2 и азота, бес-сернистые (табл. 3.4-3.6). Но некоторая дифференциация состава газов от кровли сеномана до подошвы апта по разрезу конкретных месторождений все же намечается, а именно, от залежи к залежи с ростом глубин и геотемператур (т.е. и уровня катагенеза пород и органического вещества), содержание метана снижается от 99-97 до 93-90 %, а содержание ТУВГ растет (от 0,5 до 2,5-3,0 %).
На отдельных локальных структурах, свод которых нарушен разноамплитудными разломами, нередко - чаще всего незакономерно - увеличивается содержание СO2 или редко - и азота, что некоторые исследователи связывают с разломной тектоникой [82]. Такая постепенность однонаправленного изменения состава газов с глубиной приводит к тому, что в аптских горизонтах свободный газ по составу близок к верхненеокомским газам [19, 99, 107].
На Гыдане и в Усть-Енисейской области свободные газы неокомских залежей более легкие, чем в НПТР, содержат меньше тяжелых УВГ. В смешанных по фазовому состоянию скоплениях типа НГК и ГКН вблизи фазового раздела газ/нефть содержание ТУВГ может повышаться в сумме до 15-20, редко до 22-25 %, при этом содержание пропана и бутанов приближается к содержанию этана, крайне редко в свободных газах наблюдается соотношение С3 + С4 > С2, и во всех подобных случаях вероятно разбавление свободного газа попутным (на Харампурском, Утреннем и других месторождениях).
Во всех без исключения неокомских газах Севера содержится минимальный объем неуглеводородных компонентов: СO2 от 0,1 до 1,60 %, N2 от 0,08 до 1,94 %, сероводород отсутствует, инертных газов - следы. В качестве «типовых» газов неокомского комплекса для двух областей могут быть представлены следующие по составу (%):
В целом, газы неокомских залежей Гыдана относятся по составу к «средним», раннемезокатагенетическим по генезису [19, 107]. Изменение состава УВГ по разрезу наиболее характерных месторождений показано в табл. 3.4-3.5.
Сведений о составе газа в породах юры СВЗСП крайне мало. Известно по общерегиональным тенденциям, что от горизонтов Ю1 и Ю2 вниз по разрезу происходит облегчение УВ-состава (рост содержания метана) и утяжеление изотопного состава [42, 99, 104].
Кроме физико-химических параметров, полезную информацию для анализа онтогенеза УВ несут сведения об изотопном составе углерода (ИСУ) метана. Изотопные исследования проводились последние 30 лет во ВНИИЯГГе, ГЕОХИ РАН, ВНИГРИ, ВНИИГАЗе. Результаты этих исследований обобщены во ВНИИГАЗе [42] (табл. 3.7). Вниз по разрезу от сенома-на к неокому и далее к юре происходит утяжеление изотопного состава углерода метана, что большинство исследователей объясняют генетическими причинами [18, 33, 56 и др.].
Изотопическое утяжеление углерода метана (иногда значительное) наблюдается в газах сеноманских отложений на газовых и газонефтяных залежах, в той или иной мере затронутых тектоническими нарушениями (Нейтинское, Ямсовейское, Тазовское, Русское, Мессояхское, Еты-Пуровское месторождения). Среди перечисленных месторождений наибольшее утяжеление углерода метана в газах сеноманских отложений установлено на Нейтинском (δ13С = -38,8 ‰) и Мессояхском (δ13С = -38,3 ‰) месторождениях. Утяжеление углерода метана в газах сеноманских отложений перечисленных выше залежей связано, скорее всего, с повышенной вертикальной проницаемостью разреза, обусловленной высокой песчанистостью и нарушенностью осадочного чехла [18, 42, 56, 83].
Физико-химические свойства жидкой фазы в УВ-скоплениях Гыдан-ской области приведены в табл. 3.8-3.9.
Все без исключения северные нефти альб-сеноманского комплекса -тяжелые (более 0,9 г/см3) малосернистые, малопарафинистые, но и малосмолистые, в отличие от «одновозрастных» смолистых и сернистых нефтей Среднего Приобья. Высокая плотность альб-сеноманских нефтей обусловлена очень высоким содержанием сложных нафтеново-ароматических УВ при крайне малом содержании метановых УВ, особенно легкокипящих. Они диагностируются, как «незрелые», точнее малозрелые, «юные» нефти первых порций генерации из материнского ОВ смешанного генезиса [6, 36, 90, 107]. На Гыдане признаки подобных нефтей отмечаются только в виде пленок и непромышленных притоков с водой.
В аптских горизонтах Севера содержатся как тяжелые нефти типа вышележащих (Новопортовское НГКМ), так и разные по плотности, но обычно утяжеленные и средние по плотности (в диапазоне 0,840-0,895 г/см3). По совокупности геохимических параметров нефти апта - переходные от альб-сеноманских тяжелых нефтей к неокомским «обычным» нефтям.
В породах неокома северной половины НПТР, Гыданской и Усть-Енисейской областей развиты нефти средней плотности (0,82-0,89, обычно 0,84-0,85 г/см3), малосернистые и бессернистые (S менее 0,3 %), высоко- и ультрапарафиновые (П от 5-6 до 14-15 % и более), малосмолистые, часто безасфальтеновые, с высоким отношением пристана к фитану (П/Ф) [19, 90, 107]. Интересно, что скопления нефти на Гыдане появляются в нижних горизонтах танопчинской свиты «одновременно» с резким всплеском кон-денсатосодержания (более 120-150 г/м3) в газах смежных ГК-скоплений, что объясняется безусловно генетическими («генерационными») причинами [99, 107].
Вниз по разрезу нефти приобретают все более «облагороженный» облик, в низах неокома становятся легкими по плотности, малосмолистыми, практически бессернистыми, но высокопарафиновыми - содержание парафина доходит до 10-12 % и более. Притоков нефти из пород юры на северо-востоке мегапровинции пока не получено.
Все северные нефти, судя по их составу и свойствам, относятся к типу «континентальных» - продукт генерации битумоидов гумусовым ОВ [19, 36, 37, 90].
Конденсаты залежей УВ Гыданской области отличаются от нефтей в одновозрастных горизонтах только плотностью и содержанием парафина, смол и асфальтенов (пониженным, последние часто отсутствуют), геохимически (и генетически) они - тождественны. Вниз по разрезу отдельных месторождений с закономерным увеличением содержания жидких УВ в газоконденсате постепенно снижается его плотность и содержание в нем нафтеново-ароматических УВ, что характерно для всех северных и арктических областей мегабассейна [19, 85, 99, 107].
Ниже приводятся данные по газонефтеносности отдельных месторождений и залежей УВ, обобщенные авторами с привлечением ряда опубликованных работ [19, 21, 62, 124 и др.] и материалов северных производственных геологических объединений «Главтюменьгеологии».