- Новопортовское НГКМ со спутниками Мало-Ямальским и Ростовцев-ским;
- Нурминская группа месторождений;
- Бованенковское с Харасавэйским и Крузенштернским;
- Тамбейская группа, фактически с четырьмя месторождениями, хотя Северо-Тамбейское и Тасийское ГКМ считаются «близнецами» и ранее рассматривались как одно — единое месторождение.
В научной литературе отсутствуют публикации, посвященные анализу условий формирования, эволюции и разрушения месторождений УВ отдельно в Ямальской области, за исключением Новопортовского месторождения, онтогенез УВ в объеме которого обсуждается в ряде работ [48, 132].
Одноименное нефтегазоконденсатное месторождение, давшее название зоне нефтегазонакопления, в своем роде уникально не только для Ямала, но и для всех арктических районов провинции севернее широты Медвежьего-Уренгойского и Заполярного месторождений.
В Новопортовскую зону (НЗ) нефтегазонакопления, приуроченную к Новопортовскому конседиментационному валу, его склонам и Мало-Ямальской группе локальных структур входят Новопортовское и Ростовцевское нефтегазоконденсатные и Мало-Ямальское газоконденсатное месторождения (РМ, МЯМ). Фактически в ареал зоны следует включать и открытые восточнее Хамбатейское ГКМ и Каменномысское газовое месторождения. НЗ является, пожалуй, единственной зоной (районом) в провинции, в пределах которой на столь малых расстояниях (15—30 км) так резко менялись бы и геологическое строение, и характер нефтегазоносности пород мела и особенно юры: все три месторождения зоны: НМ, МЯМ и РМ разительно отличаются друг от друга, а все они, в свою очередь, диаметрально противоположны Хамбатейскому и Каменномысскому месторождениям (см. главу 4). В самом деле, на Новопортовском месторождении разрез неокома-апта и сеномана крайне обеднен УВ-скоплениями, а основная нефтегазоносность приурочена к новопортовской толще берриаса-валанжина и кровле тюменской свиты. На МЯМ выявлены крупная газовая залежь в кровле сеномана и две значительные ГК-залежи в горизонтах Ю2-3 и Ю4 без признаков нефтеносности во всем разрезе и с водоносными горизонтами нижнего мела. Более упорядочено распределение УВС в объеме Ростовцевского НГКМ, однако в верхних горизонтах мела встречены только небольшие по запасам скопления УВ, и геологические запасы нефти (почти 200 млн.т) значительно превышают запасы газа (менее 100 млрд. м3 по категории B + C1 + C2), при этом главные газоносные горизонты Ямала — TH1-6 здесь также оказались водоносными, а горизонты Ю2-3 юры — уплотнены и их продуктивность осталась невыясненной.
В отличие от Ростовцевского, Хамбатейское ГКМ, расположенное всего в 15 км к северо-востоку от первого, характеризуется водоносностью горизонтов от кровли сеномана до низов танопчинской свиты (ТП19 включительно) и отсутствием даже признаков нефти в разрезе. Вместе с тем, на этом месторождении впервые открыта ГК-залежь в ачимовской толще, хотя дебит оказался полупромышленным (44,5 тыс. м3/сут) и залежь не была поставлена на баланс.
И наконец, на Каменномысском месторождении продуктивен только сеноман, нижнемеловые и среднеюрские горизонты при испытаниях оказались либо водоносными, либо уплотненными, и из них получены полупромышленные и непромышленные притоки газа с конденсатом от 6—8 до 27 тыс. м3/сут и водой (от 0,52 до 15 м3/сут). Таким образом, здесь в разрезе танопчинской, ахской и тюменской свит, скорее всего, развиты «консервационные» ГК-скопления с предельно низкими добывными возможностями (нетрадционные ресурсы УВ), при этом не исключена возможность развития тонких нефтяных оторочек с легкой конденсатоподобной нефтью, о чем свидетельствует очень высокий конденсатный фактор.
На особом месте находится гигантское по запасам Новопортовское НГКМ.
Это месторождение в силу уникальности своего строения и нефтегазоносности со всех точек зрения достойно вообще самостоятельного монографического описания. Необычность НМ, по крайней мере, для арктических районов провинции заключается в следующем:
1. Новопортовское месторождение характеризуется самым большим на севере стратиграфическим этажом продуктивности. Газовые, газокондесатные, нефтегазоконденсатные, вероятно, нефтяные и газонефтяные залежи установлены в интервале от кровли сеномана до базальных горизонтов юры, НГЗК и трещиноватых палеозойских известняков.
2. Особенностью месторождения является крайне малая газоносность разрезов юры и нижнего мела-сеномана: во всех смешанных скоплениях геологические запасы нефти существенно превышают запасы свободного газа, за исключением залежи, приуроченной к пласту НП-1, а высокоемкая структурная ловушка по кровле сеномана, сопоставимая с ловушками Бованенковского и Харасавэйского месторождений, содержит незначительное скопление газа. Промышленные скопления нефти выявлены в средней части разреза осадочного чехла и приурочены к верхним горизонтам средней юры, новопортовской толще и верхам апта. Высока вероятность того, что считающиеся едиными залежи в юрских и валанжинских горизонтах месторождения расчленяются разломами на целый ряд тектонически-экранированных и комбинированных залежей, о чем свидетельствуют данные испытания большого числа скважин. Кроме того, нигде на Ямале нефть не забирается стратиграфически так высоко, как на Новопортовском месторождении. Выше нефтегазовой залежи горизонта ТП1 зафиксированы обильные нефтепроявления — полупромышленные притоки тяжелой нефти, аналогичной аптской, в альбских горизонтах, что совершенно не характерно для ЯГНО, но часто наблюдается в средних и верхних горизонтах покурской свиты НПТР выше границы начала ФМГБ на структурах, интенсивно нарушенных высокоамплитудными разломами [132].
Обращает на себя несоответствие уровня катагенетической преобразованности ОВ пород в кровле юры и новопортовской толщи уровню геохимической зрелости нефтей в горизонте Ю2-3 и особенно НП1—НП10.
В частности, «континентальные» по своим геохимическим характеристикам нефти тюменской свиты и тем более новопортовской толщи дельтового генезиса демонстрируют высокую геохимическую зрелость, в отличие от аптской незрелой нефти, в то время как уровень катагенетической преобразованности нефтематеринских (потенциально) вмещающих продуктивные горизонты глин не выходит за пределы градаций ПК33—MK11 (R° — 0,45—0,52 %) и явно недостаточен для масштабной битумо(нефте) генерации в существенно гумусовом ОВ, что прямо свидетельствует об относительно больших расстояниях вторичной миграции в латеральном направлении с юго-востока на северо-запад и отчасти, ремиграции (по разломам), тем более, что в пределах НП наблюдается наименьшая толщина региональной покрышки (вертикальное расстояние от подошвы самого нижнего горизонта группы НП до кровли горизонта Ю2 — 50—30, местами до 20 м).
Рассматривая нефтеносность Новопортовской зоны, отметим следующее. Примечательна близость (по сути — тождественность) физикохимических свойств и состава новопортовских и тюменских нефтей НМ, несмотря на значительные отличия фациальных характеристик предположительно материнских пород новопортовской толщи, верхней и особенно средней юры (тюменской свиты). Попадание новопортовских нефтей в горизонты Ю2-з маловероятно по ряду причин, обратное — значительно более вероятное событие... При этом нефти соседнего Ростовцевского НГКМ разительно отличаются от нефтей НМ низкой плотностью и парафинистостью и малым содержанием смол и особенно асфальтенов: по своему геохимическому облику они весьма близки газоконденсатам других месторождений Ямала.
3. Необычность, аномальность Новопортовского месторождения для арктических районов Западной Сибири, кроме всего прочего, выражается в водоносности всех горизонтов регионально газоносной танопчинской свиты (кроме горизонта ТП1), что не характерно для Ямала и Гыдана. Кроме того, в объеме НМ наблюдается минимальная напряженность как геотермического, так и флюидобарического полей, и признаки ВГПД начинаются только в низах юры на дальних восточных склонах вала, хотя в пределах Ростовцевского и Хамбатейского месторождений ВГПД начинаются уже в низах мела (в НП и АТ).
Рассмотрим генерационные, миграционно-аккумуляционные и консер-вационные условия газонефтеобразования и накопления в породах юры и мела Новопортовского автономного генерационно-аккумуляционного района (зоны).
В табл. 7.13 приведены основные сведения о генерационных свойствах продуктивных пород района, которые изучены с максимально возможной детальностью, на основании чего рассчитаны суммарные массы генерации УВГ и битумоидов в отдельных продуктивных комплексах и подкомплексах, проанализирован природный баланс распределения генерированных и эмигрировавших подвижных соединений (сорбция породами и органическим веществом, растворение в пластовых водах, уход в атмосферу, потери эмиграции, образование свободной фазы газа и нефти в коллекторах) и определены коэффициенты аккумуляции (и сохранности) газа и нефти генерационные (отношение открытых запасов категорий A+B+C1+С2 к сумме генерации) и миграционные (то же, по отношению к массе газа и нефти в свободной фазе в коллекторских горизонтах) (см. табл. 7.9).
Анализ приведенных материалов свидетельствует о том, что максимальными возможностями в плане газогенерации обладают породы готерива-сеномана, газо- и битумогенерации — нижней-средней юры, в которых были генерированы многие десятки трлн. м3 УВГ и млрд. т битумоидов, которые после эмиграции из глин и углей образовали большое число микро- и макроскоплений газа и нефти в коллекторских горизонтах. В то же время наиболее благоприятные условия для вторичной миграции и аккумуляции нефти имеет новопортовская толща (чередование выдержанных в пространстве пар пластов (горизонтов) коллектор — покрышка оптимальной единичной мощности — 10—20 м), для газа — танопчинская и марресалин-ская существенно песчанистые свиты. Во всех продуктивных комплексах, кроме берриас-валанжинского, коэффициенты аккумуляции и сохранности газа оказались ничтожно малыми и несопоставимыми с таковыми для нефти, чего не должно быть при благоприятных консервационных условиях, если учесть генерационные соотношения УВГ и битумоидов и значительно большую миграционную подвижность газа.
Однако объяснить резкое преобладание нефти над свободным газом в горизонтах Ю2—Ю3 — генерационными и миграционно-аккумуляционными условиями не представляется возможным. Генерационноаккумуляционная доля верхнеюрских пород морского генезиса в плане относительных и абсолютных масштабов нефтенакопления на Ямале, в отличие от более южных районов провинции, крайне мала для среднеюрских залежей УВ и ничтожна для горизонтов НП. Об этом свидетельствуют геологические условия залегания пород абалакской и баженовской свит, геохимическая характеристика РОВ и геохимический облик нефтей промышленных скоплений.
Особенностью Новопортовской зоны (района) нефтегазонакопления является сравнительно обширный ареал газо- и особенно нефтесбора по отношению к ловушкам (залежам) в осевой части Новопортовского вала. О сравнительно дальней миграции УВ (как газа, так и нефти) на расстояния в десятки километров свидетельствует неадекватность их физико-химических свойств и геохимического облика генерационным условиям пород средней юры и особенно валанжина Новопортовского месторождения, а именно, низкому уровню катагенеза возможно продуцирующих толщ не соответствуют конденсат и нефть достаточно высокой геохимической зрелости, залегающие в породах, еще не вошедших в «нефтяное окно» для существенно гумусового и смешанного типов материнского ОВ. Несмотря на центростремительное поступление УВ в виде мигрирующих струй во всем ареале структурного влияния вала, все же главным направлением вторичной (коллекторской) миграции было преимущественно латеральное субзападное для пород тюменской свиты без значительных субвертикальных перетоков и северо-западное для горизонтов группы НП. Таким образом, созревание и первичная миграция УВ, в настоящее время локализованных в ловушках Новопортовского НГКМ, осуществлялись в огромном газо- и нефтесборном объеме юры и нижнего мела моноклинальных зон к востоку и югу от месторождения, без смешения на путях миграции УВ, генерированных в разновозрастных горизонтах. Вместе с тем, решающее влияние на эволюционную сохранность УВ в виде разнофазовых залежей в объеме осадочной линзы месторождения оказали процессы тектогенеза и подвижек по долгоживущим конседиментационным и новообразованным разломам.
Значительное по запасам нефтегазоконденсатное месторождение с высокой относительной долей жидких УВ в залежах верхней части тюменской свиты и низах мела образовалось в результате сочетания целого ряда благоприятных (для нефти) тектонических, литолого-фациальных, геохимических и геотермических факторов. Ведущим из них является тектонический, а именно положение Новопортовского вала, на границе областей с различной интенсивностью погружения и осадконакопления в мезо-кайнозойское время. Приподнятое положение вала в течение юрского, мелового и кайнозойского времени по отношению к глубокопогруженным впадинам на востоке и юге, в которых мощность осадочного чехла возрастает более чем в 2 раза, наличие литолого-стратиграфических несогласий между фундаментом, юрским и меловым осадочными комплексами и разломов предопределили значительный газо- и нефтесборный объем пород и весьма активную миграцию УВ. Развитие разноамплитудных конседиментационных разломов, движения по которым носили импульсный характер, обусловило частичное разрушение скоплений за счет перетока и рассеяния УВ, преимущественно газа, в вышележащих породах танопчинской свиты, сепарационное накопление жидких УВ (конденсата и нефти) и трансформацию первичных газоконденсатных и газоконденсатно-нефтяных залежей в нефтегазокондесатные. Таким образом, несмотря на относительную автономность процессов газонефтеобразования и накопления в юрских, неоком-аптских и альб-сеноманских отложениях ЗСНГП [46, 48, 139], для Новопортовского месторождения, в силу специфики геологической истории развития и структурно-тектонического строения одноименного вала, можно допустить перетоки пластовых флюидов из юрской в неокомскую, из неоком-аптской в альб-сеноманскую части разреза и уход из сеномана значительной части газа. Об этом свидетельствует значительная недозаполненность углеводородами ловушек в кровле тюменской свиты и в новопортов-ской толще, а также близость физико-химических свойств УВ в залежах.
Максимальную интенсивность процессы дегазации месторождения получили в конце плиоцена, когда в результате неогенового воздымания была срезана часть региональной турон-эоценовой покрышки, сложенной к тому же слабоуплотненными глинисто-кремнистыми породами.
Причем субвертикальный тепломассоперенос и прорывы газа вплоть до поверхности Земли по отдельным «живым» разломам происходят и до настоящего времени, о чем свидетельствует значительное протаивание и подъем подошвы мерзлоты в зонах предполагаемых разломов и их пересечений.
Периодические тектонические «встряски» осадочной макролинзы в ареале Новопортовского вала, связанные, прежде всего с нисходящими тектоническими движениями при формировании мегаструктуры бассейна в мезозое, и инверсии движений в средне- и позднекайнозойское время, в сочетании с повышенной песчанистостью тюменской и танопчинской свит приводили к разрушению одних УВС, ремиграции УВ и формированию других скоплений, как правило, под региональными и зональными покрышками, непрерывное обновление их состава и трансформации фазового состояния. Наблюдаемые в настоящее время залежи УВ — по сути самые последние из сформированных и сохранившихся в течение длительной и сложной истории онтогенеза УВ в пределах Новопортовского месторождения.
Таким образом, единственно правильным является вывод о мощной импульсной дегазации недр Новопортовского месторождения по системе разломов, которые становились максимально проводящими в моменты оживления тектонических движений и вновь теряли флюидопроводящие свойства в периоды тектонического покоя. По ориентировочным расчетам из сеноманской ловушки ушло не менее 1 трлн. м3 газа альб-сеноманского генезиса, из аптской ловушки — более 500 млрд. м3 газа, генерированного в танопчинской свите, из ловушек в новопортовской толще — около 200 — 250 млрд. м3, из ловушки в кровле тюменской свиты — не менее 300 млрд. м в сумме за пределы аккумуляционной системы — юры — нижнего мела — сеномана до 2 трлн. м3.
Вместе с тем, необходимо учитывать современную изолирующую роль большинства разломов в объеме осадочного чехла Новопортовского месторождения. Проводящими (для газа) и полупроводящими (для нефти) они становились только в кратковременные эпохи тектонических движений (практически мгновенных подвижек), в частности, в неогеновый период. В стадии относительного покоя происходило быстрое залечивание трещин вторичными минералами, обычно кальцитом или их захлопывание в толщах недоуплотненных глин.
Низкоконденсатные скопления в ловушках базальных горизонтов юры и в трещиноватых известняках северо-восточных блоков фундамента, «открытых» для заполнения мигрирующими струями УВ из глубокопогружен-ных восточных зон, представляют собой продукты высокопреобразованно-го, преимущественно гумусового ОВ (R° не менее 1,5—1,7 %), о чем свидетельствует их геохимический облик, т.е. они поступили в ловушки на последнем этапе генерации и миграции УВ из нижних горизонтов осадочного чехла. Таким образом, зона локализации «нормальных» первичных ГК-систем в виде залежей в пределах НМ (с ГКФ от 100 до 200—250 г/м3) оказалась редуцированной, однако подобные системы распространены на соседних Мало-Ямальском и Ростовцевском месторождениях.
Отсутствие нефти в нижнем мелу МЯМ объясняется, с одной стороны, низким уровнем катагенеза ОВ даже в низах готерива и валанжина (до 0,5 % R°), с другой, развитием мощной глинистой покрышки верхней юры-валанжина (более 400 м) без песчано-алевролитовых горизонтов группы НП, что сделало невозможной «автоаккумуляцию» нефти и газа в самой битумогенерирующей толще, и «отсекло» ремиграционный поток юрских УВ-флюидов, а в отсутствие мощной дегазации юрского НГК в природных резервуарах горизонтов Ю2 — Ю4 образовались скопления УВ, какие и должны были образоваться и скопиться в ловушках средней юры в «типовых» генерационно-аккумуляционно-консервационных условиях, а именно типа ГК (ГКН), что и наблюдается на всех других месторождениях Ямала. В силу же «миграции» в восточном направлении структурообразующих тектонических движений в течение среднего и позднего мела и кайнозоя в объеме танопчинской свиты МЯМ структурные ловушки могли и вовсе не образоваться, а замыкание поднятия по кровле сеномана обязано неотектоническим движениям, как и повсеместно на севере провинции, где до 80 % прироста амплитуд локальных структур по сеноману приходится на неоген-четвертичное время [28, 38, 111]. В результате залежи УВ в породах нижнего мела не образовались либо не сохранились при расформировании поднятий по неокому-аптским горизонтам в послемеловое время. Вместе с тем, пониженный уровень катагенеза преимущественно гумусового ОВ в верхней части тюменской свиты обусловил невысокое содержание жидких УВ в газе (менее 160 г/м3).
В отличие от НМ, в разрезе нижнего мела Ростовцевского месторождения распределение нефтегазоносности носит более упорядоченный характер, хотя существенно большая относительная нефтеносность новопортовской толщи в сочетании с минимальной (или нулевой) нарушенностью разреза дизъюнктивами требует своего объяснения. Вместе с тем, специфика развития коллекторов в горизонтах групп БЯ и НП позволяет предполагать наличие малоамплитудного разлома или линейной зоны дробления пород субширотного простирания с развитием интенсивных процессов эпигенеза и уплотнения песчано-алевролитовых пород в этой зоне.
Генерационные свойства нижнемеловых пород Ростовцевского месторождения по фактическим данным не изучены. По аналогии с близраспо-ложенными Новопортовским и Нурминским месторождениями содержание Сорг в глинах неокома-апта превышает 1,0—1,5 % (до 2,5—3,0 % и более в континентальных фациях). По составу рассеянное в толще берриаса-валанжина ОВ относится к смешанному сапропелево-гумусовому типу. Суммарная угленасыщенность преимущественно глинистого разреза ахской свиты значительно меньше, чем на Новопортовской площади (менее 3 м), но в континентальной угленосной толще танопчинской свиты достаточно высока (до 38—40 м КОВ). В соответствии с большими глубинами погружения продуктивных горизонтов степень кумулятивного прогрева одновозрастных толщ в разрезе Ростовцевского месторождения существенно выше, чем на Новопортовском НГКМ. В частности, по расчетам, поверхность с величиной R° = 0,5 % проходит в средних горизонтах танопчинской свиты. В кровле тюменской свиты величина R° изменяется с запада на восток от 0,90 до 1,05 %. Таким образом, продуктивная новопортовская толща в пределах Нулмуяхинского поднятия и на его склонах преобразована до оптимального для нефтеобразования (для всех типов ОВ) диапазона катагенеза R° = 0,65—0,85 %. В нижних горизонтах юры и на контакте с фундаментом катагенез ОВ достигает высоких стадий (R° до 2,00 % и более — тощие угли в разрезе). В непосредственной близости к востоку от Нулмуяхинской площади степень катагенеза в юрской толще возрастает до 1,0—1,1 % (R°) в кровле и до 2,50—2,70 % в подошве (полуантрациты).
Термобарическая напряженность литофлюидальной системы меловой и особенно юрской толщ Нулмуяхинской площади выше, чем на Новопортовской площади. В кровле сеномана современные температуры (СТ) составляют 27—32 °С, в кровле апта — 50—55 °С. В нефтепродуктивном диапазоне новопортовской толщи (НП1—НП7) СТ изменяются от 75—80°С до 85—92 °С в подошве. В кровле песчано-глинистой тюменской свиты СТ возрастают до 105—110 °С. Средние термоградиенты в меловой-палеогеновой части разреза составляют 3,6—3,7 °С/100 м в осадочном чехле от подошвы мерзлоты (глубина в среднем 180—220 м), а в юре повышаются до 3,75—4,00 °С/100 м. Таким образом, прогнозируемые СТ в подошве осадочного чехла составляют 150—160 °С.
Геофлюидальные давления в разрезе танопчинской свиты и новопортовской толщи (за исключением горизонта НП7) соответствуют условным гидростатическим. Это связано, главным образом, с тем, что продуктивные горизонты погружены на глубины менее 2,8—2,9 км, ниже которых аномальность пластовых давлений в меловых горизонтах экспоненциально возрастает. В юрских коллекторах развиты геофлюидальные давления существенно выше гидростатических, обусловленные жесткими термоглубинными условиями и высоким уровнем катагенеза, однако конкретные данные о коэффициентах аномальности (превышения) давлений отсутствуют.
Линзовидность строения горизонтов группы НП предполагает практическое отсутствие латеральной миграции УВ: сначала газ (УВГ + СO2), а в конце меловой и в кайнозойскую эру наиболее легкая часть битумоидов, генерированных в глинисто-песчанистой новопортовской толще после эмиграции скапливались в структурно-эпигенетических и литологически-экранированных ловушках, при этом СO2 расходовался преимущественно на карбонатизацию песчаников и алевролитов в присводовой части природных резервуаров, а часть УВГ уходила по зоне дробления вверх по разрезу, уступая коллекторское пространство нефти. Тем не менее, и в генерационном плане следует отметить сопоставимость масс образованных в НПТ битумоидов и УВГ вследствие большей доли сапропелевой компоненты в суммарном ОВ. Среднеюрская генерирующая толща, отделенная от нижних коллекторских пластов валанжина (НП7) глинистым экраном в 350 м, в отличие от НМ, практически не оказала влияния на формирование и эволюцию УВС в новопортовских и тем более в танопчинских природных резервуарах.
Каменномысское месторождение остается существенно недоизученным, особенно по нижним горизонтам валанжина и юрскому комплексу, который здесь погружен на значительные глубины (в скв. 9 кровля горизонта Ю2 вскрыта на глубине 3340 м против 2000 м — в среднем — на НПМ), тем не менее получение полупромышленных притоков газа с конденсатом из горизонта ТП и БЯ объясняется, с одной стороны, несколько ухудшенными коллекторскими свойствами песчаников и алевролитов, что вообще характерно для впадин и прогибов Ямала, с другой, по-видимому, чисто технологическими причинами. Месторождение было окончательно сформировано в неогеновое время, когда оформились структурные ловушки по кровле сеномана и в объеме танопчинской свиты.