Происхождение природных газов гигантского Уренгойского месторождения

Уренгойское газоконденсатное месторождение – это крупнейшее месторождение в России. Его общие геологические запасы оцениваются в 16 трлн м³ природного газа и 1,2 млрд т газового конденса та. Месторождение находится в северной части Западно - Сибирской низменности. Административно располагается в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, в 56 км к северо-западу от пос. Уренгой.

Уренгойское месторождение входит в состав Уренгойского нефтегазоносного района Надым-Пурской нефтегазоносной области (НГО). Характерная особенность этой области – развитие мощного (до 2000 м) мелового (неоком-сеноманского) ком- плекса, который заключен между двумя регионально выдержанными глинистыми толщами. Основные залежи газа, приуроченные к сеноманским отложениям, залегают непосредственно под региональной покрышкой верхнемеловых (туронских) и палеогеновых отложений. Газоконденсатные залежи присутствуют также в ачи-мовской толще и отложениях юрского комплекса [1, 3].

Территория севера Западной Сибири в период от валанжина до сеномана испытывала преимущественно континентальный режим осадконакопления, тогда существовали благоприятные условия для захоронения растительных остатков – исходного материала для массы угольного

вещества, содержащегося в породах комплекса. В указанный период отмечались отдельные эпохи максимального угле-накопления (баррем-апт-сеноман), которые привели к концентрированным формам скопления в виде пластов угля. Число угольных пластов 10–30, а их суммарная толщина - десятки метров [4, 6]. Наличие повышенных концентраций угольного вещества (как в рассеянной, так и в концентрированной форме) явилось важнейшим генетическим признаком, по которому континентальная толща покурской серии апт-сеноманского возраста отнесена к типичной угленосной формации.

Степень катагенеза углей по отражательной способности витринита RA (%) различных горизонтов неоком- сеноманского комплекса колеблется от 5,5 до 7,5, что соответствует стадиям преобразования углей от бурой до длиннопламенной (табл. 1). Можно выделить два фазово-генетических типа газоконденсатных скоплений. «Первичные» (без нефтяных оторочек) характеризуются низким содержанием конденсата, находятся ниже главной зоны нефтеобразования (ГЗН), образуются непосредственно из органического вещества в зоне наиболее «жесткого» катагенетического преобразования пород. «Вторичные» приурочены к газонефтяным системам, отличаются высоким содержанием конденсата, расположены выше ГЗН и формируются при растворении легких фракций нефтей в сжатых газах.

Таблица 1. Принципиальная схема сопоставления шкал катагенеза и углефикации ОВ и вертикальной зональности нафтидогенеза (по Н.Б. Вассоевичу, 1990) [10]

Основные характеристики залежей приведены в табл. 2. Содержание УВ увели- чивается с глубиной. Для нижней части мелового комплекса (неоком) характерны газоконденсатные залежи с нефтяными оторочками и наибольший предположительный выход УВ, которые образовались из сапропелевого типа УВ.

Углеводородные газы образуются в процессе изменения органического вещества (ОВ) от буроугольной до антрацитовой стадии [2–5]. Поэтому и газоконденсатные системы, тесно связанные с газовыми, могут быть встречены в широком диапазоне глубин. Это позволяет полагать, что «первичные» газоконденсатные системы на севере Западной Сибири могут быть встречены в широком стратиграфическом диапазоне от сеномана до юры.

Суммарное содержание угольного вещества в толще мелового комплекса оценивается в 15,5·1012 т, из которых 6,9·1012 т в отложениях покурской серии (апт – альб – сеноман) имеют буроугольную стадию катагенеза и 8,6·1012 т в отложениях готе-рив-баррема – начальную длиннопламенную стадию. Угольное вещество на буроугольной стадии катагенеза генерирует гомологи метана. В больших концентрациях они отмечены на длиннопламенной, газовой и жирной стадиях катагенеза. Кроме гомологов метана из угольного вещества образуются жидкие углеводороды (УВ) [3, 7, 8, 9].

Таблица 2. Характеристика газоконденсатных залежей

Коэффициент аккумуляции для газа в месторождениях Западной Сибири составляет 0,15, что свидетельствует о высоком газовом потенциале, играющем определяющую роль при формировании газоконденсатных залежей [6]. Следовательно, «первичные» конденсаты (не связанные с нефтью) могли образоваться в отложениях мелового комплекса на стадиях мезокатагенеза (МК1 – МК3) из ОВ гумусового типа.

Таким образом, в северных районах Западной Сибири, на Уренгойском месторождении в частности, в верхней части мелового комплекса развиты «первичные» нафтеновые газоконденсаты, образовавшиеся на буроугольной стадии катагенеза ОВ гумусового типа и связанные с крупной зоной газонакопления, приуроченной к области развития угленосной формации. Выделяемая «переходная» зона преимущественного развития газоконденсатнонефтяных залежей характеризуется зако- номерным соотношением нефтяных и газоконденсатных залежей. Рассмотренная вертикальная и региональная зональность распределения фазового состояния УВ позволяет прогнозировать фазовое состояние, количественную и качественную характеристики скоплений УВ в юрском нефтегазоносном комплексе на севере Западной Сибири.

В юрских отложениях следует ожидать развитие газоконденсатных залежей преимущественно метанового состава с высоким содержанием конденсата, о чем свидетельствует наблюдаемая тенденция увеличения концентрации конденсата до 600 г/м3 на глубине 5000 м на Уренгойском месторождении.