География и геология / 7. Техника и технология
разведывательных работ
Д.г.-м.н. Бородкин В. Н.,
д.г.-м.н. Курчиков А. Р., к.и.н. Комгорт М. В., Попов Ю. Л.
ООО «Геология
резервуара», Западно-Сибирский филиал института нефтегазовой геологии и
геофизики СО РАН, Тюменский государственный нефтегазовый университет, ОАО
«Русснефть», Россия
Методика проведения
поисково-оценочных работ в пределах северных и арктических районов Западной
Сибири
Введение
Систематические поисково-разведочные работы на
нефть и газ в Западной Сибири, важнейшим направлением которых была реализация
плана опорного бурения, привели к открытию в Сибирском Приуралье в 1953 г.
Березовского газового месторождения в юрских отложениях. Месторождение не
только разрешило принципиальный вопрос о потенциальной газоносности региона, но
и дало возможность продолжить и интенсифицировать дальнейшие поиски жидких
углеводородов в северных районах Тюменской области. Второе обстоятельство
оказалось не менее значимым, поскольку ранее принятым решением Министерства
нефтяной промышленности СССР предусматривалось кардинально перестроить
географию и методику поисково-разведочных работ в Сибири. По этой причине в
1953 г. были ликвидированы Туруханская, Тазовская и Ханты-Мансийская
геофизические экспедиции. Одновременно было прекращено бурение находившихся в аварии
Ханты-Мансийской и Покурской опорных скважин, не достигших к этому времени проектных глубин. Несомненно, что участь
консервации ожидала и Березовскую опорную скважину в том случае, если бы в ходе
ее бурения не случилось аварийного
фонтанирования. «Этот исторический фонтан, - признавался академик А.А.
Трофимук, - лучше всяких аргументов подействовал на правительственные органы.
Сплавляемое по рекам на юг геофизическое и буровое оборудование было повернуто
на север для усиления поисков газа на отрогах восточного склона Урала» [1].
Дальнейшие поиски новых газоносных структур в
Сибирском Приуралье не обнаружили крупных месторождений газа, зато увенчались
открытием нефти. В апреле 1958 г. в Мало-Атлымской опорной скважине на
Назинской площади (в 200 км южнее Березово) в песчаниках юрского возраста была
обнаружена первая непромышленная залежь нефти. Спустя немногим более года 25
сентября 1959 г. на Мулымьинской структуре около с. Шаим был получен
непромышленный приток нефти, а 25 апреля 1960 г. скважина № 7 впервые в
Тюменской области дала промышленную
нефть дебитом 10-12 тонн в сутки. Открытие 20 июня 1960 г. Шаимского нефтяного
месторождения с суточным дебитом 350 тонн из юрских отложений положило конец
сомнениям о возможности обнаружения нефти в Сибири.
Обоснование направлений поисково-оценочных работ
Основные величины
перспективных и прогнозных ресурсов углеводородов (УВ) и выявленные залежи УВ
связаны со среднеюрским, ачимовским и неокомским нефтегазоносными комплексами
(НГК). Методический подход при выборе основных направлений поисково-оценочных
работ складывается из нескольких направлений [2], но на начальных этапах
исследований в первую очередь составляются карты плотностей ресурсов УВ по
среднеюрскому, ачимовскому и неокомскому НГК, с целью выделения зон
нефтегазонакопления. На завершающей и основной стадии исследований производится
анализ карт перспектив нефтегазоносности по среднеюрскому, ачимовскому и
неокомскому НГК в пределах выделенных зон нефтегазонакопления. Данный анализ
заключается в сопоставлении карт резервуаров юрского и неокомского НГК и
клиноформ ачимовской толщи и выделении перспективных участков, отвечающих
совпадению в плане перспективных объектов по различным стратиграфическим уровням.
При этом следует отметить, что зачастую основная доля ресурсов УВ приходится на
ачимовский НГК, поэтому в качестве базисного при проектировании
поисково-оценочных скважин принимается данный комплекс. На юрские отложения в
данной ситуации скважины планировались бурением в том случае, когда
перспективные объекты по ачимовской толще и средней юре в плане совпадают,
неокомский НГК в большинстве случаев опоисковывается попутно. Безусловно,
некоторые скважины планируются непосредственно на юрские отложения, когда
разрез комплекса оценивается в данной зоне высоко.
Следует отметить, что
при проектировании поисково-оценочных скважин в отдельных случаях имеют место
отклонения от принятого методического подхода. В частности, при анализе карт
перспектив нефтегазоносности были установлены участки совпадения в плане
перспективынх объектов по среднеюрскому и неокомскому НГК, а перспективных
ловушек по ачимовской толще по сейсморазведочным работам в данной зоне не
выявлено. В данной ситуации скважины планировались, как выше отмечалось,
непосредственно на юрские отложения.
Другим примером отклонения от принятого подхода
является проектирование скважин на перспективные ловушки только по неокомскому
НГК, но с проектной глубиной на среднеюрский НГК, хотя по последнему перспективных
объектов по геофизическим работам в данной зоне не выявлено, как и по
ачимовской толще. В данном случае отложения среднеюрского НГК (пласты Ю2-4)
по морфологическим параметрам оказались в благоприятных условиях – пласты в
песчаных фациях развиты на западном и восточном крыльях и северной периклинали
Уренгойского мегавала, к своду мегавала они выклиниваются [3,4].
Используя данный методический подход в качестве
примера рассмотрим обоснование направлений поисково-оценочных работ в пределах
одной из перспективных зон – Нерутинской впадины севера Западной Сибири.
В тектоническом отношении Нерутинская впадина
входит в состав Надым-Тазовской синеклизы, с востока ограничивается
Уренгойским, с запада Медвежьим и с севера Песцовым валами, на юге граничит с
Пангодинским и Ямсовейским локальными поднятиями.
С точки зрения стратиграфической изученности
разреза, мезокайнозойский осадочный чехол полностью вскрыт в юго-восточной
части впадины в скважине №200 Юбилейной площади и в скважине №414 Уренгойского вала, на западе, в пределах
Медвежьего вала в скважине №1001 и на севере в СГ-7 Ен-Яхинской.
При
геолого-геофизическом моделировании нижнемеловых отложений в пределах
Нерутинской впадины и граничащих с ней территории, на основании выполненных
сейсмостратиграфических исследований [5], с учетом последних рекомендаций к
стратиграфической схеме берриас-нижнеаптских отложений [6], в качестве объектов
исследований было рекомендовано в место свитных подразделений выделять
сейсмофациальные комплексы (СФК), включающие в прибрежно-мелководной части
резервуары, в относительно глубоководной изохронные клиноформные образования
ачимовской толщи.
Исходя из изложенных ранее [7] принципов
выделения границ СФК, на основании выполненной сейсмогеологической корреляции
откартированы границы площадного распространения клиноформных образований
ачимовской толщи и изохронных прибрежно-мелководных резервуаров неокома
(рис.1,2). Всего в пределах Нерутинской впадины и сопредельных территорий
выполнена корреляция границ семи СФК (см. рис.1,2).
Промышленная нефтегазоносность
берриас-нижнеаптских отложений установлена как в прибрежно-мелководных пластах
(БУ и их аналоги [5]), так и в относительно глубоководных отложениях ачимовской
толщи (см. рис.1,2).
Следует отметить, что в пределах впадины наряду с
неокомскими отложениями нефтегазоносность выявлена и в среднеюрских
образованиях (рис.3), при этом по результатам последнего пересчета
потенциальных ресурсов углеводородов (2003 г.) они характеризуются достаточно
высокой плотностью начальных суммарных ресурсов углеводородов (УВ).
Начальные суммарные ресурсы УВ в пределах
впадины по среднеюрскому, ачимовскому и некомскому НГК составляют (по состоянию
на 01.01.2011 г.) нефти – 1071,9 млн. т., газа – 4863,8 млрд. м3 и
конденсата – 835,8 млн.т. Из них на среднеюрский НГК приходится нефти – 223,3
млн. т., газа – 1058,9 млрд. м3, конденсата – 188,4 млн.т., на
ачимовский НГК нефти – 670,4 млн.т., газа – 3266,9 млрд.м3.,
конденсата – 564,8 млн.т. и на неокомский НГК нефти – 178,7 млн.т., газа –
538,0 млрд.м3 и конденсата – 82,6 млн.т.
Промышленная нефтегазоносность среднеюрских
отложений установлена на Песцовом, Западно-Песцовом, Южно-Песцовом, Уренгойском
и Восточно-Юбилейном месторождениях (см. рис. 3). По результатам геофизических
работ в составе среднеюрских отложений в пределах исследований территорий
подготовлено более 50 перспективных объектов (см. рис.3) с суммарной оценкой
извлекаемых ресурсов нефти – 181,7 млн.т., газа – 395,0 млрд.м3, и
конденсата – 69,5 млн.т.
Нефтегазоносность ачимовского НГК связана с клиноформными
БУ17Ач15, БУ16Ач13-14, БУ15Ач11-12,
БУ13-14Ач9-10, БУ12Ач7-8 и БУ10-11Ач6
(см. рис.1) [8].
В составе ачимовского НГК по сейсморазведочным
работам выявлено более 70 перспективных ловушек с суммарной оценкой нефти –
554,0 млн.т., газа – 1414,4 млрд.м3 и конденсата – 286,6 млн.т.
Исходя из установленной фазовой зональности
ачимовской толщи [9] и фактической нефтегазоносности в пределах впадины в ее
составе должны преобладать углеводороды нефтяного ряда.
В отложениях неокомского НГК в пределах впадины
и прилегающих к ней территорий промышленная нефтегазоносность установлена на
Юбилейном (пласт БУ8), Восточно-Юбилейном (пласт БУ14),
Пангодинском (пласт БУ10), Ямсовейском (пласт БУ15),
Песцовом (пласты БУ8-9, БУ10), Ен-Яхинском (БУ8-9,
БУ10-11, БУ12) и Медвежьем (пласты БУ1-2, БУ3-4,
БУ8-9) месторождениях (см. рис.2.). В составе некомского НГК по
результатам геофизических работ подготовлено более 60 перспективных объектов с
суммарной оценкой нефти – 104,4 млн.т., газа – 248,3 млрд.м3 и
конденсата 32,15 млн.т. (см. рис.2).
Основная доля ресурсов УВ приходится на
ачимовской НГК, поэтому в качестве базисного при проектировании
поисково-оценочных скважин принимается данный комплекс.
На основании установленных закономерностей внутренного
строения резервуаров и клиноформ, морфологических особенностей,
нефтегазоносности, ресурсного потенциала комплексов, с учетом выявленных по
данным сейсморазведки перспективных объектов, в пределах впадины намечены
основные направления поисково-оценочных работ.
Клиноформа
БУ17-19 Ач15 самая восточная в пределах исследованной
территории, наиболее изучена геолого-геофизическими методами в центральной
части, где установлена ее и максимальная нефтегазоносность (см. рис.1). К
северу и югу от данной зоны по сейсморазведочным работам в составе клиноформы
выявлена и подготовлена серия перспективных объектов структурно-литологического
типа (ССЛ). В зоне площадного развития клиноформы в южной части исследованной
территории аналогичного типа объекты установлены в составе среднеюрского и
неокомского НГК (см. рис.2,3). В данной зоне по результатам выполненных
геолого-геофизических исследований (Бородкин, Насонова, 2002 г.) была выделена
в составе клиноформы группа Западно-Нахояхинских, Восточно-Нивлюяхинских, Нивлюяхинских
и Северо-Ягенетских СЛЛ (см. рис.1) на которые запланировано три проектные
скважины. Скважина №1 на Западно-Нохояхинскую СЛЛ (см. рис.1) с проектной
глубиной 3700 м, бурится на среднеюрские отложения, с целью оценки перспектив
нефтегазоносности пластов Ю2-3 Марковской ловушки УВ (см. рис.3) и
попутно перспективных объектов в неокомские НГК (см. рис.2)
Западно-Нохояхинская СЛЛ характеризуется довольно высокой оценкой перспективных
ресурсов жидких УВ.
Скважина №2 запланирована на зону перекрытия контуров
Северо-Ягенетской и Нивлюяхинской СЛЛ с
проектным горизонтом Ю2 (см. рис.1, 3). Скважина №3 бурится
на ачимовскую толщу, на зону перекрытия Нивлюяхинской и Восточно-Нивлюяхинской
СЛЛ. Бурение намеченных скважин позволит дать оценку перспектив нефтегазоносности
среднеюрских, ачимовских и некомских отложений в зоне сочления Нерутинской и
Тодыттзотинской впадин.
К северу от Уренгойского вала, на его
периклинали, по геофизическим работам в составе клиноформы выявлены
Нерояхинская и Лангаямская СЛЛ, на которые
запроектированы две (№4, 5) поисково-оценочных скважины, они попутно производят
оценку перспектив нефтегазоносности и клиноформы БУ16Ач13-14
(см. рис.1).
Исходя из анализа карт перспектив
нефтегазоносности клиноформы БУ16Ач13-14
(см. рис.1), а также перспективных объектов в вышележащих отношениях некомского
НГК (см. рис.2) и нижне залегающих среднеюрских отложений (см. рис.3), одна
поисково-оценочная скважина намечена бурением в южной части исследованной
территории на Украинско-Юбилейной площади [10] (см. рис. 1,4). Как выше
отмечалось [10], по результатом бурения скважины №42 клиноформа в данной зоне
оценена перспективной в отношении нефтегазоносности. К югу от скважины 43 на
клиноформу запланирована бурением скважина №6 на Южно-Япсияхскую СЛЛ, попутно
скважина оценивает перспективы нефтегазоносности клиноформы БУ15Ач11-12
(см. рис.1).
Кроме того, исходя из структурного плана (см.
рис.3), его унаследованности и положения зоны фациально замещения паста БУ15
(см. рис.2), скважина попутно также оценит структурно-литологическую ловушку в
данном пласте.
К северу в составе клиноформы намечана бурением
скважины под №9, которая запланирована на литологическую ловушку в пласте БУ15
(см. рис.2), но бурится со вскрытием среднеюрских отложений, поскольку
последние с точки зрения перспектив нефтегазоносности находятся в благоприятной
зоне (см. рис.3) [3,4], попутно скважина оценивает нефтегазоносность клиноформы
БУ15Ач11-12 (см. рис.1).
Кроме
скважин №6, №9 и №43 для оценки
перспектив нефтегазоностности клиноформы
БУ15Ач11-12 намечено бурение поисково-оценочных
скважин №7, №8, №11 и №12 (см. рис.1).
Скважина №7 запланирована на Юбилейную ловушку,
с проектным горизонтом на среднеюрские отложения, с целью оценки одноименной
ловушки в пластах Ю2-4 (см. рис.1,3).
Скважина №8 запланирована на Западно-Уренгойскую
СЛЛ, выделенную по сейсморазведочным работам в составе среднеюрских и
неокомских отложений (см. рис.2,3), клиноформу БУ15Ач11-12
опоисковывает попутно (см. рис.1).
Скважина №11 решает несколько поисковых задач-оценивает
Северо-Юбилейную СЛЛ, выделенную в составе среднеюрского и некомского НГК (см.
рис.2,3), а также Нгарка-Табьяхинскую ССЛ в составе клиноформы БУ15Ач11-12
и Сэдетаркинскую СЛЛ в составе клиноформы БУ13-14Ач9-10
(см. рис.1).
Скважина №12 с проектным горизонтом БУ15Ач11-12,
попутно оценивает Табяхатаркинскую СЛЛ в составе клиноформы БУ13-14Ач9-10
и структурно-литологические ловушки в неокомском НГК (см. рис. 1,2).
Клиноформа
БУ13-14Ач9-10, как выше отмечалось, попутно оценена бурением
скважин №10, №11, №12, кроме того для ее описывания намечены скважины №13, №14
и №16 (см. рис.1). Скважина №13 на Южно-Песцовую СЛЛ, попутно оценивает
одноименную ловушку в некомском НГК, скважина №14 попутно дает оценку
перспектив нефтегазоносности клиноформы БУ12Ач7-8 (см.
рис.1,2). Скважина №16 запланирована на
Хабияхинскую СЛЛ, попутно производит оценку перспектив нефтегазоносности
клиноформы БУ12Ач7-8 (см. рис.1).
На
клиноформу БУ12Ач7-8 целенаправлено намечена бурением скважин
№17 на Западно-Пангодинскую СЛЛ, попутно скважина оценивает ловушку в
неокомских НГК (см. рис.1,2), скважины №№14, 16 клиноформу опоисковывают
попутно.
На
клиноформу БУ10-11Ач6 запланирована бурением скважины №15
на Западно-Песцовую ловушку, скважина с
проектным горизонтом на среднеюрские отложения, опоисковывает одноименную
ловушку в пластах Ю2-4 (см. рис.1,3).
Всего запланировано 18 поисково-оценочных
скважин, из них 10 со вскрытием среднеюрских отложений, 9 скважин попутно
оценивают перспективные объекты в неокомском НГК (см. рис.2), основной объем
бурения намечен на ачимовскую толщу (см. рис.1).
Бурение намеченного оптимального объема
поисково-оценочных скважин позволит дать оценку перспектив нефтегазоносности
ачимовского НГК в пределах Нерутинской впадины и сопредельных территорий, а
также произвести оценку нефтегазоносности среднеюрского и некомского НГК.
Литература:
1. Трофимук А.А. Слово об
истории открытия, прошлом, настоящем и будущем главной нефтегазоносной базы
России – Западно-Сибирской равнины // Западная Сибирь – крупнейшая
нефтегазоносная провинция мира. Этапы открытия и освоения. Тюмень: Изд-во ТГУ,
2000, с. 22.
2. Брехунцов А.М., Бородкин
В.Н. Обоснование основных направлений поисково-оценочных работ в пределах
северных районов Западной Сибири с целью подтверждения нефтегазового потенциала
региона // Междунар. науч.-практич. форум «Минерально-сырьевая база Сибири:
история становления и перспективы», посвященная 100-летию первого выпуска
горных инженеров в Сибири и 90-летию Сибгеолкома. Томск, 2008, с. 39-43.
3.
Бородкин
В.Н. Перспективы нефтегазоносности юрких отложений Уренгойского и прилегающих к
нему районов севера Западной Сибири. В сб.: Геология и минерально-сырьевые
ресурсы Западно-Сибирской плиты и ее складчатого обрамления (тезисы докладов III
годич. конф.). ЗапСибНИГНИ. Тюм. отд. ВМО АН СССР. 1982. С. 33-35.
4.
Бородкин
В.Н., Козлов О.А., Нестеров И.И. Поиск неантиклинальных залежей углеводородов в
пластах Ю2-3 Нижнепуровского мегавала. В кн.: «Перспективы
нефтегазоносности отложений Западной Сибири. Тюмень, Тр. ЗапСибНИГНИ, 1989. С.
61-68.
5.
Бородкин
В.Н., Забоев К.О. Стратиграфо-корреляционная основа геологического
моделирования ачимовской толщи в пределах Нерутинской впадины и сопредельных
территорий севера Западной Сибири. // Горные ведомости, Тюмень, 2009, №8.
С.22-29.
6.
Бородкин
В.Н., Курчиков А.Р. Материалы к уточнению стратиграфической схемы
берриас-нижнеаптских отложений Западной Сибири с учетом клиноформного строения
разреза.// Геология и геофизика. Новосибирск, 2010, Т.51, №12, С.1631-1639.
7.
Стратиграфическое
расчленение разреза некомских отложений Западной Сибири на объекты
исследования, их индексация и сейсмогеологическое картирование. / А.Р. Курчиков
[и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.
М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2011, №2, С.19-23.
8.
Перспективы
нефтегазоносности ачимовской толщи в пределах Нерутинской впадины / В.Н.
Бородкин [и др.]. Известия Вузов // Нефть и газ. Тюмень. 2010 г. №2. С.21-28.
9.
Бородкин
В.Н. Представления об условиях формирования залежей углеводородов и их связь с
фазовым и физико-химическим составом углеводородных систем // Горные ведомости,
Тюмень, 2004, №7. С.60-77.
10. Новые данные о
перспективах нефтегазоносности ачимовского клиноформного комплекса в пределах
юго-восточной части Нерутинской впадины / В.Н. Бородкин [и др.] // Горные ведомости, Тюмень, 2009. №6. С.6-14.
Подрисуночные надписи:
Рис. 1.
Схема перспектив нефтегазоносности клиноформных образований ачимовской толщи
Нерутинской впадины и сопредельных территорий.
1 – западная
граница клиноформы;
2 –
восточная граница клиноформы;
3 – контуры
сеноманских газовых залежей;
4 – залежи
УВ;
5 – индекс
клиноформы;
6 –
региональный профиль;
7 –
проектные скважины;
8
– перспективные объекты (С3+Д1л).
Рис. 2.
Схема перспектив нефтегазоносности резервов неокомского НГК Нерутинской впадины
и сопредельных территорий.
1 – «бровки»
резервуаров;
2 - контуры
сеноманских газовых залежей;
3 - залежи
УВ;
4 –
перспективные объекты (С3+Д1л) ;
5 -
проектные скважины;
6 –
региональный профиль.
Рис. 3.
Схема перспектив нефтегазоносности среднеюрских отложений Нерутинский впадины и
сопредельных территорий.
1 – изогипсы
сейсмоотражающего горизонта Т1;
2 –
скважины, вскрывшие отложения комплекса;
3 – нефтяная
залежь;
4 –
перспективные объекты (С3+Д1л) ;
5 – проектные
скважины
Рис.4.
Геофизическое обоснование заложения скважины №43 Украинско-Юбилейной площади.
