CC BY
294
КРИТЕРИИ ПОИСКОВ СКОПЛЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ И ОЦЕНКИ ПРОДУКТИВНОСТИ АЧИМОВСКИХ И ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ НЕРУТИНСКОЙ ВПАДИНЫ (НАДЫМ-ПУРСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ)
А.П. Новиков (ООО «Газпром добыча Надым»)
За почти полувековой период ведения поисково-разведочных работ в северных районах Западной Сибири (Ямало-Ненецкий автономный округ - ЯНАО) к 2009 г. открыто 216 месторождений углеводородов, в том числе 178 - в Надым-Пур-Тазовском регионе (НПТР - Надым-Пурская и Пур-Тазовская нефтегазоносные области, НГО), 26 - на Ямале, 12 - на Гыдане. Высокая степень изученности нижнемелового-сеноманского проницаемого комплекса пород в большинстве районов и зон НПТР оставляет мало шансов на открытие в дальнейшем сколько-нибудь крупных скоплений нефти и особенно газа, так как малоизученными остаются отдельные впадины и прогибы (что плохо для газа) и окраинные зоны вблизи выклинивания перспективных неокомских и юрских отложений (малые глубины, низкие геотемпературы - плохо для нефти). В качестве главных направлений проведения поисково-разведочных работ (ПРР) на газ и нефть в Надым-Пурской и Пур-Тазовской областях в последние годы рассматриваются ачимовский и юрский продуктивные комплексы, включая и зону контакта юры с доюрским комплексом пород. Ачимовская песчано-глинистая толща (АТ, берриас - низы валанжина) представляет собой серию пластов песчаников и алевролитов субмеридионального простирания, осложняющую региональную глинисто-кремнистую покрышку верхней юры - валанжи-на. С востока на запад происходит постепенное выклинивание отдельных пластов и исчезновение АТ на западе Надым-Пурской области. Нижне-среднеюрская песчано-глинистая толща (тюменская свита) - региональный стратегический объект ПРР по всей Западно-Сибирской мегапровинции (ЗСМП). На востоке НПТР газонефтепродуктивна васюганская свита и ее аналоги (келловей-оксфорд). По данным ООО «Газпром ВНИИГАЗ», АТ продуктивна на 46 месторождениях (97 залежей: 72 нефтяных, преимущественно мелких по запасам, 13 газоконденсатных, 12 смешанных по фазовому состоянию) в центральных районах НПТР. Крупная зона газонакопления выявлена в ареале Уренгойского месторождения (запасы - 1,8 трлн м3 по категории В+С1), после 2001 г. в восточной части Ямбургской площади открыто несколько залежей нефтегазоконденсата и нефти с запасами 0,6 млрд т.
Газоносность юры в НПТР установлена на 25 месторождениях, запасы газа пока невелики, залежи существенно недоразведаны. Промышленные скопления нефти с балансовыми запасами открыты на 70 месторождениях, открытые геологические запасы достигли 1,6 млрд т.
Крупнейшие нефтеносные зоны и отдельные залежи в горизонте Ю2-Ю3 обнаружены на Лензитском и Уренгойском месторождениях, ГК-скопления - на Песцовом и Южно-Песцовом (456 млрд м3 по категории В+С1+С2), последние существенно недоразведаны (запасы категории С2 - более 90 % от суммарных). Из горизонта Ю2 Юбилейного месторождения получен приток газа (13,7 тыс. м3/сут) с конденсатом, нефтью (29,4 м3/сут) и водой, однако на баланс поставлены только запасы нефти по категории С2 (1,1 млн т). Кроме того, в районе пробурена параметрическая скв. 200-Юбилейная, вскрывшая весь разрез юры, триаса и палеозой (5500 м), при испытании которой получены слабые притоки воды (0,5-2,5 м3/сут).
В параметрической скв. СГ-7 на севере Ен-Яхинской площади тюменская свита вскрыта на глубине 3960 м (абс. отм. - 3896 м). Керн отобран из интервалов 3969-3980,8 м, 4054,3-4069,2 м, 4660-4672 м, представлен песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Песчаники - с запасом УВ. При испытании в открытом стволе в интервале 3930-4000 м отложений тюменской свиты пластои-спытателем на трубах получен низкодебитный приток газа с конденсатом 7,0 тыс. м3/сут. Пластовое давление, рассчитанное по методу Хорнера, составляет 792,2 атм в точке записи 3922 м, что соответствует коэффициенту аномальности 2,02.
В Надымском районе юрский комплекс вскрыт на Ныдинском, Медвежьем и Нижнехадытинском поднятиях, Западно-Медвежьем и Восточно-Медвежьем структурных выступах, Надымской площади.
На Нижнехадытинском поднятии из отложений комплекса получен незначительный (0,7 м3/сут) приток безводной нефти. Объекты нижне-среднеюрского НГК на Ныдинском поднятии практически все оказались «сухими» или дали незначительные притоки пластовой воды в пределах
0,54-0,58 м3/сут. На Западно-Медвежьей площади кровельная часть тюменской свиты (пласт Ю2),
вскрытая скв. 101, при испытании дала незначительный приток конденсата (за пять снижений вымыто 1,82 м3), а в скв. 102, расположенной гипсометрически выше, получена слабогазированная жидкость.
На Медвежьей площади комплекс опробован в скв. 31, 32, 34, 36, 183, 1001. Все скважины, за исключением скв. 32 и 1001, при испытании объектов дали слабые притоки воды. В скв. 32 из объектов на глубине 3741-3741,7 и 3649-3655 м получены безводные непромышленные притоки нефти 0,5 и 1,0 м3/сут соответственно, а два других объекта оказались «сухими». В скв. 1001 наиболее интересным в нефтегазоносном отношении является объект на глубине 4397-4386 м, где получен газ дебитом 8,0 тыс. м3/сут и вода дебитом 0,366 м3/сут с пленкой конденсата.
На севере Надымского НГР в отложениях средней юры открыта нефть в горизонтах Ю2-Ю4 на Лензитском месторождении. Здесь в ряде скважин получены полупромышленные (менее 5 м3/сут) притоки легкой нефти плотностью 0,796 г/см3.
Наибольший контраст с точки зрения нефтегазоносности представляют собой Медвежье нефтегазоконденсатное (без промышленных скоплений углеводородов в юре) и Лензитское нефтяное (по юре) месторождения, находящиеся на расстоянии 50 км друг от друга. На первом уникальная газоносность сеномана и «посредственная» неокома и апта сочетается с установленной по 5 скважинам водоносностью толщи тюменской свиты, несмотря на развитие локальных поднятий по кровле юры (горизонт «Б»). На втором - водоносность нижнемеловых пород сочетается с нефте-насыщенностью юрских коллекторов, возможно, вплоть до НГЗК. При этом в силу очень низких фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов геологические запасы нефти составляют по категории В+С1 3,0 млн т и 223 млн т - по категории С2 (извлекаемые незначительны). По сути, эти запасы - ресурсы нефти - должны быть отнесены к нетрадиционным (по современным критериям) ресурсам в плотных низкопроницаемых коллекторах.
Изучением распространения и коллекторских свойств природных резервуаров ачимовской толщи и средней юры на севере Западной Сибири занимались многие исследователи (В .И. Ермаков, Б.А. Лебедев, Н.Н. Немченко, В.А. Скоробогатов, Г.Г. Шемин и др.) [1, 2]. Результаты последних исследований по НПТР опубликованы в работах [3, 4, 5]. Следует отметить, что эти два геологических объекта (АТ и юрский песчано-глинистый комплекс) - наиболее сложные для изучения, прогнозирования и поисков УВ-скоплений в Обь-Енисейском междуречье к северу от Сибирских увалов.
В западной половине Надым-Пурской области поисково-разведочные работы на газ и нефть ведет ООО «Газпром добыча Надым», которому принадлежат 9 лицензий на поиски, разведку и эксплуатацию месторождений УВ. Из них 4 вида НП (поисковых) находятся в пределах Нерутинской впадины, ограниченной Медвежьим валом, Нижнепурским (Уренгойским) мегавалом, Песцовым и Юбилейным куполовидными поднятиями (рисунок).
Во впадине известно только одно мелкое по извлекаемым запасам категории В+С1 ВосточноМедвежье нефтяное месторождение с малодебитными залежами в АТ, в пределах которого пробурено 7 поисковых скважин. В пределах Западно-Юбилейной, Южно-Падинской, Нерутинской площадей в 2008-2009 гг. пробурено 7 поисково-оценочных скважин, в которых по состоянию на 01.10.2009 г. испытано 22 объекта в интервале Ю2-3-АТ и выше, в результате получено 3 мало-дебитных промышленных притока нефти, открыто 2 мелких нефтяных месторождения - Южно-Падинское и Западно-Юбилейное. Из остальных объектов, несмотря на проведенные на высоком технологическом уровне интенсификации притоков, получены слабые притоки пластовой воды с пленками нефти или притоки не получены.
С ведением ПРР на глубокопогруженные горизонты огромную актуальность приобретает проблема прогнозирования, поисков и разведки с дальнейшим промышленным освоением вероятных залежей УВ в ачимовской толще и юре Нерутинской впадины. В связи с этим крайне важно определить, каковы будут запасы УВ и добывные возможности; насколько экономически целесообразным будет проведение ПРР в пределах вышеуказанных лицензионных участков (ЛУ) и в целом, в пределах Нерутинской и находящейся южнее Танловской впадин.
В скважинах Нерутинского, Южно-Падинского, Западно-Юбилейного, Мариэттинского ЛУ, пробуренных и испытанных в 2008-2009 гг., в перспективных пластах по ГИС отсутствуют внешние признаки коллекторов по электрическим методам - амплитуда ПС, глинистая корка, приращение по микрозондам.
Схема расположения лицензионных участков ООО «Газпром добыча Надым» в ареале Нерутинской впадины
При наличии номинального диаметра ствола по кавернограмме, пониженной альфа-ПС, параметры коллекторов в пластах определены по методам АК, ГГП, НКТ. При этом некоторыми исследователями утверждается, что бурение с большой скоростью, т.е. с большой нагрузкой на долото, приводит к «выкрашиванию» низкопроницаемых пород, однако на кавернограммах увеличенный диаметр ствола может наблюдаться по всему разрезу независимо от наличия или отсутствия коллекторов.
Согласно действующим общепринятым классификациям ГКЗ РФ продуктивный пласт промышленного класса - это пласт, насыщенный и отдающий УВ при оптимальных условиях эксплуатации. Определены их извлекаемые объемы, разработка которых рентабельна в рассматриваемый период.
В частности, на Уренгойском НГКМ фонтаны газоконденсата получены из скважин, расположенных в межкупольных зонах. На Ямсовейском НГКМ напротив - в своде сильно дислоцированного локального поднятия, там, где пласты-коллекторы АТ более однородны по литологическому составу. К хорошим коллекторам приурочены нефтяные залежи на Мало-Перевальном и Выинтойском месторождениях.
Основной признак получения фонтанных притоков - достаточная песчанистость, наличие проницаемых коллекторов (на Уренгойском - 5 пластов, на Ямсовейском - 2).
При всей своей относительной выраженности коллекторов в скважинах и по сейсмическим данным на Восточно-Медвежьем месторождении и примыкающих площадях по керну, ГИС, временным разрезам не выявлено прямых связей продуктивности пластов группы Ач:
• с глубинами залегания;
• общими и эффективными толщинами ачимовских отложений;
• пластовыми давлениями и пластовыми температурами.
Таким образом, аналогии геологического строения и, соответственно, продуктивности ачимовских отложений Восточно-Медвежьей площади с Уренгойской и Ямсовейской зонами обнаружить не удается. Ресурсы УВ на Восточно-Медвежьей площади и в целом по Нерутинской впадине, оцененные экспертами ТНИИ ГГ по способу аналогий, выглядят существенно завышенными.
Наиболее предпочтительной и применимой в настоящее время выглядит площадная модель строения ачимовских отложений, созданная на основе парасеквентного анализа профессором Е.Г. Журавлевым (РГУ НГ им. И.М. Губкина) [5].
По мнению ученого, причина отрицательных результатов поисковых работ заключается в основном в сложном геологическом строении ачимовских клиноформных отложений, их большой литологической и петрофизической неоднородности, которые невозможно выявить в полной мере современными методами сейсмостратиграфического и сейсмоморфологического картирования с учетом вскрытых редкими скважинами разрезов. Песчаные отложения АТ аналогично юрским испытали сильный катагенез и утратили свои первичные кондиционные коллекторские свойства. Это объясняет, почему в скважинах, заложенных на ачимовские отложения без учета особенностей формирования и распространения вторичных песчаных коллекторов с относительно повышенными ФЕС, промышленные притоки газа и нефти отсутствуют.
Ачимовские отложения в районе Нерутинской впадины имеют определенные перспективы, несмотря на то что до настоящего времени в них не открыты промышленные скопления углеводородов, кроме нефтяной залежи пласта АчБУ15-2 / Ач4-1 Восточно-Медвежьего месторождения. Рекомендации по поискам месторождений УВ на ряде площадей впадины приведены в работах [6, 7].
Вторичные песчаные коллекторы по разрезу распространены неравномерно, а по площади - зонально. Ловушки, в объеме которых они присутствуют, имеют сравнительно малые размеры, поэтому поиски и картирование их глубокими поисковыми скважинами представляется крайне нерациональным и неэффективным. В случае выявления на этих участках ловушек с улучшенными кол -лекторскими свойствами, по данным выполняемой в 2009 г. сейсморазведки 3Б на Восточно-Медвежьем месторождении, они могут быть оконтурены на этапе разработки месторождения эксплуатационной сеткой скважин.
В ачимовской толще перспективы ее различных морфоструктурных частей неодинаковы. Гли -нистые отложения подножья клиноформ (фондо-формы) неперспективны. Косослоистые клиноформные тела, широко распространенные на Медвежьем валу, также малоперспективны. Заключенные в них песчаные линзы почти не содержат вторичных коллекторов, имеют низкие ФЕС и могут содержать лишь мелкие залежи УВ. Перспективными являются авандельтовые (ундаформные) песчаные отложения, в которых присутствуют вторичные коллекторы с кондиционными ФЕС. Залежи на Ямсовейском и Восточно-Медвежьем месторождениях контролируются структурно-литологическими ловушками, осложненными местами тектоническими нарушениями. На Медвежьем валу залежи такого типа, возможно, локализованы на восточном его склоне в местах залегания ачимовских ундаформ, зонально нарушенных серией разломов субмеридионального простирания.
На основе сравнительного анализа песчаных коллекторов юрских и ачимовских отложений Восточно-Медвежьего, Ямсовейского и месторождения Медвежье выяснено, что вследствие глубокого катагенеза песчаными породами утрачены первичные коллекторские свойства промышленных классов. Кондиционными в песчаных породах являются вторичные коллекторы смешанного эпигенетически-разломного генезиса, распространенные неравномерно по разрезу и зонально по площади.
Не менее сложной является проблема прогнозирования и поисков участков природных резервуаров с удовлетворительными свойствами пород-коллекторов в юрском комплексе. Песчаники юры -преимущественно мелкозернистые, полимиктовые, внизу разреза - кварцево-полевошпатовые, сла-боокатанные, сцементированные карбонатно-глинистым цементом (карбонатность изменяется от
1-3 до 18-24 %), пористость открытая, варьирует от 7-9 до 16 %, в редких случаях до 18-20 %. Фильтрационные свойства пород юрского комплекса весьма низкие: фоновая проницаемость изменяется от нуля до единиц мД (х10-15 м2), редко до первых десятков мД (на глубинах менее 3000 м). По данным ряда исследователей, первичными коллекторами для углеводородных скоплений в НПТР в разрезе нижне-среднеюрской продуктивной толщ являются 5 групп пород:
1) гравелиты, крупнозернистые песчаники базального горизонта юры пролювиально-алювиального генезиса - обычно довольно хороший коллектор;
2) песчаники крупно- и среднезернистые, как правило, аллювиально-дельтового генезиса - относительно хороший коллектор;
3) разнофациальные песчаники мелкозернистые и алевропесчаники - удовлетворительный кол -лектор;
4) алевролиты крупно-мелкозернистные, озерно-болотного генезиса - посредственный и плохой коллектор;
5) алевролиты мелкозернистые, глинистые; тонкое переслаивание алевролитов и глин, слабопроницаемые - плохой коллектор.
На больших глубинах в условиях температур свыше 100-105 оС песчаники и алевролиты теряют свои коллекторские свойства. Однако и в жестких термоглубинных условиях (глубины более 3500 м и температуры 100 °С и более) локальные зоны в коллекторской толще юры сохраняют удовлетворительные величины фильтрационно-емкостных свойств (К до 1,0 мД, Кп до 12,0 %). Из них получены притоки газа наряду с обширными зонами плотных, практически непроницаемых, но газонасыщенных коллекторов.
В горизонте Ю1 восточных районов НПТР резко преобладают поровые коллекторы, а существенная доля порово-трещинных характерна для глубин залегания более 3000 м; в песчаных телах тюменской свиты (горизонт Ю2) порово-трещинные коллекторы преобладают над поровыми по площадям распространения, но не уступают им по запасам.
На ряде структур, осложненных разломами, установлено увеличение ФЕС, главным образом проницаемости, по-видимому, тектонического происхождения. Однако в целом проблема микротрещиноватости юрских терригенных коллекторов в экстремальных термоглубинных и катагенетиче-ских условиях провинции не изучена.
С общей изолированностью, повышенной глинистостью и низкими коллекторскими свойствами пород проницаемых горизонтов юрской толщи северных областей провинции связано существование в них регионально выраженных АВПД (Рпл до 500-600 МПа и более, Кан от 1,80 до 2,05), которые зафиксированы на всех площадях центральной, наиболее погруженной части территории севера провинции.
Основным фактором, осложняющим бурение на юрские и ачимовские отложения, является наличие в проницаемых пластах и покрышках этих отложений АВПД и АВПоД. Наличие АВПД связано с линзовидным строением пластов, их литологическим замещением по латерали, жесткими термоглубинными условиями, низкими ФЕС коллекторов.
Наиболее сложное АВПД по разрезу присуще склоновой части косослоистого разреза неокома (низы валанжина-берриаса). По аналогии со сравнительно простым строением неокомских отложений Уренгойского НГКМ при проектировании принимается двухслойная модель АВПД. Верхний слой - с аномальностью от 1,1 до 1,35, и нижний - с аномальностью 1,36-1,67. В соответствии с этим проектируется и конструкция скважины. В то же время на других месторождениях распределение АВПД по разрезу представляет более сложную картину. Так, на Ямбургском НГКМ в верхнем слое встречаются пласты с аномальностью 1,52, переслаивающиеся с пропластками, имеющими аномальность 1,25-1,3, что приводит к возникновению геологических осложнений с газопроявлениями, с одной стороны, и поглощениями бурового раствора - с другой.
Для юрских отложений положение еще более усугубляется наличием в разрезе пропластков углей с пониженной механической прочностью, при этом аномальность средне-нижнеюрских отложений с глубиной уменьшается. Максимум превышения пластовых давлений над гидростатическими наблюдается в горизонте Ю2-4 под верхнеюрской покрышкой.
В нижне-среднеюрских, преимущественно континентальных и субконтинентальных отложениях перспективными являются участки с палеогеоморфологическими ловушками руслового типа
большой емкости, связанной с вторичными песчаными коллекторами. Такие ловушки могли формироваться в долинах крупных палеорек над поднятиями фундамента в линейно вытянутых депрес-сионных морфоструктурных зонах между Медвежьим валом, Восточно-Медвежьим, Ямсовейским поднятиями, западнее Медвежьего вала и на погруженных склонах этих поднятий.
В отложениях пласта Ю2 прибрежно-морского генезиса перспективны вторичные песчаные коллекторы проградационных и аградационных парасеквенций в зонах их выклинивания на склонах Медвежьего вала, Верхне-Медвежьего и Ямсовейского поднятий и в местах расположения структурно-литологических ловушек. В верхнеюрских отложениях перспективны песчаные породы кимериджского возраста, являющиеся аналогом регионально нефтегазоносного в Западной Сибири песчаного пласта Ю1. Мелкие и средние по запасам залежи УВ могут присутствовать во вторичных песчаных коллекторах в зонах их выклинивания на поднятиях и в структурнолитологических ловушках.
По разрезам отдельных скважин и профилей автором в пределах Нерутинской впадины впервые выделены ретроградационные, проградационные и аградационные парасеквенции, отражающие генетическую геохронологическую последовательность обстановок осадконакопления и формирования песчаных коллекторов.
Основные перспективы среднеюрского комплекса связываются с пластами Ю2-Ю5. По данным бурения скважин на месторождениях с уже установленной нефтегазоносностью этих пластов периодически вскрываются резервуары с характерным русловым обликом. Они отличаются увеличением зернистости отложений от кровли к подошве, повышенной общей отсортированностью песчаников, однородностью и большими эффективными толщинами, достигающими 10-30 м. В результате сейсморазведочных работ МОВ ОГТ 3Б по динамическим и палеогеоморфологическим критериям в рассматриваемом интервале выделена серия объектов русловой и пятнистой морфологии, связываемых с зонами улучшения коллекторских свойств и однородности резервуаров. Предполагается, что на фоне сильно разлинзованной песчано-алеврито-глинистой толщи со «слабо извлекаемыми» запасами УВ данные объекты могут иметь промышленное значение.
Список литературы
1. Ермаков В.И. Геолого-геохимические и тектонические факторы прогноза газоносности севера Западной Сибири / В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов, Н.Н. Соловьев // Геология, методы поисков, разведки и оценки месторождений топливно-энергетического сырья. - М.: Геоинформмарк, 1997. -С. 134.
2. Скоробогатов В.А. Перспективы нефтегазоносности юрских отложений в северных районах Западной Сибири и рекомендации по оптимизации поисково-разведочных работ на глубокие горизонты / В.А. Скоробогатов, В.А. Купавцев, Г.Р. Пятницкая и др. // Матер. XI Координационного геологического совещания ОАО «Газпром». - М.: ИРЦ Газпром, 2006. - С. 97-108.
3. Облеков Г.И. Направления геолого-разведочных работ и перспективы прироста запасов УВ сырья ООО «Надымгазпром» / Г.И. Облеков, А.А. Нежданов, Г.В. Магденко и др. // Матер.
XII Координационного геологического совещания ОАО «Газпром». - М.: ИРЦ Газпром, 2007. -С. 102 -113.
4. Парасына В. С. Перспективы нефтегазоносности и основные направления изучения глубоких горизонтов севера Западной Сибири / В.С. Парасына, А.А. Нежданов, С.А. Скрылев и др. // Матер.
XIII Координационного геологического совещания ОАО «Газпром». - М.: ИРЦ Газпром, 2008. -С.15-27.
5. Журавлев Е.Г. Сравнительный анализ юрских и ачимовских вторичных коллекторов Ямсовейского месторождения и группы месторождений Медвежьего вала с целью выделения перспективных газонефте-насыщенных участков / Е.Г. Журавлев. - М.: Фирма «Петро», 2007.
6. Тырцов Ю.И. Зональный проект поисково-оценочных работ в меловых и юрских отложениях Южно-Падинской и Нерутинской площадей / Ю.И. Тырцов и др. - Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2004.
7. Тырцов Ю.И. Проект поисково-оценочных работ на меловые и юрские отложения ЗападноЮбилейной площади ЯНАО/ Ю.И. Тырцов и др. - Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2004.
