Южно-Хангокуртское нефтяное месторождение административно расположено на границе Октябрьского и Советского районов Ханты-Мансийского автономного округа - Югры, в 33 км юго-западнее г. Нягань.
По схеме нефтегеологического районирования месторождение находится на территории Сергинского района Красноленинской нефтегазоносной области, вблизи крупной зоны нефтегазонакопления - Шаимского и Красноленинского НГР. Этаж нефтеносности Сергинского НГР преимущественно ограничен юрскими отложениями, варьирует от 30-50 до 300 м.
Основные продуктивные комплексы - среднеюрский и нижнеюрский (ЮК2-5 и ЮК10), второстепенные - неокомский и глинистый верхнеюрский (глины абалакской и тутлеймской свит с продуктивными пластами Ю0, ЮК1).
В соответствии с Тектонической картой центральной части Западно-Сибирской плиты, под редакцией В.И. Шпильмана, Л.Л. Подсосовой, Н.И. Змановского и др., 1998, ЮжноХангокуртское месторождение расположено в центральной части Зауральского геоблока, приурочено к одноименной локальной структуре III порядка, осложняющей в южной части крупную зону поднятий - Сергинскую (рис.1).
Рис.1.Фрагмент Тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты (под ред.В.И.Шпильмана, Л.Л.Подсосовой, Н.И.Змановского и др.), 1998
Изучение Южно-Хангокуртской площади сейсмическими исследованиями началось в 1962-1963 гг. работами МОВ (сп 12). Дальнейшими работами МОГТ (сп 89/1985-86, 89/1990-91, 89/1991-92) уточнялось геологическое строение. Были прослежены отражающие горизонты в меловых (Г, М, М1), юрских (Б, Тю2, Тю4, Тю7) отложениях, по подошве осадочного чехла.
Общая протяженность сейсмических профилей на данной территории равна 393 км, плотность сети составила 1.3 пог. км/км2. Интерпретация сейсмических материалов позволила построить структурные карты по основным отражающим горизонтам, провести расчленение отложений тюменской свиты.
Анализ волнового поля прифундаментной, юрской и меловой частей геологического разреза показывает, что рассматриваемая территория длительное время являлась тектонически активной зоной и представляла собой сравнительно расчлененную тектоническими нарушениями систему блоков.
Линии тектонических разломов ориентированы в северо-западном, северо-восточном и субмеридиональном направлениях. Наиболее приподнятые участки приурочены к надразломным зонам. Южно-Хангокуртское локальное поднятие было закартировано и подготовлено к глубокому бурению работами сп 89/90-91. По отражающему горизонту «А» поднятие, оконтуриваемое изогипсой -2340 м, имело амплитуду 38 м.
Поиски залежей нефти на площади начались в 1995 году. Скв. 26, пробуренная в кресте сеймопрофилей 7 и 22, вскрыла кровлю тюменской свиты на 30 м выше относительно предполагаемой. В результате из верхнеюрских отложений был вынесен керн с запахом УВ.
Однако при опробовании продуктивность юрских отложений не подтвердилась. При совместном исследовании пластов Ю0-Ю2-3 притока получено не было. Дальнейшие работы по опоискованию структуры были продолжены спустя два года. В 1998-1999 гг. в присводовой части западного купола Южно-Хангокуртского поднятия была пробурена и испытана скв.27, которая стала первооткрывательницей одноименного нефтяного месторождения.
Промышленная залежь нефти связана с пластом Ю3 тюменской свиты. При испытании отложений в интервале а.о.- 2159.5-2161.9 м был получен непереливающий приток нефти дебитом 6.7 м3/сут при депрессии на пласт 3.3 МПа. По итогам геологоразведочных работ в 1999 году была разработана модель продуктивного объекта Ю2-3.
На данной стадии изученности в залежь была включена скв.26, в которой продуктивность среднеюрских отложений опробованием не доказана, но по геофизическим характеристикам пласты определены как нефтенасыщенные (сопротивление пород 8.3-8.7 Омм). По типу разработанная модель пластовая сводовая, контур нефтеносности принят по замыкающей структуру изогипсе на а.о.-2190 м, объединившей западный и восточный купола Южно-Хангокуртского поднятия.
Для дальнейшего изучения геологического строения залежи на ее южном крыле была пробурена и исследована оценочная скв.28. Полученные результаты (ВНК залежи не установлен, понижение нефтенасыщенности по данным ГИС до а.о.-2211 м и вновь, как в скв.26, при испытании притока не получено) изменили взгляд на строение модели залежи.
Многолетний опыт исследований отложений тюменской свиты показывает, что они имеют весьма сложное строение - изменчивость, как в плане, так и по разрезу. Песчаные тела по площади линзовидно распространены. Коллекторы могут быть приурочены к кровле, а могут быть лишь в подошвенной части. При изучении отложений, безусловно, необходимо их поинтервальное исследование с детальным определением вещественного состава пород и дальнейшим подбором методов по дополнительному воздействию на пласты с целью получения или увеличения притока.
Так, в скв.27 пласт Ю2 заглинизирован, а отложения пласта Ю3 характеризуются весьма высокими коллекторскими свойствами. Пористость по данным ГИС достигает 19%, нефтенасыщенность - 62-65%. В результате при перфорации проницаемой части с максимальными параметрами получен промышленный приток нефти.
В скв.26 отложения пластов Ю2 и Ю3 более глинистые, толщина пластов уменьшается, коллекторы слабопроницаемые, недонасыщенные (Кн-45%), с низкими емкостными свойствами (Кп-14-15%). И как результат - «сухо» при их совместном опробовании.
В скв.28 пласты изучены методом дострела, положительного результата не получено. Отложения неоднородны по составу. Расчлененность равна 9. На пласты воздействовали методом переменных давлений с установкой глинокислотной ванны. Приемистости нет. Разрыв пласта 12% соляной кислотой также не дал притока.
В целом по площади отмечается изменение разреза. Это показывают и данные каротажного материала, и информация вынесенного керна в скважинах, что, в свою очередь, отразилось на коллекторских свойствах отложений. В скв.27 продуктивные отложения представлены переслаиванием песчаника мелкозернистого с алевролитом и многочисленными мелкими прослойками аргиллита и каменного угля. В скв.28 песчаник мелкозернистый крепкий, местами кварцевый, чередуется с аргиллитом плотным, участками алевритистым. По керну отмечены кристаллы пирита. В скв.26 литологически пласты представлены глинистым песчаником с многочисленным растительным детритом, алевролитом плотным крепким и аргиллитом от темно-коричневого до черного плитчатого углистого.
В результате песчанистость отложений меняется от 11% в скв.26 до 27-28% в скв.28 и 27. Во всех скважинах в керновом материале отмечены признаки нефтеносности. Однако продуктивность испытанием доказана лишь в скв.27. К сожалению, отсутствует информация о вещественном составе пород во всех скважинах. Можно лишь предположить, что формирование коллекторов происходило в разных условиях, а неполучение притоков при опробовании связано с нарушениями технологий при испытании и неправильным подбором методов при интенсификации притока для пластов сложного строения (рис.2).
Рис.2. Корреляция продуктивного разреза
В скв.28, пробуренной в крыльевой части залежи, зафиксированы максимальные эффективные толщины (9.6 м), нефтенасыщение коллекторов показало понижение условного ВНК еще на 20 м. В результате была разработана модель, учитывающая многочисленные тектонические разломы, зафиксированные сейсмикой.
Возможность существенного списания извлекаемых запасов, числящихся на Госбалансе, позволила авторам при разработке модели остановиться лишь на тех, что прослежены в районе скв.28 для ограничения залежи в южной части. Но не исключено, что при дальнейшем изменении изученности площади данными бурения и сейсмики залежь «развалится» на тектонические блоки с самостоятельными ВНК. По характеристике волновой картины исследуемой площади сп 89/90-91 при существующей разрешенности сейсмической записи установлены малоамплитудные разрывные нарушения (10-15 м), прослеживаемые от ОГ «А» до ОГ «Тю2» , и предполагается наличие трещинных дислокаций, что требует дальнейшего подтверждения (рис.3).
Рис.3. Характеристика волнового поля
В результате пересмотра в пласте Ю2-3 выделено две залежи с самостоятельными контурами нефтеносности. Обе залежи контролируются тектоническими экранами. По измененной модели в целом по пласту произошло незначительное увеличение запасов - на 34% по категории С1 и на 41% по категории С2 (рис.4).
Рис.4. План подсчета запасов по материалам 2010 года (коричневым цветом показан контур залежи 1999 г., красным цветом выделены тектонические нарушения
Таким образом, на примере Южно-Хангокуртской площади показано, как трансформируется модель при изучении геологического строения продуктивных отложений.
1. При разбуривании установлено возможное влияние тектонических разломов на строение залежей.
2. Выделенные зоны деструкций носят условный характер, требующий в дальнейшем уточнения сейсмическими исследованиями с достаточной плотностью профилей и разрешенностью сейсмической записи.
3. Для дальнейшего изучения условий формирования коллекторов необходимо комплексное исследование кернового материала, которого сегодня нет.
