Березовская свита залегает на 100–150 м выше кровли сеноманских отложений, имеет двучленное строение и представлена верхней и нижней подсвитами. Верхняя подсвита сложена глинами аргиллитоподобными, серыми, зеленовато-серыми, участками опоковидными, с включениями глауконита и сидерита. Нижняя подсвита сформирована опоками голубовато-серыми, до черных, с редкими прослоями песчано-алевролитовых пород, песчаных глин. В кровле подсвиты обособляется регионально прослеживающийся пласт плотных, крепких кремнистых пород – органогенных силицитов мощностью до 20 м. Этот пласт известен как литологический и электрокаротажный репер «А» под названием «кремнистый аргиллит», с ним же сопоставляется надежный сейсмоотражающий горизонт «С».
Стратиграфическая привязка нефтегазопроявлений и результатов интерпретации ГИС в березовской свите показывает, что они приурочены к нижней ее подсвите. Наличие коллектора фиксируется на основании сравнения электрических сопротивлений пород в скважинах, находящихся в сводовых и периклинальных частях структур (рис. 1). Разница сопротивлений в интервале залегания нижнеберезовской подсвиты и ганькинской свиты достигает 25–30 Ом.м, в то время как глины кузнецовской свиты и верхнеберезовской подсвиты не изменяют свои электрические характеристики (2–3 Ом.м) в зависимости от структурных условий.
Рис. 1. Сопоставление каротажных диаграмм в скважинах с различным насыщением в отложениях свит Комсомольского месторождения
Сопоставление результатов электрометрии и газового каротажа по Комсомольскому месторождению позволило установить, что содержание газообразных углеводородов находится в прямой зависимости от кажущегося электрического сопротивления и абсолютной отметки положения кровли нижнеберезовской подсвиты, а по сумме газопоказаний в растворе фиксируемые аномалии превышают аналогичные аномалии в интервале сеноманской залежи.
Согласно анализу керна, отобранного из интервала залегания нижнеберезовской подсвиты на Комсомольском месторождении (скв. 384), коллекторы имеют трещинно-поровую природу и характеризуются открытой пористостью 30–43%, проницаемостью матрицы 1×10–15 м2 и трещиноватых разностей до 50×10–15 м2 (табл. 1).
Таблица 1. Результаты определения фильтрационно-емкостных свойств отложений березовской свиты по скв. 384 Комсомольской площади
О комбинированном трещинно-поровом типе коллектора в отложениях березовской свиты свидетельствуют и материалы сейсморазведки 3D. На горизонтальных слайсах в интервале сенонских горизонтов на громадной территории от северных районов ЯНАО, ХМАО до южных участков Тюменской области фиксируется однотипный сейсмический образ, напоминающий поверхность «такыра». Этот сейсмический образ формируется за счет дегидратации гелеобразного осадка опок при его диагенезе и уплотнении. В процессе «усыхания» осадка в нем возникает дополнительная пустотность, порода сегментируется на равносторонние многогранники, разделенные системой септарных трещин (рис. 2).
Рис. 2. Внутреннее строение нижнеберезовской подсвиты Кальчинского месторождения на уровне временного среза 420 мск (по материалам сейсморазведки 3D)
Изучение геолого-геофизических материалов позволило выделить признаки залежей в нижнеберезовской подсвите на целом ряде площадей как по каротажу, так и сейсморазведке. В результате анализа временных разрезов МОВ ОГТ на уровне отражающего горизонта «С», соответствующего кровле нижнеберезовской подсвиты, выявлены аномалии сейсмической записи по типу «яркое» и «плоское» пятно, в плане совпадающие с границами предполагаемых залежей.
Формирование «ярких» пятен в пределах сеноманских залежей газа Западной Сибири — распространенное явление, надежный поисковый признак, который также используется при доразведке месторождений. Наличие аномалии по типу «плоское» пятно указывает на то, что предполагаемые залежи в нижнеберезовской подсвите являются массивными и горизонтальное отражение связано с отражением от поверхности газожидкостного контакта. Сравнение сейсмических аномалий в сеноманской и сенонской частях разреза (рис. 3) Комсомольского месторождения показывает их однотипность и свидетельствует об одинаковой их природе.
Рис. 3. Сейсмический образ “ яркого” и “ плоского” пятна в верхнемеловых отложениях Комсомольского месторождения
Залежи газа в нижнеберезовской подсвите установлены не только по косвенным признакам, но и по результатам испытания. В ряде скважин севера Западной Сибири: 431 Комсомольской и 1С Вэнгаяхинской осуществлено опробование нижнеберезовских отложений через две колонны и получены притоки газа. В первом случае дебит составил на 6-мм штуцере – 4,5 тыс.м3/сут, во втором – не замерялся, но отмечалось, что длина факела составляла 3–5 м. Следует отметить, что как в скважинах, так и в пласте, возможно, происходили процессы гидратообразования. Поводом для такого предположения служат замеренные значения температур в скв. 431, где они составили +200С на забое и -340С на устье.
Низкая доказанная продуктивность отложений нижнеберезовской подсвиты кроме гидратообразования может объясняться плохим качеством первичного и вторичного вскрытия. Высокая гидрофильность опок, являющихся коллекторами, приводит при соприкосновении с буровым раствором к их разбуханию, закрытию трещин и поровых каналов, формированию больших зон проникновения. Таким образом, потенциальные возможности коллекторов нижнеберезовской подсвиты пока не раскрыты.
Суммируя все общие сведения о признаках нефтегазоносности нижнеберезовской подсвиты на севере Западной Сибири, можно предположить наличие залежей газа и нефти в ней в пределах территории ХМАО.
Среди первоочередных объектов поиска и разведки здесь выделяются поднятия, где выявлены залежи углеводородов в сеноманской части разреза – Варьеганское, Ваньеганское, Самотлорское, Ай-Яунское, Верхнеколикъеганское.
Получение новых геолого-геофизических материалов по этим месторождениям (сейсморазведки 3D) во многом подтверждает наличие залежей в верхней части разреза.
В частности, по результатам интерпретации сейсморазведки 3D сп 84/99; 84/00;01/00 на Восточно-Варьеганской и Варьеганской площадях, выполненной «Geodata consulting» на уровне отражений «Г» и «С» выявлены аномалии амплитуд сейсмической записи (рис. 4 и 5).
Рис. 4. Отображение контура газоносности сеноманской залежи в амплитудах сейсмической записи на уровне отражающего горизонта «Г» по Варьеганскому месторождению
Рис. 5. Отображение предполагаемого контура газоносности залежи нижнеберезовской подсвиты в амплитудах сейсмической записи на уровне отражающего горизонта «С» по Варьеганскому месторождению
Сравнение площади распространения высоких значений амплитуд на уровне сейсмического репера «Г» с контуром установленной сеноманской залежи газа показало их полное соответствие (рис. 4). Таким образом, аномалия амплитуд сейсмической записи формируется за счет насыщенной газом части разреза. Аналогичная по типу записи аномалия установлена выше в отложениях нижнеберезовской подсвиты (рис. 5).
Она, как и аномалия в нижележащем горизонте «Г», приурочена к апикальной части поднятия, однако занимает меньшую площадь.
Исходя из тех фактов, что обе аномалии имеют схожую форму сейсмической записи, приурочены к наиболее приподнятым участкам структур, а одна из них непосредственно сопоставляется с установленной залежью, можно предполагать идентичность их природы.
Рис. 6. Изменение геофизических характеристик скважин в интервале залегания нижнеберезовской подсвиты Варьеганского месторождения в зависимости от местоположения в амплитудной аномалии по сейсморазведке 3D
Для проверки выдвинутого предположения был проведен анализ удельных электрических сопротивлений пород Восточно-Варьеганской и Варьеганской площадей в интервале залегания сеноманской и сенонской частей разреза в контуре аномалий и за их пределами. Как видно из рис. 6, различаются электрические сопротивления пород в 2–3 раза.
Наличие насыщения коллекторов нижнеберезовской подсвиты углеводородами, помимо Варьеганской площади, установлено и для Ваньеганского месторождения. Так, при испытании скв. 152 через две колонны получен приток газа, замеренный дебит составил 3,5 тыс.м3/сут на 3-мм штуцере, а в скв. 136-бис из интервала 966–973 м был поднят керн, представленный нефтенасыщенными опоками и опоковидными глинами сенонского возраста.
На Самотлорском поднятии при бурении эксплуатационных и разведочных скважин в купольной части месторождения было установлено, что при вскрытии отложений талицкой, ганькинской и березовской свит в интервале глубин 570–620 м наблюдаются интенсивные водогазопроявления. Интенсивность проявлений варьирует от спокойного перелива воды с небольшим содержанием газа до открытых газоводяных выбросов с давлением на устье до 9,0 МПа. В настоящее время единого мнения о причине газопроявлений не существует.
На Восточно-Перевальном поднятии при проходке верхней части разреза произошел открытый газовый выброс, приведшей к аварии. Приток газа из-за отсутствия каротажа был привязан к кровле сеноманских отложений, однако не исключено, что полученное газопроявление приурочено к нижнеберезовской подсвите. В пользу этого свидетельствуют данные сейсморазведки 3D по соседнему Западно-Перевальному месторождению, где на уровне сенонских отложений зафиксировано контрастное «яркое» пятно.
Выводы
* Березовская свита сенонского возраста является потенциально нефтегазоносным объектом на территории ХМАО, ресурсы нефти и газа, заключенные в нем, необходимо учитывать при расчете общего углеводородного потенциала округа.
* Предполагаемые залежи углеводородов уверенно фиксируются по нефтегазопроявлениям, газовому, электрическому каротажу, сейсморазведке. Картирование нефте- и газонасыщенных коллекторов возможно без вложения дополнительных денежных средств на разведку.
* Использование газа нижнеберезовской подсвиты в промышленных целях из-за незначительных дебитов в настоящее время вряд ли возможно. Однако изменение конъюнктуры рынка, использование старого фонда скважин для организации газодобычи, внедрение методов интенсификации притока, представление определенных налоговых льгот может существенно повысить экономическую привлекательность проекта освоения верхнемеловых газовых залежей ХМАО.
* Изучение и учет насыщенности углеводородами пород палеогена и верхнего мела в пределах месторождений Западной Сибири позволяет прогнозировать интервалы и участки развития осложнений при бурении скважин на глубокие горизонты.
Автор: Бакуев О.В. (ОАО ТНК)
