В областях более древней консолидации фундамента (каледониды, байкалиды) процессы пенепленизации протекали длительное время (почти вся палеозойская эра), и к началу раннеюрского времени по кровле фундамента сформировался выровненный слабовсхолмленный палеорельеф. По нему морская трансгрессия проникала в наиболее прогнутые участки, где палеоглубины были незначительными, что способствовало длительному процессу естественного шлихования накапливавшихся осадков и формированию хороших коллекторов. Это видно на примере Ендырской группы площадей (Иртышская, Хунтыпайская, Турунтайская, Ендырская, Малилякская, Пякшевская, где поисковое бурение было начато в 1992 г).
Скв. 9, глубиной 2852 м вскрыла верхнеюрские отложения (рис. 1). При опробовании интервала 2805–2852 м открытым забоем (ба женовская свита) получен приток нефти, дебитом 5.65 м3/сут на динамическом уровне 1006 м.
Рис. 1. Структурная карта по отражающему горизонту “ А” Ендырской группы площадей
Рис. 2. Структурная карта по отражающему горизонту “ Б” Ендырской группы площадей
Скв. 10, расположенная в 3.8 км северо-восточнее скв. 9, была пробурена в 1993 г. с забоем 3300 м. На глубине 3288 м вскрыта кора выветривания по эффузивным образованиям, а в интервале 3285–3297 м — сами эффузивы. В интервале 3215–3223 м вскрыта брекчированная порода, которая по материалам ГИС характеризуется как однородный, хорошо проницаемый коллектор (рис. 3). При испытании интервалов 2828–3025 и 3022–3113 м, отвечающих баженовской, абалакской и тюменской свитам, а также интервала 3207–3300 м – горелая свита, притоков флюидов получено не было.
В 1999–2001 гг. на рассматриваемой территории были проведены детальные сейсмические работы (2D), в результате которых установлено, что скв. 9 и 10 находятся на далекой северо-восточной (рис. 2) периклинали собственно Ендырского поднятия.
В 2003 г. на Ендырском поднятии пробурена скв. 14. На глубине 3038 м вскрыты доюрские образования, представленные черной метаморфизованной породой, трещины которой залечены белым кристаллическим кварцем. Верхняя часть (3038–3046 м) этих пород сильно выветрелая (керн из интервала 3039–3039.8 м не был поднят) и по материалам ГИС характеризуется как хорошо проницаемый коллектор. При испытании интервалов 3038–3046, 3060–3080, 3086–3100, 3100–3124 м и проведении интенсификации был получен приток нефти дебитом 3.7 м3/сут при динамическом уровне 1188 м. По материалам ГИС можно заключить, что нефть поступает из верхнего интервала, то есть из коры выветривания. Но Ендырское поднятие расположено в области развития байкалид, поэтому доюрские отложения (и кора выветривания) при таких условиях не могли генерировать углеводороды. Соответственно следует искать породы, которые на седиментационной стадии аккумулировали органический углерод и потом генерировали нефть.
Такими отложениями были нижнеюрские породы (горелая свита), в рассматриваемом регионе залегающие непосредственно на фундаменте. Это подтвердила корреляция отложений по скв. 10 и 14 Ендырской площади, а также других скважин, расположенных в непосредственной близости от них (рис. 3). Нижнеюрские отложения являются базальным горизонтом юрского платформенного чехла. Накапливались они в мелководных обстановках при постепенном расширении трансгрессии и непрерывном протекании процессов естественного шлихования привносимых осадков, что и отражено на разрезе скв. 10.
В настоящее время из нижнеюрских отложений (горелая, шеркалинская свиты) промышленные притоки нефти получены на Горелом, Талинском и Южно-Талинском месторождениях. Наиболее полно эти образования изучены по многим скважинам Талинского месторождения. Здесь в скв. 2973, 2884 и 808 в отложениях шеркалинской свиты В.К. Комиссаренко определены фораминиферы Saccammina sp. indet., Tolypammina sp. indet., Lituolidae gen. indet., Trochamminidae gen. indet., которые указывают, с одной стороны, на тоарский возраст вмещающих их пород, а с другой, — свидетельствуют о морском генезисе этих образований. В пределах Среднего Приобья в разрезах горелой, котухтинской, худосейской свит (возрастные аналоги шеркалинской свиты) также выявлены фораминиферы (Северо-Варьеганская 19, Чистинная 483, Верхнеколикъеганская 61, Верхнетолькинская 5 и др.), что свидетельствует о широком распространении морской трансгрессии в Западной Сибири в раннеюрское время.
Нельзя исключать, что морская трангрессия проникала и в северную часть Уватского района, но здесь палеонтологических определений пока не проводилось из-за небольшого объема керна.
В апреле 1982 г. при бурении скв. 3 на Ханты-Мансийской площади в интервале глубин 3140–3143 м началось сильное разгазирование глинистого раствора с выделением обильной нефтяной пленки. При забое 3144 м скважина начала устойчиво фонтанировать нефтью с дебитом ориенти ровочно 250–300 м3 м3/сут. Затем произошел обвал стенок скважины и прихват бурового инструмента, ликвидировать который не удалось. Для выяснения места притока в непосредственной близости от скв. 3 была пробурена скв. 5. В ней из интервала 3120–3151 м подняты средне- и крупнозернистые нефтенасыщенные песчаники, а из самой нижней части интервала – светло-серая порода, вскипающая при воздействии на нее соляной кислотой. Эта порода также слабо нефтенасыщена. По материалам ГИС кровля доюрских отложений в скв. 5 отбивается на глубине 3142 м. После спуска на глубину 3062 м технической колонны, цементирования и бурения из-под нее до глубины 3140 м произошло резкое увеличение механической скорости бурения и поглощение глинистого раствора. Дальнейшее углубление скважины было прекращено, а на забое установлен фильтр-хвостовик. В результате получен нефтяной фонтан дебитом до 1000 т/сут через 4II отвод [2]. Попытка установить источник этой нефти и в первую очередь коллектора, ее содержащего, в дальнейшем не дала положительного ре зультата. Еще было пробурено 15 скважин, но залежь так и не обнаружили. Связано это, на наш взгляд, с тем, что с самого начала была принята модель пластовой залежи в отложениях палеозоя и поисковые скважины закладывались в сводах отдельных куполов. В действительности это такой же тип залежи (шнурковый), как и в вогулкинской толще Шаимского мегавала и Березовского района, а конфигурация и местоположение «лысой» ее части до сих пор не установлены.
В 1993 г. в скв. 50 на Тюмской площади, расположенной на левом берегу р. Иртыш южнее Ендырского поднятия в интервале глубин 3033–3073 м вскрыты песчаники, которые по материалам ГИС характеризуются как хорошие коллекторы. При испытании интервала 3053–3061 м получен по первой информации приток фильтрата, по второй (акт испытания) – притока не получено, по третьей – приток нефти 4.6 м3/сут при динамическом уровне 1089 м. Проверить достоверность этой информации, кроме официального акта испытания, в настоящее время не представляется возможным. При сопоставлении этих коллекторов с отложениями других скважин (Зимняя 6, Ендырская 10, Иртышская 12 и др.) становится понятным, что это образования горелой свиты (нижняя юра), простирающиеся в южном направлении до Алымской площади, где в скв. 2 (Уватской) в интервале 2990–3079 м залегают однородные, хорошо отсортированные песчаники.
Рис. 3. Схема корреляции юрских отложений по скважинам Горелая 5 — Иртышская 12
Рис. 4. Схема корреляции юрских отложений по скважинам Севериная 40 — Приобская 266
При оценке перспектив нефтегазоносности любых отложений главными задачами являются: изучение их строения и прослеживание (картирование) по площади. Первая задача решается путем детальной корреляции разрезов по скважинам, которые их вскрыли (рис. 3,4). На схемах корреляции видно, что нижнеюрские отложения на рассматриваемой территории накапливались в условиях расширяющейся трансгрессии, при которой в бассейне седиментации осадки накапливались вначале в наиболее прогнутых в палеоплане участках фундамента, а более приподнятые существовали как палеоострова, являясь одновременно источниками обломочного материала. Такими приподнятыми выступами были центральные части Ендырского (район скв. 14), Иртышского и Турынтайского поднятий (рис. 5). На их склонах во время седиментации пластов Ю10 и Ю11 существовали мелководные обстановки, способствующие накоплению (за счет естественного шлихования осадков) хорошо проницаемых коллекторов и обогащению их органическим углеродом. На указанных поднятиях в пластах Ю10 и Ю11 формировались ловушки выклинивающегося стратиграфического типа, перспективные для поиска нефти и газа. На это указывает приток нефти в скв. 14 Ендырской площади, полученный из коры выветривания пород фундамента.
Юрские отложения, как отмечалось выше, с генетических позиций не могут генерировать скопления нефти, но становятся дополнительным коллектором и вместе с пластом Ю10 (развитым на склонах Ендырского поднятия) образуют единую ловушку, содержащую нефть.
Для решения второй задачи, а именно, определения территорий, на которых могут быть распространены осадки пластов Ю10 и Ю11 , использовалась карта изопахит юры, составленная путем схождения (с учетом скважин, вскрывших фундамент) между отражающими сейсмическими горизонтами А и Б (рис. 1,2).
Накапливались базальные слои юры (пласты Ю11 и Ю10) в условиях постоянно расширяющейся трансгрессии. Для определения критических значений толщин юрских отложений использовался пакет программ «Microsoft Office» и, в частности, метод наименьших квадратов, позволяющий рассчитать прямую линию, которая лучше всего аппроксимирует имеющиеся данные. Был составлен график зависимости толщин от палеозоя до различных горизонтов нижней юры от толщины юрских отложений. Выполненный анализ почти 30 скважин показал, что в разрезе юры на исследуемой территории нижнеюрские отложения (пласт Ю10) начинают появляться в разрезе при мощности всей юры в 350 м, коэффициент корреляции при этом составляет 0.84, что подтверждает наличие связи между указанными толщинами.
Рис. 5. Палеотектоническая карта развития Ендырской площади в юрское время. Условные обозначения:1 — пробуренные скважины; 2 — изопахиты юрских отложений; 3 — зоны полного их выклинивания; 4 — границы лицензионных участков.
Рис. 6. Карта перспектив нефтегазоносности пласта Ю10 в пределах Ендырской площади. Условные обозначения: 1 — пробуренные скважины; 2 — зоны отсутствия нижнеюрских отложений; 3 — зоны с содержанием песчаников в пласте Ю10 более 50%; 4 — зоны с содержанием песчаников 50–25%; 5 — зоны с содержанием песчаников менее 25%; 6 — перспективные ловушки; 7 — рекомендуемые скважины.
На Ендырском, Иртышском и Турынтайском поднятиях в пласте Ю10 имеются ловушки выклинивающегося (стратиграфического) типа, перспективные для поиска нефти (рис. 6). Наиболее перспективна Ендырская ловушка, и поисковую скв. 16 рекомендуется заложить на южном ее склоне, в 3.5 км к югу от скв. 14. Местоположение первоочередных поисковых скв. 18 и 20 на Иртышской и Турунтайской площадях показано на рис. 6.
Выводы
Вышеизложенные данные указывают на высокие перспективы нефтеносности нижнеюрских отложений в пределах Иртышской зоны их распространения.
При проведении поисково-разведочных работ первые скважины не следует закладывать в сводах выявленных поднятий, а размещать их на террасоподобных склонах.
Литература
Геология нефти и газа Западной Сибири.- // Авт. А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др.- М.: Недра.- 1975.- 680 с.
Соколовский А.П. Ханты-Мансийское нефтяное месторождение // Интенсификация геологоразведочных работ и добыча нефти в Западной Сибири. / Проблемы нефти и газа Тюмени.-Вып.62.-С.84–89.
Автор: Соколовский А.П. (ЗапСибГеоНАЦ), Соколовский Р.А. (ООО ТННЦ)
