2я половина 20 века ознаменована крупнейшими приростами запасов углеводородного сырья в Западной Сибири.
С открытием в 1953 г 1го газового месторождения - Березовского, а в 1960 г 1го нефтяного месторождения в Шаимском районе Западной Сибири менее чем за 20 лет в этом регионе была создана мощная сырьевая база.
Объем начальных разведанных запасов нефти Западной Сибири сегодня составляет более 60% общероссийского.
Ежегодная добыча нефти в регионе составляет порядка 70% суммарной добычи по России.
Потенциальные ресурсы углеводородного сырья Западной Сибири позволяют смело утверждать, что этот регион и в 21 веке останется главным нефтегазодобывающим регионом России.
Поэтому на сегодняшний день актуальной является и, наверное, еще не 1 год будет являться таковой, проблема изучения этой крупнейшей нефтегазовой кладовой страны.
При этом актуальные направления ГРР в Западной Сибири можно разделить на 2 крупных блока.
1 блок - это поиск в хорошо изученных районах, таких как Широтное Приобье или Томская область, новых месторождений, пропущенных при проведении поиска и разведки в предыдущие годы, и доразведка «старых» месторождений, ранее считавшихся нерентабельными для разработки. И в том, и в другом случаях это, как правило, небольшие месторождения со сложнопостроенными ловушками и трудноизвлекаемыми запасами, разработка которых стала возможна только в последние годы, что связано с качественным скачком в развитии технологий по извлечению нефти.
2 блок - это поиск новых нефтяных месторождений в слабоизученных районах Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (НГБ). Однако в последнее время оно фактически не пользуется популярностью. Это связано, во-первых, с необходимостью проведения в большом объеме региональных исследований, что требует объединенных усилий как со стороны государства, так и со стороны недропользователей, и, во-вторых - с достаточно большим кажущимся риском. Ведь в первом приближении изучены все районы Западной Сибири. Разница лишь в том, что в одних районах на начальном этапе поиска сделаны крупные открытия, а в других нет, что впоследствии накладывало некий стереотип на тот или иной район. Одним из таких крупных районов является северная часть Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна, в пределах которой расположена Надымская мегавпадина.
Нельзя сказать, чтобы здесь совсем не было нефтяных месторождений. Они есть, и некоторые из них, как, например, Средне-Хулымское, приуроченное к Хулым-Лонгьюганской клиноноформе, или Савдибинское, приуроченное к Сандибинско-Лензигской клиноформе, в последние годы на слуху у геологической и нефтяной общественности. Тем не менее, концентрация нефтяных открытий здесь на порядок ниже, чем на сопредельных территориях.
В чем причина такого положения?
С одной стороны, можно допустить, что природно-геологический потенциал рассматриваемой территории ниже, чем в сопредельных районах, а с другой стороны, следует признать, что особенности геологоразведочного процесса в Надымской мегавпадине не способствовали освоению потенциала этого района. Действительно, практически до конца 20 века основные перспективы обнаружения нефтяных залежей здесь связывались с природными резервуарами тюменской свиты средней юры. Сочетание низких фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) этих резервуаров (при испытаниях скважин лучшие дебиты нефти составляли до 5 м3/сут) с достаточно значительными глубинами их залегания (3-3,5 км) сделало направление геологоразведочных работ (ГРР) на отложения тюменской свиты в Надымской мегавпадине заведомо экономически неприемлемым. Заметим, что особенности горно-геологической ситуации и конструкции глубоких скважин приводили к тому, что в скважинах, ориентированных на среднюю юру, происходило заведомо неоптимальное первичное и особенно вторичное вскрытие расположенных выше по разрезу продуктивных и потенциально продуктивных природных резервуаров. Такова одна из причин убежденности специалистов прежних лет в том, что в неокомских отложениях Надымской мегавпадины хороших коллекторов нет. Ситуация осложнялась еще и тем, что до последнего десятилетия сейсморазведка не была в состоянии расшифровать особенности строения неокомской толщи и дать прогноз фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) природных резервуаров на большей части территории Надымской мегавпаданы.
С учетом вышесказанного, несомненно актуальна расшифровка геологического строения неокомского комплекса Надымской мегавпадины в свете перспектив ее нефтеносности.
Целью работы являлось выявление и оконтуривание перспективных зон для открытия новых месторождений нефти на севере Западно-Сибирского НГБ и выбор направлений геологоразведочных работ в этом районе.
Основными задачами исследований являлись:
1 .Переобработка и геологическая интерпретация региональных сейсмических профилей ОГТ для построения региональной геологической модели строения неокомского клиноформного комплекса.
2. Оконтуривание Сандибинско-Лензитской и Хулым-Лонгьюганской клиноформ в пределах Надымской мегавпадины и отождествление их с одновозрастными клиноформами Широтного Приобья.
3.Оценка перспектив нефтеносности ундаформных и фондоформных частей клиноформ неокомского комплекса Надымской мегавпадины.
4.Оценка перспектив нефтеносности баженовской свиты Надымской мегавпадины.
5.Адаптация методики выделения трещинных коллекторов в баженовской свите по данным сейсморазведки к условиям Надымской мегавпадины.
6. Выявление перспективных зон в пределах Надымской мегавпадины, разработка рекомендаций по прогнозированию и поиску потенциально продуктивных объектов, открытию и разведке новых месторождений нефти.
Научная новизна
1. Впервые построена единая клиноформная модель неокомских отложений Надымской мегавпадины с использованием как значительного объема площадных сейсмических профилей, позволившего детально охарактеризовать большую часть Надымской мегавпадины, так и региональных сейсмических профилей, позволивших создать единый массив сейсморазведочной информации и связать в единую модель фрагменты, полученные по данным площадной сейсморазведки.
2.Впервые выделены перспективные зоны в фондоформной и ундаформной частях клиноформного комплекса Надымской мегавпадины с использованием современных подходов и компьютерной технологии.
3.Впервые обоснована перспективность верхнеюрской баженовской свиты в Надымской мегавпадине и выделены зоны в пределах Средне-Хулымского месторождения, где нефтеносность баженовской свиты прогнозируется с максимальной степенью вероятности.
4.Впервые предложено сочетание трех направлений геологоразведочных работ в Надымской мегавпадине, что является экономически рентабельным при поиске и разведке новых месторождений:
-Поиск и разведка залежей нефти в высокоемких и высокопродуктивных природных резервуарах ундаформной части неокомского комплекса Надымской мегавпадины.
-Поиск и разведка залежей нефти в фондоформных песчаных телах в «ачимовской» толще.
-Поиск и разведка нефтяных залежей в баженовской свите.
Результаты исследований и рекомендуемые направления ГРР в рассматриваемом регионе переданы нефтяной компании РИТЭК в виде схем, карт и разрезов, составленных автором или при его непосредственном участии. Обоснованы конкретные рекомендации на поиск залежей нефти в баженовской свите Надымской мегавпадины.
С использованием разработанных моделей геологического строения в настоящее время осуществляется промышленная эксплуатация Средне-Хулымского нефтяного месторождения, а также проводятся поисковые и разведочные работы на Лонгьюганском и Лензитском поисковых участках.
В работе использованы геолого-промысловые данные и материалы ГИС, макроописания, лабораторные исследования керна и микроописания шлифов по 49-ти поисковым и разведочным и 70-ти эксплуатационным скважинам, а также результаты специальной обработки и интерпретации свыше 10 тыс. погкм сейсморазведки ОГТ разных лет в том числе по 5-ти региональным сейсмическим профилям.
ГЛАВА 1. Геологическое строение и нефтегазоносность Надымской мегавпадины
В первых двух разделах (разделы 1.1 и 1.2) рассмотрены вопросы стратиграфии и тектоники Надымской мегавпадины Западно-Сибирского НГБ, изучению которых посвящены работы С.В.Аплонова, В.СБочкарёва, Ф.Гурари, Ю.Н.Карогодина, А.Э.Конторовича, А.АНежданова, И.И.Нестерова, Ф.К.Салманова, В.С.Суркова и многих других исследователей. Этот раздел отображает общепринятое в современной литературе геологическое строение Надымской мегавпадины.
Раздел 1.3 выполнен автором, основан на фактическом материале и освещает общую ситуацию по распределению нефтяных месторождений в Надымской мегавпадине на сегодняшний день.
Раздел 1.4 посвящен детальному геологическому строению неокомского комплекса и базируется на результатах исследований автора, которые опирались на материалы региональных и площадных сейсмических работ, и на результаты поисково-разведочного бурения.
1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
В геологическом разрезе района исследований выделяются- три структурных этажа: нерасчлененный протерозойско-палеозойский складчатый фундамент, триасовый (или промежуточный) этаж и мезозойско-кайнозойский осадочный чехол.
Породы фундамента и промежуточного комплекса вскрыты единичными скважинами (скв.6 и скв.77 Лензитские). Фундамент представлен магматическими и метаморфическими породами предположительно палеозойского возраста. Промежуточный этаж представлен породами коры выветривания, частично переотложенными.
Осадочный чехол, несогласно перекрывающий доюрские отложения,
сложен толщей континентальных, морских и прибрежно-морских отложений юрского, мелового, палеогенового и четвертичного возрастов.
Неокомские отложения включают нижнюю часть нижнего мела: берриасский, валанжинский, готеривский, барремский ярусы, и ограничены в подошве и кровле, соответственно, баженовской свитой верхней юры и нижнеаптскими глинами алымской свиты (или кошайской пачки).
В Хулымско-Лонгьюганской зоне неокомские отложения представлены ахской и черкашинской свитами, а в Сандибинско-Лензитской зоне - ахской и танопчинской свитами.
В строении неокомского комплекса отчётливо выделяется шельфовая (ундаформная), склоновая и депрессионная (фондоформная) части, с каждой из которых связаны песчаные тела различной морфологии и генезиса.
Отложения ундаформной зоны включают основные продуктивные интервалы разрезов Средне-Хулымского и Сандибинского нефтяных месторождений - горизонт ACW и пласт БНб соответственно.
К фондоформной зоне приурочен продуктивный пласт Ач(АС12) Южно-Хулымского нефтяого месторождения.
12. Тектоника
В работе принята за основу тектоническая карта мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы под редакцией В С. Бочкарёва (1990), которая более детально характеризует район исследования. Согласно этой карте, район исследования расположен в северной части Западно-Сибирской плиты и приурочен к региональной структуре - Надымской мегавпадине. На тектонической карте центральной части Западно-Сибирской плиты под редакцией В.И.Шпильмана и др. (1998) территория исследования приурочена к области развития следующих тектонических элементов: Западно-Ярудейской мегавпадины, Ярудейского мегавала и Надымской мегавпадины.
Надымская мегавпадина включает в себя Западно-Ярудейскую и Танловскую впадины, которые разделены Ярудейским валом - крупной структурой П порадка. Ярудейский вал является наиболее контрастной структурой в Надымской мегавпадине.
Районы площадных сейсмических работ соотносятся с основными тектоническими элементами Надымской мегавпадины следующим образом. Средне-Хулымское месторождение расположено в южной части мегавпадины, в пределах Хулымской мезоседаовины (структура II порядка), и приурочено к крупному Средне-Хулымскому валу, а Лонгьюганская перспективная зона расположена в пределах Западно-Ярудейской впадины (структура I порядка). Территория Лензитско- Сандибинекой перспективной зоны охватывает несколько крупных тектонических элементов: Северо-Надымский выступ с осложняющим его Сандибинским структурным мысом, Западно-Медвежий вал и разделяющую их Западно-Медвежью впадину.
13. Нефтегазоносность района
В диссертационной работе подробно рассмотрена нефтегазоносность осадочных комплексов, которая имеет первостепенное значение в нефтегеологическом районировании территории и в оконтуривании перспективных зон в Надымской мегавпадине.
Этаж нефтеносности территории исследования включает интервал от среднеюрских до меловых отложений. Однако промышленных залежей углеводородов выявлено немного. Ниже рассмотрена нефтегазоносность по продуктивным и перспективным комплексам.
Среднеюрский комплекс. К настоящему времени в пределах Надымской мегавпадины открыто два нефтяных месторождения, залежи нефти в которых приурочены к отложениям тюменской свита средней юры. Это Лензитское и Пальниковское месторождения. Скопления нефти выявлены в сложнопостроенных комбинированных ловушках. Дебиты поисковых и разведочных скважин варьируют от 0,053 м^сут нефти (скв.7б Лензитская) до 4,8 м3/сут нефти (скв.70 Сандибинская). Необходимо отметить, что в скв.101 Западно-Медвежьей из отложений средней юры получен приток газа с конденсатом дебитом 0,412 тыс.м3/сут.
Несомненный интерес представляют результаты испытания баженовской свиты в пределах Средне-Хулымского месторождения. Так, из двух скважин (скв.52 и скв.54) при испытании в колонне получены непромышленные притоки нефти дебетами по 0,3 м3/сут. Сам по себе этот факт не впечатляет, однако если обратиться к опыту разработки залежей нефти в баженовской свите Салымского месторождения и его окружения, промышленные притоки нефти получают только из скважин, испытанных в открытом стволе с использованием щелевого фильтра. Поэтому приток нефти, приуроченный при испытании в эксплуатационной колонне, является несомненным признаком значительного нефтяного потенциала баженовской свиты в Надымской мегавпадине.
Нефтеносность неокомского комплекса установлена на 4-х нефтяных месторождениях - Южно-Хулымском, Средне-Хулымском, Пальниковском и Сандибинском.
Южно-Хулымское нефтяное месторождение объединяет залежи в нефтеносных пластах АС8Х и Ач(АС12). Залежь в пласте АС8г приурочена к структурно-литологической ловушке и вскрыта одной скважиной. Дебит нефти из этого пласта составляет 6 м3/сут. Залежь в ачимовском (фондоформном) пласте Ач(АСп) является пластово-сводовой и вскрыта
четырьмя скважинами. Дебиты нефти варьируют от 4 м3/сут (первоначальные испытания) до 25 м3/сут после применения в 2004г современных технологий освоения пласта.
Нефтеносность Средне-Хулымского месторождения связана с неокомскими ундаформными отложениями - пластами АС«?1, АС93, АСШ. Пласт АС?1 доказанно нефтеносен в одной скважине, где был получен непромышленный приток нефти дебитом 0,13 м3/сут. Пласт АС^ на разведочном этапе не был испытан, однако по данным интерпретации ГИС он выделяется однозначно как нефтенасыщенный. Горизонт АСю является целевым горизонтом Средне-Хулымского месторождения. На разведочном этапе лучший дебит из этого горизонта составлял 12м3/сут (скв.52). На сегодняшний день ведется эксплуатация и средний дебит нефти добывающих скважин составляет 80-100 т/сут.
Пальниковское месторождение содержит залежи нефти в ачимовских (фондоформных) отложениях группы пластов БС. Максимальный дебит составляет 10 м3/сут.
Сандибинское месторождение включает в себя одну пластово-сводовую залежь нефти в пласте БНб. Максимальный дебит составляет 90 м3/сут (скв.9).
В отложениях верхнего мела в пределах района исследований открыто также Надымское газоконденсатное месторождение.
1.4. Новые представления о геологическом строении клиноформного неокома Надымской мегавпаднны по результатам оптимизированной обработки и интерпретации данных сейсморазведки
Неокомские клиноформные отложения Надымской мегав падины в плане (рис.1) фактически представлены тремя самостоятельными зонами:
1 - восточной, характеризующейся развитием клиноформ западного падения,
2 - центральной или терминальной (terminal channel zone) [ОЛинус и др., 2001г],
3 - западной, представленной клиноформами восточного падения.
Выполненные исследования позволили выделить в восточной части
Надымской мегавпадины две клиноформы западного падения (рис.2). Первая, более древняя, к которой приурочены продуктивные и потенциально продуктивные неокомские пласты в пределах Лензитского перспективною участка и Сандибинского месторождения, названа автором С андибинско-Лензитской клиноформой.
1 -разведочные скважины; 2- региональные профили; 3- границы Надымской мегавпадины; А - положение кромок палеошельфов. 5 - границы терминальной зоны
Рис. 1 Схема распространения клиноформ неокомского комплекса Надымской мегавпадины
1 -песчаники; 2 -алевролиты; 3 -аргиллиты; 4 -переслаивание глин и алевролитов; 5 -бажениты Рис.2 Сейсмогеологические разрезы через Надымскую мегавпадину
Вторая, более молодая, которая включает продуктивные и потенциально продуктивные некомские пласты Лонгъюганского и Средне-Хулымского участков, названа Хулымско-Лонгьюганской клиноформой.
Нижней границей Сандибинско-Лензитской клиноформы является кровля баженовской свиты, верхней - пимские глины (готеривский ярус, К]Ь), подошва которых в северной части Надымской мегавпадины (Лензитский участок) отождествляется с кровлей пласта БНо, а в южной части - с кровлей пласта БСЬ Возрастным аналогом Сандибинско-Лензитской клиноформы в Широтном Приобье является клиноформа, к которой приурочено крупное нефтяное Приразломное месторождение. Сандибинско-Лензитская клиноформа по падению имеет широкое распространение, что свидетельствует о достаточно продолжительном периоде времени её формирования. Она характеризуется ундаформной, клиноформной и фондоформной частями. На временных сейсмических разрезах отчетливо видно, что к востоку ухудшается динамическая выраженность отражающего горизонта, приуроченного к верхней границе Сандибинско-Лензитской клиноформы (пимские глины, К\Ь). Это, очевидно, связано с опесчаниванием пимских глин, что, в свою очередь, обусловлено близостью береговой линии на завершающем этапе формирования Сандибинско-Лензитской клиноформы. К Сандибинско-Лензитской клиноформе, т.е. к клиноформе «зажатой» между пимскими глинами и баженовской свитой относится, как говорилось выше, продуктивный на Сандибинском месторождении пласт БЩ и ряд продуктивных пластов Пальниковского перспективного участка.
В Хулымско-Лонгьюганской более молодой клиноформе, имеющей западное падение, нижней границей являются пимские трансгрессивные глиныСЕмЬ, нижний подьярус), а верхней -быстринские глиныСЕС^, верхний подъярус). Ее развитие вкрест простирания менее протяженно по сравнению с Сандибинско-Лензитской клиноформой. Это позволяет утверждать, что формирование клиноформы произошло не за полный трансгрессивно-регрессивный цикл. Связано это, по мнению автора, с недостаточными глубиной и площадью распространения морского бассейна во время формирования Хулымско-Лонгьюганской клиноформы. Характерной ее чертой являются достаточно крутые углы падения клиноформных пластов, что отчетливо видно на региональном сейсмическом профиле. Несомненную роль в формировании Хулымско-Лонгьюганской клиноформы сыграл Ярудейский палеовал, ограничивавший поступление осадков. Это предопределило выполаживание клиноформ в северной части Надымской мегавпадины.
Еще одной особенностью является ухудшение к востоку динамической выраженности отражающего горизонта, отождествляемого с быстринскими глинами (К^), что свидетельствует об их опесчанивании.
Этот же факт был установлен и в строении Сандибинско-Лензитской клиноформы, где пимские глины, являющиеся верхней границей клиноформы. также опесчаниваются на востоке. Таким образом, можно утверждать, что опесчанивание на востоке трансгрессивных глин, перекрывающих клиноформы, является характерным признаком для неокомского комплекса Надымской мегавпадины.
Клиноформы восточного падения, сформированные под влиянием источников сноса Урала, имеют преимущественно глинистый состав [Ю.Н.Карогодин, Северное Приобье Западной Сибири, 2000], что подтверждает и разрез скв.4 Северо-Ярудейской, а также скважины, пробуренные за пределами Надымской мегавпадины в зоне развития клиноформ восточного падения (Сергинское, Овальное и Песчаное месторождения). На региональных временных разрезах отчетливо видно, что клиноформы восточного падения имеют значительно меньший угол седиментационного наклона, чем клиноформы западного падения, что свидетельствует о гораздо меньших скоростях осадконакопления в западной части Надымской мегавпадины, чем в восточной.
Терминальная зона отвечает области окончательной компенсации верхнеюрского морского бассейна. Автором она ограничена полосой субмеридионального простирания шириной порядка 40 - 50 км, «зажатой» между участками развития клиноформ западного и восточного падения. Ряд скважин, находящихся в непосредственной близости, характеризуется сильным опесчаниванием неокомского разреза. Такое строение разреза предопределяет отсутствие выдержанных глинистых пачек, которые могли бы являться региональными покрышками.
Подводя итог, необходимо провести параллели между геологическим строением клиноформного неокома и его нефтеносностью. Совершенно очевидно, что строение западной и центральной частей Надымской мегавпадины, включающие в себя клиноформы восточного падения и терминальную зону, не отвечают необходимым критериям для выделения перспективных участков. В первом случае (клиноформы восточного падения) это связано с отсутствием коллекторов в разрезе неокома, во втором случае (терминальная зона) - с отсутствием выдержанных покрышек. Как потенциально нефтеперспекгивные объекты в неокоме прогнозируются клиноформы западного падения, где развиты как коллекторы, так и покрьцпки.
ВЫВОДЫ по главе:
¡.Анализ работ СБ.Аплонова, В.СБочкарёва, Ф.гГурари, Ю.Н.Карогодина, АЭ.Конторовича, А.А.Нежданова, И.И.Нестерова, ФХСалманова, В.С.Суркова и многих других исследователей, показал,
что стратиграфия Надымской мегавпадины принципиально не отличается от стратиграфии Широтного Приобья.
2.В пределах Надымской мегавпадины выделяется ряд тектонических элементов, интересных с нефтепоисковых позиций. Одним из таких элементов является Ярудейский мегавал, сопоставимый по своему строению с Медвежьем мегавалом.
3.В результате анализа нефтегазоносности различных комплексов Надымской мегавпадины установлено, что:
- наиболее перспективными в плане нефтеносности в Надымской мегавпадине являются неокомские отложения, включающие ундаформную и фондоформную части клиноформного комплекса;
- несомненный интерес представляют отложения баженовской свиты. Хотя промышленных притоков из них пока не получено, поиск и разведка залежей нефти в баженовской свите в Надымской мегавпадине, бесспорно, представляют интерес с точки зрения возможности открытия высокодебитных месторождений;
- нижне-среднеюрские отложения на данный момент не представляют практического интереса, так как из-за сложного строения залежей в них и низкого дебита нефти (не более 5м1/сут и это на глубинах 3,5-4,5 км) их разведка и эксплуатация пока экономически невыгодны.
4.Неокомский комплекс перспективен в восточной части Надымской мегавпадины, где развиты клиноформы западного падения, а именно: Хулымско-Лонгьюганская и Сандибинско-Лензитская клиноформы.
Глава 2. Геологическое строение и нефтеносность ундаформных отложений в Надымской мегавпадине
2.1. Основные особенности строения ундаформных отложений
С целью выявления и изучения особенностей строения ундаформных отложений рассмотрено строение основных нефтяных месторождений в Надымской мегавпадине - Средне-Хулымского и Сандибинского.
Что представляли из себя эти месторождения в конце 90-х годов прошлого века?
Средне-Хулымское месторождение, расположенное в южной части Надымской мегавпадины, приурочено к контрастной антиклинальной структуре - Средне-Хулымскому валу, где нефтеносными первоначально считались три пласта. Во-первых, это пласт АСд1, который относится к типично шельфовым пластам с невысокими эффетивными толщинами от 12 до 6,4 м. К западу коллекторы в пласте АС9 замещаются непроницаемыми разностями. Нефтеносность пласта доказана лить испытанием скв.52, в которой получен непромышленный приток нефти (Qh=0,13 м3/сут; СДУ = 997 м). Считалось, что получение непромышленного притока может быть связано с заметным ухудшением коллекторских свойств пласта в разрезе этой скважины. Наряду с «плохими» коллекторами в пласте развиты и «хорошие», что доказано испытанием скв.54, в которой из этого пласта получен приток воды дебитом 146 м3/сут при СДУ = 880 м. Залежь нефти прогнозировалась исключительно по результатам интерпретации ГИС.
Перспективы второго пласта (АС93) связывались со структурно-литологической ловушкой и также опирались исключительно на результаты интерпретации ГИС. Эффективная толщина составляет 0-4,8 м и, как видно, пласт не претендовал на особую исключительность в плане нефтеносности.
Наконец, из горизонта АС]0 в скв.52 был получен максимальный приток нефти дебитом 12,4 м3/сут. Наряду с этим результатом
еще из двух скважин получены приемлемые дебиты нефти - 5,4 м3/сут и 8м3/сут, а из скв.54 и скв.59 были получены притоки воды дебитами от 50 до 60 м3/сут, что свидетельствовало о хороших ФЕС пласта. Эффективные толщины изменяются от 4 м до 11,8 м. При этом пласт характеризуется регрессивным строением, т.е. увеличением размера зерен терригенных пород к кровле рециклита.
Сандибинское месторождение, расположенное в северной части Надымской мегавпадины на южном побережье Обской губы, с самого начала характеризовалось значительными дебитами нефти из пласта БНб (от 40 до 90 м3/сут). Нефтеносный пласт БНб аналогичен по строению горизонту АСю Средне-Хулымского месторождения, т.е отвечает регрессивному строению. Однако нефтеносен здесь, в отличие от Средне-Хулымского месторождения, всего один пласт и запасы в целом невелики, что связано с небольшой площадью нефтеносности.
Подводя итог необходимо отметить, что в ундаформной зоне развиты два вида песчаных тел. Песчаные тела, невыдержанные по площади, с резкими изменениями ФЕС (пласт АС9* Средне-Хулымского месторождения) и песчаные тела, выдержанные по площади, с резко выраженным регрессивным строением (горизонт АС10 Средне-Хулымского месторождения и пласт БНб Сандибинского месторождения). По расположению этих песчаных тел в клиноформе, автор называет их по терминологии, принятой рядом исследователей (В.С.Славкин, Н.С.Шик, Е.Б. Беспалова), шельфовыми и кромкошельфовыми (shelf marginal).
2.2. Перспективы нефтеносности ундаформных отложений в Надымской мегавпадине
Перспективы нефтеносности ундаформных отложений в Надымской мегавпадине на данный момент уже доказаны «новым» открытием
Средне-Хулымского нефтяного месторождения, еш чрезвычайно эффективными разведкой и освоением. Еще пять лет назад на месте нынешнего Средне-Хулымского промысла, обеспечивающего сегодня добычу более миллиона тонн нефти в год, было выявлено небольшое месторождение, «зацепленное» тремя разведочными скважинами, дебит нефти в лучшей из которых из горизонта АСю составлял 12 м3/сут.
На сегодняшний день из основного горизонта АС10 первоначальные дебеты эксплуатационных скважин составляют ~ 100 т/сут. А что же с другими пластами ундаформной зоны Средне-Хулымской клиноформы -АС93 и АС9'? Пласт АС9 эксплуатируется двумя скважинами, которые после гидроразрыва пласта (ГРП) дают дебеты нефти ~ 20 т/сут, поэтому этот пласт можно считать «возвратным» к тому времени, когда залежь в горизонте АСЮ исчерпает себя. Нефтеносность пласта АСр1 не подтвердилась эксплуатационным бурением, все скважины оказались водяными, что лишний раз подтверждает некорректность ранее проведенных испытаний в неокомском комплексе.
Для выявления и оконтуривания региональных зон, перспективных для открытия новых месторождений нефти, необходимо опираться на установленную закономерность перспективности клиноформ западного падения (восточная часть Надымской мегавпадины) только в тех частях, где кровельные ограничения (быстринская и пимская пачки, К^) сложены трансгрессивными глинами. Таким образом, ундаформные отложения Хулымско-Лонгыоганской клиноформы перспективны только в южной части Надымской мегавпадины, тогда как эти же отложения Савдибинско-Лензитской клиноформы перспективны практически по всей Надымской мегавпадине, за исключением самой восточной периферийной части.
В последние годы был выявлен эффект «пустых ловушек» (скв.71 на Лонгьюганском и скв.21 на Лензитском поисковых участках), который не может быть объяснен с позиции вышеописанной закономерности. Лензитской скважиной подтверждено антиклинальное поднятие по пласту БНб, который продуктивен на соседнем Сандибинском месторождении. Однако пласт оказался водоносным, что установлено по комплексу исследований: керну, газовому каротажу, ГИС и испытанию в открытом стволе (дебет воды порядка 40м3/сут). При этом косвенный признак наличия углеводородов отмечен в вышележащем шельфовом пласте БН.,, где по описанию керна в «плохих» коллекторах выделяется нефтенасыщенный песчаник. Такая ситуация, вполне возможно, связана с тем, что залежь в пласте БНб разрушена разломами (которые были закартированы по данным сейсморазведки), а часть мигрировавшей нефти «аккумулировалась» в «плохих» коллекторах шельфового пласта.
Скв.71 Лонгъюганская, пробуренная всего в ~10 км к северу от Средне-Хулымского высокодебитного месторождения, подтвердила
наличие антиклинального поднятия, а также превосходных коллекторов в горизонте АСю и надежной покрышки, однако залежь не открыла. Такого рода парадоксы также могут быть объяснены наличием разрывных
тектонических нарушений, которые разрушили нефтяную залежь.
ВЫВОДЫ по главе:
1.В строении ундаформных отложений можно выделить два вида песчаных тел: шельфовые и кромкошельфовые. Наиболее перспективными являются кромкошельфовые песчаные тела, так как они обладают хорошими фильтрационно-емкостными свойствами (пористость до 21%, проницаемость до 250 мД) и большими эффективными толщинами (до 30м).
2.Ундаформные отложения Хулымско-Лонгъюганской клиноформы перспективны в южной части Надымской мегавпадины, тогда как ундаформные отложения Сандибинско-Лензитской клиноформы перспективны по всей Надымской мегавпадине.
Глава 3. Геологическое строение и нефтеносность фондоформных (ачимовских) отложений в Надымской мегавпадине
3.1. Особенности строения фондоформных отложений
Ачимовские отложения достаточно хорошо изучены в Широтном Приобье. К ним относят разновозрастные песчаные тела, залегающие в фондоформной части клиноформы. Существуют два основных типа ловушек в ачимовских природных резервуарах. Первый тип отвечает антиклинальным ловушкам. Однако, нередко залежи в ачимовской толще приурочены к структурно-литологическим ловушкам (второй тип), где роль литологического экрана играет зона замещения коллекторов непроницаемыми разностями у подошвы седиментационного склона. Картирование неантиклинальных ловушек в условиях дефицита крупных антиклинальных поднятий становится одной из главных задач, решаемых при прогнозе и поиске залежей нефти в ачимовских отложениях Надымской мегавпадины.
Примером месторождения, приуроченного к фондоформной зоне клиноформы (ачимовским отложениям) в Надымской мегавпадине, является Южно-Хулымское месторождение. Здесь доказанно нефтеносен пласт Ач(АС13). Месторождение приурочено к контрастному Южно-Хулымскому валу. Его главная залежь в ачимовском пласте Ач(АС12) приурочена к ловушке первого (антиклинального) типа. Нефтеносный пласт сильно расчленен и изменчив по эффективной толщине (от 4 м до 12
м), что характерно для ачимовских отложений в Надымской мегавпадине. Залежь вскрыта четырьмя скважинами, максимальный дебит нефти которых составлял 9 м3/сут, что, с учетом глубины залегания отложений 3100 м), свидетельствовало о сомнительной рентабельности эксплуатации залежи. Разумеется, при анализе таких результатов учитывались соображения о неоптимальных условиях первичного и вторичного вскрытия пласта.
На Пальниковском месторождении также есть залежи нефти, приуроченные к ачимовским отложениям, однако дебиты нефти из них невелики (максимальный дебит нефти составляет 10 м3/сут). Причем залежи нефти приурочены к комбинированным структурно-литологическим ловушкам (второй тип ловушек).
Ачимовская толща Надымской мегавпадины устроена аналогично таковой в Широтном Приобье, поскольку механизм образования подобных природных резервуаров един. То есть мы должны наблюдать естественное замещение ачимовских коллекторов как на западе, что связано с переходом в дистальную зону, так и на востоке, в связи с переходом депрессионных фаций в склоновые. Между указанными границами расположена зона развития приемлемых коллекторов. Однако нередки случаи, когда вскрытый в своде поднятия ачимовский пласт в зоне, где по теории должны быть развиты приемлемые коллекторы, не обладает хорошими ФЕС (пример пласт Ач2 Средне-Хулымского месторождения), то есть во всех зонах отсутствует описанная выше закономерность. Это значит, что либо лучшая часть ачимовского природного резервуара везде представлена подобными коллекторами, либо в пределах поднятия вскрыта аномальная зона развития ухудшенных коллекторов, имеющая субмеридиональное простирание. Для понимания природы этого неприятного явления предполагается следующая схема формирования ачимовсих отложений.
К началу формирования неокомского комплекса рельеф поверхности отложений баженовской свиты был дифференцирован, о чем, в частности, свидетельствует сокращение мощности неокомских отложений над сводами современных унаследованных поднятий. Палеоподнятие являлось своеобразным барьером, препятствующим переносу грубозернистого материала плотностными потоками с востока на запад. Ачимовские отложения, вскрытые в своде, представлены наиболее мелкозернистой фракцией, а крупнозернистые песчаники формировались на восточном крыле палеоподнятия, формируя разрезы, характеризующиеся высокими значениями мощности и песчанистости. Подобные закономерности описаны, в частности, для Восточно-Уренгойской, зоны [А.М.Брехунцов, В.НБородкин, Н.П.Дещеня, ЮМИльин, 1999].
Косвенным подтверждением изложенного является наблюдаемая на широтных временных разрезах сейсмическая картина, когда сильные
отражающие горизонты, контролирующие ачимовскую толщу, в районе вала резко теряют выраженность и сокращаются по временной мощности.
Таким образом, в своде поднятия, к которому приурочена залежь нефти, развиты коллекторы с плохими ФЕС, тогда как на склоне развиты породы с хорошими коллекторскими свойствами, при этом они, естественно, являются водонасыщенными. Отсюда следует вывод, что залежи нефти, приуроченные к антиклинальным ловушкам, могут представлять промышленный интерес только тогда, когда приурочены к постседиментационным поднятиям.
3.2. Перспективы нефтеносности фондоформных отложений в Надымской мегавпадине
По результатам моделирования и согласно новым представлениям о геологическом строении клиноформного неокома перспективы нефтеносности территории исследования связываются нами только с восточной частью Надымской мегавпадины, где развиты клиноформы западного падения.
Положительный результат бурения второго ствола в скв.70 на Южно-Хулымском месторождении (начальный дебит порядка 20 м3/сут, и это без ГРП) практически раскрыл перспективы для реализации рассматриваемого направления геологоразведочных работ в пределах Надымской мегавпадины.
Анализируя региональные сейсмопрофили можно выделить в фондоформной части клиноформы три типа перспективных зон.
Первый тип перспективен на выявление возможных структурно-литологических ловушек, в которых литологический экран связан с замещением ачимовских коллекторов при переходе депрессионных фаций в склоновые вверх по восстанию пластов. Такие ловушки могут быть установлены на западных склонах поднятий и восточных бортах впадин. Наиболее перспективными в свете этого являются восточный борт Западно-Медвежьего прогиба, а также западные склоны Нижненадымского и Надымского валов.
Вторый тип перспективен на выявление антиклинальных структур постседиментационного генезиса. Выявление таких структур возможно лишь после проведения детальной интерпретации данных площадной сейсморазведки с неотъемлемыми атрибутами в виде построения структурных поверхностей, адекватных реальному геологическому строению, а также палеогеоморфологических реконструкций. В пределах Надымской мегавпадины автором выделены в фондоформной части клиноформного комплекса порядка 10 перспективных объектов, приуроченных к антиклинальным поднятиям.
Третий тип, так же как и первый, перспективен на поиск структурно-литологических ловушек, но литологический экран здесь связан с переходом ачимовского пласта в дистальную зону. Такие ловушки можно выделить на восточных склонах антиклинальных структур и западных бортах впадин. Наиболее перспективными являются, по мнению автора, восточные склоны Ярудейского, Нижненадьшского и Надымского валов.
ВЫВОДЫ по главе:
1.Несомненный нефтепоисковый интерес представляют фондоформные (ачимовские) отложения Надымской мегавпадины, что доказано промышленной нефтеносностью Южно-Хулымского месторождения.
2.Выделены 3 типа перспективных зон в фондоформных отложениях. 1 тип перспективен на поиск структурно-литологических ловушек, где литологический экран связан с замещением ачимовских коллекторов при переходе депрессионных фаций в склоновые. 2 тип перспективен на поиск антиклинальных структур постседиментационного генезиса. 3 тип перспективен на поиск структурно-литологических ловушек, в которых литологический экран связан с переходом ачимовского пласта в дистальную зону.
Глава 4. Геологическое строение и перспективы нефтеносности баженовской свиты в Надымской мегавпадине
Многие ученые, занимающиеся оценкой нефтяного потенциала Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (ЗС НГБ), признают, что важнейшим резервом наращивания рентабельной нефтедобычи (т.е. добычи с высокими дебетами скважин) являются разведка и освоение залежей нефти, аккумулированных в баженовской свите. Некоторые исследователи (ДИ.Нестеров и др.) связывают перспективы баженовской свиты и с Надымской мегавпадиной. Выдающаяся роль в обосновании перспектив нефтеносности баженовской свиты на бассейновом уровне принадлежит И.И.Нестерову и Л.И.Ровнину.
В официальной номенклатуре баженовской свите соответствует пласт Ю().
Баженовская свита традиционно подразделяется на два основных типа разреза: первый - это "нормальный" или "классический" тип, макроскопически представленный однообразной толщей темных, битуминозных, часто окремнелых аргиллитов, значительно пиритизированных, местами известковистых. Ко второму "аномальному" типу разреза были отнесены битуминозные глины, расслоенные песчаными и глинистыми небитуминозными породами. В Надымской мегавпадине баженовская свита относится к «классическому» типу.
Скопления нефти, аккумулированные в отложениях баженовской свиты в глинисто-кремнисто-карбонатных трещиноватых породах («баженитах»), способны обеспечивать дебиты нефти до нескольких сот кубических метров в сутки. Однако при этом имеется много «сухих» и низкодебитных скважин. Само существование нефтяных залежей, и тем более продуктивность скважин, целиком зависят от качества специфических коллекторов баженовской свиты, в формировании которых особую роль играют горизонтальные трещины, образующиеся внутри баженитов в процессе первичной миграции нефти. Коллекторы в баженитах развиты в виде гнёзд и линз причудливой формы и самодостаточны для аккумуляции залежей нефти. Обнаружение таких залежей не связано с наличием структурных ловушек или с наличием каких-либо латеральных флюидоупоров. Однако попытки поиска таких гнезд прямыми сейсмическими методами положительных результатов не дали.
Совершенно отчетливо в разрезах всех скважин в составе баженовской свиты выделяются две пачки - верхняя, более битуминозная и менее карбонатная, и нижняя, характеризующаяся пониженной битуминозностью и повышенной карбонатностью. Соответственно, нижняя пачка четко выделяется по повышенным значениям НТК и повышенным акустическим скоростям и плотностям.
При непосредственном участии автора установлено по данным глубокого бурения сходство геологического строения баженовской свиты северного обрамления Большого Салыма и Средне-Хулымского месторождения. Так же, как и в высокопродуктивных скважинах северного обрамления Большого Салыма, в скважинах Средне-Хулымского месторождения в разрезе баженовской свиты выделяются две пачки: более битуминозная и менее плотная (верхняя) и более плотная и менее битуминозная (нижняя). Это позволяет рассматривать баженовскую свиту в Надымской мегавпадине через призму полученных результатов исследований баженовской свиты в пределах Большого Салыма и его обрамления.
В пределах Надымской мегавпадины имеются интересные, но не до конца осмысленные, свидетельства возможных перспектив нефтеносности баженовской свиты. Так, в скважинах 52 и 54 Средне-Хулымского месторождения при испытаниях в эксплуатационной колонне были получены притоки нефти дебитами ~ 0,3 м3/сут. Как показывает опыт разработки Салымского нефтяного месторождения, такие дебиты при испытании в колонне не свидетельствуют о бесперспективности баженовских отложений.
Длительная опытно-промышленная эксплуатация Салымского месторождения и его окружения позволила определить некоторые технологии, способствующие более удачной разработке залежей, связанных со столь специфичными коллекторами.
Были отмечены хорошие дебеты скважин, в которых продуктивный горизонт был вскрыт на .меловом растворе; средние дебеты в таких скважинах в 2,7 раза выше, чем дебеты по аналогичным скважинам, пробуренным на растворе, утяжеленном баритом. Но самый главный вывод сделан специалистами Сургутнефтегаза» - корректное испытание баженовской свиты возможно только с применением щелевого фильтра. Учитывая вышесказанное, полученные в скважинах Надымской мегавпадины притоки при испытании в эксплуатационной колонне (!), несомненно, являются доказательством высокой перспективности баженовской свиты в Надымской мегавпадине.
ВЫВОДЫ по главе:
1. Выявлена идентичность геологического строения баженовской свиты в зонах, вскрытых высокопродуктивными скважинами северного обрамления Большого Салыма, и в пределах изученной бурением части Надымской мегавпадины.
2. Учитывая результаты испытания баженовской свиты в колонне, прогноз промышленной нефтеносности отложений баженовской свиты в пределах Надымской мегавпадины является актуальным в свете поиска дальнейших источников роста рентабельной нефтедобычи.
Глава 5. Основные направления и технологии поиска и разведки в Надымской мегавпадине
5.1. Поиск и разведка залежей в ундаформной зоне клиноформы ннжнемелового комплекса
Сущность рассматриваемого направления заключается в том, что по данным бурения и современной сейсморазведки строится модель геологического строения клиноформного макрообъекта. При этом особое внимание уделяется выделению, идентификации и картированию палеокромок шельфа (В.С.Славкин, Н.С.Шик), что является необходимым, но недостаточным условием при прогнозе песчаных тел. Большой опыт работы с клиноформными объектами показал, что не всегда в так называемой «кромкошельфовой» («зажатой» между кромкой к началу формирования пласта и кромкой к окончанию формирования пласта) зоне развиты высокоемкие и высокопродуктивные песчаные тела. Это может объясняться тем, что выделенный клиноформный пласт относится преимущественно к трансгрессивному цикл}' осадконакопления.
К сожалению, не всегда этот момент с уверенностью можно установить по сейсмостратиграфическим критериям. Поэтому определенное место в рамках рассматриваемого направления поиска и разведки играет прогноз ФЕС природных резервуаров по данным сейсморазведки. Одним из таких методов, является спектрально-временной анализ (СВАН) сейсмической записи (Е.А.Копилевич, В.С.Славкин, И.А. Мушин, 1995). Применение этого метода оказалось эффективным не только при региональном и зональном прогнозе коллекторов в ундаформной зоне, но и на локальном уровне прогнозных исследований. Как показало эксплуатационное бурение, эффективные толщины горизонта АС ю Средне-Хулымского месторождения сильно меняются. Так, вполне возможны варианты, когда эффективная толщина пласта в двух соседних эксплуатационных скважинах (на расстоянии 500 м) изменяется от 5 м до 30 м, то есть в 6 раз! Естественно, что в такой ситуации немаловажен локальный прогноз ФЕС пласта для оптимального размещения эксплуатационных скважин.
Наряду с прогнозом ФЕС, наибольшие проблемы связаны здесь с выявлением и картированием антиклинальных поднятий. Дело в том, что в клиноформных макрообъектах индивидуальные структурные планы отдельных природных резервуаров далеко не всегда совпадают со структурным планом баженовской свиты по отражающему горизонту Б, ориентируясь на который традиционно велись поиск и разведка залежей нефти в Надымской мегавпадине. Дополнительные проблемы в поиске ловушек нефти связаны с тем, что рассматриваемая территория располагается в непосредственной близости от Обской губы и характеризуется особенно сильным влиянием вариаций толщин многолетнемерзлых пород в верхней части разреза, что затрудняет глубинную инверсию сейсмических данных. Поэтому в Надымской мегавпадине для восстановления структурных планов необходимо использовать метод взаимных точек, позволяющий учесть неоднородность верхней части разреза.
5.2. Поиск и разведка залежей в фондоформной зоне клиноформы нижнемелового комплекса
Одним из факторов, скомпрометировавших ранее эффективность данного направления было недостаточное качество временных разрезов, что не позволяло выйти на прямой сейсмический прогноз коллекторов в ачимовской толще. Однако появление новых современных обрабатывающих систем снимает эту проблему и дает возможность получать более разрешенную сейсмическую картину, что позволяет однозначно провести корреляцию ачимовских отложений и уверенно интерпретировать сейсмический материал. Такой результат может быть достигнут за счет выбора оптимальных параметров деконволюции по сейсмограммам и процедуры временной миграции до суммирования с подбором скоростей.
2м фактором, сдерживавшим поиск и разведку залежей в фондоформных песчаных телах неокомского комплекса, являлось господствующее достаточно долгое время представление о низкой проницаемости ачимовских коллекторов. Характерным примером является Южно-Хулымское месторождение. Залежь нефти приурочена к Южно-Хулымскому валу, где нефтеносными являются песчаные тела депрессионного (фондоформного) типа, относимые по местной стратиграфической шкале к ачимовской толще. Высота залежи 60 м. Залежь вскрыта четырьмя скважинами, в которых пласт целиком нефтенасыщен. В 3х скважинах (скв.72,75,70) нефтеносность доказана испытаниями. Дебит нефти варьирует от 4,8 до 9,4 м3/сут. И это при эффективных нефтенасыщенных толщинах, достигающих 12 м. Разумеется, при анализе таких результатов учитывались соображения о неоптимальных условиях первичного и вторичного вскрытия пласта, однако риск бурения новых разведочных скважин был слишком большим. Было принято решение о расконсервации старых скважин и применении новых технологий на старом фонде. Прекрасный результат бурения второго ствола скв.70 на Южно-Хулымском месторождении (начальный дебит порядка 20 м3/сут, и это без ГРП) практически раскрыл перспективы для реализации рассматриваемого направления геологоразведочных работ в пределах Надымской мегавпадины.
Для выделения перспективных объектов в первую очередь необходимо получение структурных карт, адекватных реальному геологическому строению. Это возможно в районе исследования только с использованием метода взаимных точек, позволяющих учесть неоднородности верхней части разреза. Так же, как и для ундаформных отложений, важен прогноз типов разреза в межскважинном пространстве. Построенная автором по данным сейсморазведки и бурения карта типов разреза ачимовского пласта Южно-Хулымского месторождения, показала, что тип разреза скв.70 имеет широкое распространение, что обеспечило возможность перейти к освоению залежи. Таким образом, положено начало промышленной добыче нефти на Южно-Хулымском месторождении, что подчеркивает перспективы выбранного направления.
Однако, наряду с прогнозом фильтрационно-емкостных свойств, необходим сейсмогеологический анализ временных разрезов с целью выделения границы подошвы склона, которую в дальнейшем можно будет принять за литологический экран, и картирование границы прекращения прослеживания отражающего горизонта, которая отождествляется с замещением в дистальной зоне коллекторов ачимовских отложений непроницаемыми разностями.
Необходимо напомнить, что выделение перспективных зон в ачимовской толще, стало возможно только с появлением современных обрабатывающих сейсмических комплексов, позволивших вывести временные разрезы на качественно иной уровень, чем ранее.
53. Поиск и разведка залежей нефти в баженовской свите
Проблема поиска нефтяных залежей в отложениях баженовской свиты сводится к прогнозу и поиску линз сложнопостроенных трещинных коллекторов в специфических глинисто-кремнистых и глинисто-карбонатных горных породах -. баженитах. Такие линзы являются самодостаточными и формируют ловушки, независимо от структурного фактора и каких-либо латеральных ограничений.
В настоящее время созданы технологии прямого сейсмического прогноза коллекторов в отложениях баженовской свиты для северного обрамления Большого Салыма. Технология, разработанная в ЗАО «МиМГО», основывается на следующих методах:
- Спектрально-временном анализе (СВАН) сейсмической записи;
- Факторном анализе количественных спектрально-временных параметров (ФА СВП) сейсмической записи;
- Решений обратной динамической задачи (ОДЗ) с использованием программного комплекса ПАРМ
Отличительной чертой первых 2х методов является необходимость наличия положительных эталонов, т.е. скважин, в которых получены хорошие дебеты нефти. Выявленное сходство геологического строения баженовской свиты, вскрытой скважинами северного обрамления Большого Салыма и скважинами Надымской мегавпадины, обеспечивает положительные эталоны для прогноза коллекторов в баженовской свите в пределах Надымской мегавпадины. Третий метод, результатом которого являются разрезы псевдоакустических жесткостей (ПАЖ), не требует эталонов. По разрезам ПАЖ однозначно выделяются участки пониженных значений псевдоакустических жесткостей, которые, как показывает опыт работы с баженовскими отложениями в пределах северного обрамления Большого Салыма (В.С.Славкин, Н.С.Шик, И.М.Кос, 2003), относятся к зонам развития трещинных коллекторов. Однако необходимо отметить, что этот метод не набрал той положительной статистики, которая присутствует у СВАН, а следовательно, он не может являться главенствующим. Поэтому необходимо создание системы положительных эталонов в пределах района исследования.
В Надымской мегавпадине есть по крайней мере две скважины, в которых из баженитов получены притоки дебитом лишь 0,3 м3/сут. Однако скважины были испытаны самым неоптимальным для баженовской свиты образом - через колонну и цементный камень. Автор полностью поддерживает специалистов Сургутнефтегаза в том, что только испытания с использованием щелевого фильтра являются корректными для баженовских отложений. Поэтому притоки нефти из скважин Надымской мегавпадины, могут только свидетельствовать, что условия, в которых залегают отложения баженовской свиты, благоприятны для развития трещинных коллекторов. Это подтверждает и разрез ПАЖ через скважину 52, в которой был получен приток' нефти из баженовской свиты. На разрезе отчетливо фиксируется отрицательная аномалия псевдоакустических жесткостей. Все это, несомненно, подтверждает, что существует хорошая вероятность того, что будь скважины испытаны в открытом стволе с щелевыми фильтрами дебиты нефти могли бы быть в десятки раз выше.
Автором проведены исследования для южной части Надымской мегавпадины, где на основе изложенного подхода, с привлечением скважин северного обрамления Большого Салыма, как эталонных, построена карта перспектив баженовской свиты. При этом уже решен вопрос о проверке полученной карты в процессе эксплуатационного бурения на Средне-Хулымском месторождении. Таким образом, дан старт изучению баженовской свиты в Надымской мегавпадине.
ВЫВОДЫ по главе:
1.Предложены три направления геологоразведочных работ в Надымской мегавпадине: поиск и разведка залежей в ундаформной и фондоформной зонах неокомского комплекса и в баженовской свите.
2.Для успешности реализации двух неокомских направлений необходимо применение специальных методов, таких как прогноз типов разреза в межскважинном пространстве по сейсмическим данным и построение структурных карт методом взаимных точек.
3.Важнейшим условием для прогноза трещинных коллекторов в баженовской свите Надымской мегавпадины является создание системы положительных сейсмических эталонов. Однако на первом этапе возможен прогноз коллекторов в баженовской свите в пределах Надымской мегавпадины по данным спектрально-временного анализа (в разных модификациях) с использованием «салымских» эталонов и построений псевдоакустических разрезов. Для адекватной оценки нефтяного потенциала баженовской свиты необходимо проводить испытания в открытом стволе с использованием щелевого фильтра.
Заключение
В процессе работы получены следующие основные результаты:
1. Разработана единая геологическая модель клиноформных отложений неокомского комплекса Надымской мегавпадины. Она включает в себя клиноформы западного падения, терминальную зону и клиноформы восточного падения.
2. Предложены технологии поиска и разведки нефтяных залежей, как в отложениях неокомского комплекса, так и в отложениях баженовской свиты верхней юры.
3. Построены карты перспективных участков для открытия новых месторождений в отложениях неокомского комплекса и баженовской свиты.
4. Предложены три направления геологоразведочных работ в Надымской мегавпадине.
Защищаемые положения
1. Сочетание 3х высокоперспективных направлений геологоразведочных работ в Надымской мегавпадине, ориентированных на поиск и разведку залежей в ундаформных отложениях клиноформного комплекса, в фондоформных (ачимовских) отложениях этого же комплекса и в отложениях баженовской свиты, позволит открыть новые месторождения нефти.
2. Восточная часть Надымской мегавпадины перспективна по всему этажу от средней юры до меловых отложений, в то время как западная часть потенциально нефтеперспективна только по баженовской свите верхней юры.
3. Успешный прогноз перспективных участков могут обеспечить следующие принципы и методы моделирования природных резервуаров в пределах Надымской мегавпадины.
- структурные построения только на основе комбинирования данных бурения и интерпретации данных сейсморазведки по методу взаимных точек, так как на территории исследований широко развита зона неоднородности верхней части разреза;
-прогноз типов разреза с использованием спектрально-временного анализа (СВАН), факторного анализа спектрально-временных параметров и параметров частотного спектра (ФА СВП, ФА ПАРС).
Основные положения изложены в следующих опубликованных работах
1.Построение стратиграфической модели клиноформы на основе корреляции по данным сейсморазведки и ГИС//Разведка и охрана недр. -2002. - №10 - С.29-31.
2.Перспективы нефтепоисковых работ в Надымской мегавпадине//Геология нефти и газа - 2005. - №4 - С.64-70.
З.Перспективы развития геолого-разведочных работ в Надымской мегавпадине. Второе дыхание// Материалы седьмой международной
конференции «Новые идеи в геологии нефти и газа» - М.: МГУ. - 2005 -С.419-421 (соавтор: B.C. Славкин).
4.Некоторые сейсмогеологические примеры геометризации залежей нефти в ачимовских отложениях Западной Сибири, // Материалы седьмой международной конференции "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа" памяти Б.А.Соколова и В.В.Семеновича. - М.: МГУ, 2004. - С. 401-402 (соавторы: А.А Поляков, Е.Б.Беспалова)
5. Геолого-геофизический прогноз нефтеносности неокомских отложений Сахалинского лицензионного участка (Западная Сибирь) // Геология нефти и газа. - 2004. - №2. - С. 16-26 (соавторы: И.М. Кос, A.A. Поляков, ЕБ.Беспалова).
6. Геолого-геофизический прогноз песчаных тел в неокомских клиноформных отложениях Западной Сибири/Тезисы докладов научно-практической конференции "Инновационные технологии в области поисков, разведки и детального изучения месторождений нефти и газа" ~ М.: ЦГЭ. - 2002 - С.51 (соавторы: А.А.Поляков, Т.А. Рябцева, М.С.Ворошилова, А.В.Гончаров).
7. Способ геофизической разведки для определения нефтегазопродуктивных типов геологического разреза переменной толщины/ТПатент на изобретение №2205434 (соавторы: Е.А.Давыдова, МЛ.Самаркин, В.С.Славкин, Е.А.Копилевич, А.А. Лоляков)
Введение.
ГЛАВА 1. Геологическое строение и нефтегазоносность Надымской мегавпадины.
1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза.
1.2 Тектоника.
1.3 Нефтегазоносность района.
1.4 Новые представления о геологическом строении клиноформного неокома Надымской мегавпадины по результатам оптимизированной обработки и интерпретации данных сейсморазведки.
Выводы по главе.
Глава 2. Геологическое строение и нефтеносность ундаформных отложений в Надымской мегавпадине.
2.1. Основные особенности строения ундаформных отложений.
2.2. Перспективы нефтеносности ундаформных отложений в Надымской мегавпадине 68 2.3 Некоторые особенности разведки и освоения залежей в ундаформных отложениях Надымской мегавпадины.
Выводы по главе.
Глава 3. Геологическое строение и нефтеносность фондоформных ачимовских) отложений в Надымской мегавпадине.
3.1. Особенности строения фондоформных отложений.
3.2 Перспективы нефтеносности фондоформных отложений в Надымской мегавпадине.
Выводы по главе.
Глава 4. Геологическое строение и перспективы нефтеносности баженовской свиты в Надымской мегавпадине.
Выводы по главе.
Глава 5. Основные направления и технологии поиска и разведки в Надымской мегавпадине.
5.1 Поиск и разведка залежей в ундаформной зоне клиноформы нижнемелового комплекса.
5.2 Поиск и разведка залежей в фондоформной зоне клиноформы нижнемелового комплекса.
5.3 Поиск и разведка залежей нефти в баженовской свите.
