Геолого-геохимическая модель западного (III) блока Тас-Юряхского нефтегазоконденсатного месторождения Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

УДК: 553.981/982(571.5)

ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ЗАПАДНОГО (III) БЛОКА ТАС-ЮРЯХСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Андрей Юрьевич Белоносов

Западно-Сибирский филиал Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофи-мука СО РАН, 625000, Россия, г. Тюмень, ул. Таймырская, 74, кандидат технических наук, старший научный сотрудник, тел. (3452)368-87-92, e-mail: belonosov74313@mail.ru

Сергей Александрович Моисеев

Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, кандидат геолого-минералогических наук, заведующий лабораторией геологии нефти и газа Сибирской платформы, тел. (383)306-63-70, e-mail: MoiseevSA@ipgg.sbras.ru

Андрей Михайлович Фомин

Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, кандидат геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник, тел. (383)306-63-70, e-mail: FominAM@ipgg.sbras.ru

Антон Евгеньевич Кудрявцев

Западно-Сибирский филиал Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 625000, Россия, г. Тюмень, ул. Таймырская, 74, младший научный сотрудник, тел. (3452)368-87-92, e-mail: KudryavcevAE@ipgg.sbras.ru

Подготовлена геолого-геохимическая модель западного блока Тас-Юряхского месторождения. Сделано предположение о низких перспективах осинского горизонта. Построена альтернативная модель строения залежей ботубинского горизонта. Показано, что талахский горизонт до конца не изучен.

Ключевые слова: Якутия, нефть, месторождение, венд, Непско-Ботуобинская антекли-за, ботуобинский горизонт.

THE GEOLOGICAL-GEOCHEMICAL MODEL OF THE WESTERN BLOCK OF THE (III) TAS-JURYAKH OIL-GAS-CONDENSATE FIELD

Andrey Yu. Belonosov

West Siberian Division of Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 625000, Russia, Tyumen, 74 Taymyrskaya St., Ph. D., Senior Research Scientist, tel. (3452)368-87-92, e-mail: belonosov74313@mail.ru

Sergey A. Moiseev

Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, 3 Koptyug Prospect, Ph. D., Head of the Laboratory of Petroleum Geology of the Siberian platform, tel. (383)333-29-00, e-mail: MoiseevSA@ipgg.sbras.ru

Andrey M. Fomin

Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, 3 Koptyug Prospect, Ph. D., Senior Research Scientist, tel. (383)333-29-00, e-mail: FominAM@ipgg.sbras.ru

Anton E. Kudryavcev

West Siberian Division of Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 625000, Russia, Tyumen, 74 Taymyrskaya St., Research Scientist, tel. (3452)368-87-92, e-mail: KudryavcevAE@ipgg.sbras.ru

Geological-geochemical model of the Western block of the Tas-Yuryakhskoye field has been constructed. Lower petroleum potential has been assumed for the Osa horizon. An alternative model of the structure of the Botuoba horizon accumulations has been constructed. It has been shown that the Talakh horizon is underexplored.

Key words: Yakutia, oil, field, Vendian, Nepa-Botuoba anteclise, Botuoba horizon.

Тас-Юряхское нефтегазоконденсатное месторождение было открыто в 1981 г. в 75 км от г. Мирного и в 30 км к северо-востоку от Среднеботуобин-ского месторождения. Геофизические работы на месторождении выполнял Якутский геофизический трест, а глубокое бурение (1973-1993 гг.) проводилось Среднеленской нефтегазоразведочной экспедицией объединения «Лена-нефтегазгеология». Всего было пробурено 44 скважины. На месторождении выявлено три залежи в пластах Б1 (осинский), В5 (ботуобинский) и В13 (талахский).

В 2014 г. на западном борту месторождения была проведена геохимическая съёмка на площади 500 км2. При интерпретации материала, полученного в ходе этих работ, одной из ключевой стала задача по уточнению геологической модели месторождения. Основные положения этой модели могут быть сведены к следующему.

Анализ карты толщин под трапповыми отложениями привел нас к выводу об отсутствии перспектив нефтегазоносности осинского горизонта в Западном блоке месторождения. Гидротермальные расчёты показывают, что траппы «сжигают» залежи УВ, находящиеся к ним ближе, чем три собственных мощности. Большая же часть территории распространения осинского горизонта попадет в эту критическую зону (рис. 1).

Мы предлагаем нижнюю часть тирского и верхнюю часть непского региональных горизонтов в Ботуобинской структурно-фациальной зоне, в пределах которой расположено Тас-Юряхское НГКМ, объединить в чаяндинскую свиту, отказавшись при этом от выделения предтирского перерыва в осадконакоплении.

В официальной модели месторождения Западный блок разделен в свою очередь на 4 самостоятельных блока, при этом разломы № 2 и № 3 выделяются условно. В данной работе в центральной части Западного блока в качестве альтернативы был предложен вариант распространения разломов, имеющих преимущественно субширотное простирание. Основанием является предположение о наличии в нижних частях разреза депрессионной зоны, разделяющей на два локальных поднятия Западный блок. Основываясь на результатах детальной корреляции, было доказано, что «центральный» разлом имеет сбросовый характер (рис. 2).

Анализ результатов испытания показал, что ГНК в блоке № 1 в целом совпадает с официальной моделью. Условный ВНК проводится на отметке -1599,7 м, а предполагаемый ВНК на отметке -1600,4 м. ГНК в блоке № 2 был проведен на

отметке -1597 м. Условный ВНК принимается нами по последнему интервалу испытания скважины 576 на отметке -1598,7 м, предполагаемый ВНК - -1601,0 м. ГНК в третьем блоке проведен на отметке -1593 м. Условный ВНК принимается нами по последнему интервалу испытания скважины 572 на отметке -1593,1 м. Предполагаемый ВНК проводится на отметке -1607 м. ГНК в четвёртом блоке был проведен на отметке -1600 м. Условный ВНК принимается нами на отметке -1601,3 м. Предполагаемый ВНК проводится на отметке -1606,5 м. Пятый блок имеет наибольшую степень изученности. ГНК был проведен на отметке -1604,5 м. ВНК был обоснован по результатам испытания скважины 14102 и принят на отметке 1608,5 м.

Перспективы талахского горизонта в настоящее время не изучены. Выделенные поля газоносности горизонта расположены в пределах первого, второго и третьего блоков. Площади газоносности талахского горизонта в целом соответствуют площадям, принятым в официальной схеме месторождения. В скважинах, пробуренных в пятом блоке, талахский горизонт не испытан.

Обработка результатов геохимической съемки, проведенной вдоль сейсмо-профилей, осуществлялась по специальной методике, включающей предварительную обработку полевых данных, нормализацию данных, статистический анализ данных, расчет газовых показателей, выделение участков фоновых и аномальных концентраций газовых параметров. Для более надёжной геологической интерпретации УВ-данных проводилось комплексирование геохимических распределений с геолого-геофизическими материалами, полученными в предыдущие годы на территории исследования.

Интерпретация результатов съёмки на основе «эталонных» скважин начиналась с выбора скважины, которая затем считалась эталонной для всей площади работ. В самом начале за «эталон» была выбрана скв. 575, в которой при испытании ботуобинского горизонта было получено 26,5 м3/ сут. воды. Вокруг этой скважины было исследовано 50 пикетов со значениями в них концентраций от этана до гексана. Проведены параметрические геохимические наблюдения вокруг продуктивных и непродуктивных поисковых и разведочных скважин.

Для дальнейшего количественного площадного анализа «методом окна» по каждому УВ-компоненту из выборки в 50 пикетов было произведено осреднение и рассчитан коэффициент корреляции между всеми углеводородными компонентами. Далее с шагом между пикетами, равным 300 м, покомпонентно сравнивались коэффициенты корреляции значений в пикете наблюдения и «эталонным окном».

Описанный выше приём был использован для прогнозирования территории на «нефтегазоносность». Для этого в качестве «эталонных» были выбраны скважины №№ 141-01, 141-09 и 578.

В дальнейшем при сравнительном и корреляционном анализах различной «насыщенности земель» в пределах территории исследований было установлено, что применение «эталонных» скважин не позволяет надежно идентифицировать «нефтегазоносные» и «водоносные» участки. Однако «водоносные» и «газоносные» территории разделяются достаточно уверенно, что позволяет использовать предложенный подход в дальнейших геолого-геохимических работах.

Рис. 1. Схема соотношения толщины от подошвы траппов до кровли осинского горизонта к общей толщине траппов, залегающих в юрегинской свите:

1 - глубокие скважины, 2 - контур проведения геохимической съемки, 3 - разломы, 4 - номера блоков, 5 - линии сейсмических профилей

Из сопоставления и сравнительного анализа результатов геохимической и гелиевой съемок предварительно можно сделать заключение, что различными методами четко отбивается система мелких геотектонических блоков, которая образуется вследствие тектонической жизни флюидопроводящих разломов, которые совпадают с выделенной системой геодинамически напряженных зон.

Сопряженная система геодинамически напряженных зон подтверждена результатами гелиевой, газогеохимической и углеводородной съемок и хорошо кор-релируется с результатами испытания скважин. Это позволило уточнить положение ВНК и ГНК по каждому блоку.

Рис. 2. Карта нефтегазоносности ботуобинского горизонта Тас-Юряхского

НГКМ. Масштаб 1 : 100 000

1 - внешний ГНК, 2 - внутренний ГНК, 3 - внешний ВНК, 4 - внутренний ВНК Остальные условные обозначения см. на рис. 1.

© А. Ю. Белоносов, С. А. Моисеев, А. М. Фомин, А. Е. Кудрявцев, 2015