CC BY
20
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И ОБОСНОВАНИЕ НАПРАВЛЕНИИ ГРР
НЕФТЕНОСНОСТЬ СРЕДНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИИ БОВАНЕНКОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
В.Е.Киченко (ООО "Подземгазпром")
Для северных и арктических районов Западной Сибири одним из решений проблемы прироста запасов нефти можно рассматривать попутную добычу легкой нефти на преимущественно газоконденсат-ных месторождениях.
Промышленные залежи нефти в виде нефтяных оторочек в Западной Сибири открыты в неокомских отложениях Уренгойского, Заполярного, Песцового и Ямбургского нефтегазоконденсатных месторождений. Кроме того, притоки нефти получены и из сравнительно малоизученных нижне-среднеюрских и палеозойских отложений. Большая мощность (> 1000 м) этих отложений и их региональное распространение позволяют прогнозировать открытие в них нефтегазоконден-сатных месторождений с промышленными запасами нефти в виде нефтяной оторочки.
Наиболее разведанным и подготовленным к промышленной эксплуатации крупным месторождением данного региона является Бова-ненковское (26 пробуренных и 17 испытанных в юрских отложениях скважин при общей площади структуры по региональному сейсмическому горизонту Б 835 км2 и средней амплитуде 250 м). Юрские отложения мощностью более 600 м представлены ритмически и последовательно залегающими пластами песчано-алевролитовых и глинистых толщ мощностью от 10 до 30 м каждый. Проницаемые отложения нижней и средней юры перекрыты мощной (> 200 м) глинистой толщей позднеюрского возраста.
В исследуемых отложениях распространена зона аномально высокого пластового давления (АВПД) (коэффициент аномальности изменяется от 1,6 до 2,0). Следует отметить,
что основными причинами распространения зоны АВПД на месторождении следует считать гидродинамически закрытый режим в лито-логически неоднородных и невы-
Таблица 1
Степень катагенеза юрских пород Бованенковского месторождения [5]
Номер скважины Интервал отбора образца, м Горизонт 1*о.% Градация катагенеза
114 2705-2720 Ю6-7 0,90 Переход к Ж МК3
2720-2735 Ю6-7 0,90 Переход к Ж
116 2630-2645 Ю2-3 0,76 Г МК2
2800-2830 Ю6-7 0,87 Переход к Ж МК3
119 2700-2715 Ю6-7 0,90 Переход к Ж
135 2775-2790 Ю2-3 0,83 Г
141 3060-3089 Ю>3 0,89 Г-Ж МК2
144 2985-3000 Ю6-7 0,80 Г
Таблица 2
Геохимические показатели присутствия нефтяной оторочки в залежи Бованенковского месторождения (пласт Ю2)
Показатели Скв. 127 Скв. 116 Скв. 97 Скв. 119
С5+,% 4,09 Нет свед. Нет свед. 2,72
изо-С4/н-С4 0,77 0,58
Z 25,2 37,8
Z1 7,7 10,7
Метановые УВ, % Нет свед. 47,5 Нет свед.
Ареновые УВ, % 14,5 21,2 13,65 18,3
Парафины, % 2,7 5,8 3,7 1,6
Примечание. Количественные критерии,указывающие на присутствие в залежи нефтяной ото-рочки,выделены полужирным шрифтом; Z,Z1 — расчетные значения фазового состояния УВ.
п
ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 22003 -
О1Ь АМО САБ РОТЕМТ]АЬ ЛИР БиВБТАКПАТЮМ ОР EXPLORATJON TRENDS
Рис. 1. ГРАФИК ИЗМЕНЕНИЯ ПОРИСТОСТИ НИЖНЕ-СРЕДНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ БОВАНЕНКОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (по керну)
держанных проницаемых пластах, поступление дополнительных флюидов из глубоких (> 5000 м) отложений по тектоническим нарушениям древнего рифта, проходящего в районе месторождения.
На Бованенковской площади в среднеюрское время располагались последовательно сменявшие друг друга берег моря, прибрежный шельф и мелководное море [3]. В периоды максимальной трансгрессии моря в среднеюрское время на территории месторождения откладывались донные пелито-вые осадки. Органическое вещество в исследуемых отложениях смешанное, преимущественно сапропелевого состава. Степень катагенети-ческого преобразования ОВ соответствует градации МК2_з (Конторо-вич А.Э., Гребенюк В.В., Запива-лов Н.П. и др., 1994; [5]). Приведенные данные могут служить обоснованием первоначальной генерации нефтяных УВ в среднеюрских отложениях.
Результаты определения степени катагенеза юрских пород Бова-ненковского месторождения отражены в табл. 1.
Гидродинамическая закрытость отложений, характерная для Бованенковского месторождения, способствует сохранению их коллекторских свойств. В частности, на рис. 1 хорошо прослеживается сохранение пористости пород при увеличении глубины. По данным В.В.Черепанова [5], проницаемость исследуемых отложений изменяется от (0,6-0,8) ■ 10-3 мкм2 в пластах Ю2_3 до (0,05-0,30) ■ 10-3 мкм2 в пластах Ю10_12.
1 - изогипсы по кровле пласта Ю2, м; 2 - предпо-
лагаемые нарушения; 3 - граница глинизации плас-
та; 4 - нефтяная оторочка; 5 - скважины, вскрыв-
шие пласт (числитель - номер, знаменатель - глуби-
на вскрытия, м): а - с притоком газоконденсата,
б - с притоком/пленкой нефти, в - с притоком воды, г - сухие, д - продуктивные по ГИС, е - водоносные по ГИС
2000
25003000-H, м
10 _i_
15
_I_
20 _I_
m, %
67
432
97
,119
131 127
112 132
■114
67
97
1 - интервал изменения пористости и номер скважины
Рис. 2. СХЕМАТИЧЕСКАЯ СТРУКТУРНАЯ КАРТА БОВАНЕНКОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПО КРОВЛЕ ПЛАСТА Ю2
0 4,5 км
а б в г д е
6 e Ф © ф ®
OIL AND GAS GEOLOGY, 22003 -
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И ОБОСНОВАНИЕ НАПРАВЛЕНИЙ ГРР
Рис. 3. ПРОФИЛЬ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ СРЕДНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ БОВАНЕНКОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПО ЛИНИИ 1-1
121
98
143
131
116
119
201
203
Ю2
2942
ку
/
/
/
Ц
299М / //1
///
/
\
11 / И
и
и "И
Ни
I
г/'
Чч
///
2818 I
2791
2824
2927
N
28394
* / ' г
/ ь
/о//
'I' /1/
?!
л
у/
2958
Г-
V
Ч
2990
3338
3448
1
///А
у А /
Г"
н
/
я-
1 /^00[ 30144
V
ю,
2610
ПИ
ю3 2616
Д/Л
/.•/л/ \ЙШ
/Ж
Л -•^' 2656
/
°<> 2507
/о °//а о
иг НС !% И/ /
к/
.7
I—/' / пг
' ж
/г
/
///
Л
У
ч ///
3193
"24751 о\ о 2478 ° -
/о'
/о
/о //
/ о/!
!Юб
281
2667 ■
2674
2684
2864
□ 2 □ 3
Е34
3380
Масштаб: Горизонтальный 1:250000 Вертикальный 1:3600
Г
А
Я
и 1
и
\ 1
V
\Ц
\\о\
и
юЛ
V
• •
\\
1 - интервал перфорации; 2 - интервал газоконденсата; 3 - интервал нефтеносности; 4 - тектонические нарушения
■ ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 22003 -
I
I
ю
ю
>00
43м
2600
ю
ю
2700
2784
'800
2810
С
С
2900
2933
2507
2516
¡000
С
3058
С
3072
5100
OIL AND GAS POTENTIAL AND SUBSTANTIATION OF EXPLORATION TRENDS
Из анализа результатов испытания и коллекторских свойств следует, что граничные значения коллектор/неколлектор соответствуют проницаемости 0,5 ■ 10-3 мкм2, пористости для песчаников 10-11 %, для алевролитов 13-15 % [5].
Гидродинамическая закрытость приводит к уменьшению термической деструкции УВ. По данным В.Б.Чистякова и К.Г.Рожковой (1986), в разрезах с затрудненным оттоком флюидов температура ка-тагенетического превращения РОВ значительно больше таковой разрезов открытого типа.
Согласно разработанным термобарическим и геохимическим критериям определения генезиса газовых конденсатов [1,2,4] на Бо-ваненковском месторождении установлены смешанные (как первичные, так и вторичные) газовые конденсаты. Следует отметить, что район Бованенковского месторождения и расположенных рядом Ха-расавейской и Крузенштернской площадей характеризуется максимальными значениями пластовой температуры, давления и отражательной способности витринита.
На Бованенковском месторождении по геохимическим показателям в залежи присутствует нефтяная оторочка (табл. 2).
На месторождении выделяются два гидродинамически не связанных друг с другом и разделенных тектоническим нарушением купола — Северный и Южный (рис. 2). Для исследуемых отложений харак-
терны глинизация прикрыльевой части залежей, увеличение глинизации залежей вниз по разрезу.
В данной статье рассматривается только Южный купол как наиболее перспективный в связи с наличием в нем притока нефти. В Ямалнефтегазгеологии и Тюменском научно-исследовательском институте газовой промышленности для выделенных в исследуемых отложениях продуктивных пластов установлены следующие глубины газоводяного контакта (ГВК).
Из скв. 116, 119, 129 получены притоки нефти дебитом от 1 до 6 м3/сут. Плотность нефти изменяется от 0,78 до 0,86 г/см3. Притоки пластовой воды, фильтрата бурового раствора и конденсата часто сопровождаются пленками нефти.
По каждому из продуктивных пластов остались неиспытанными интервалы высоты залежи, в пределах которых возможно залегание нефтяной оторочки (см. табл. 2). Неиспытанные интервалы составляют около 30 % всей высоты залежи (рис. 3).
Одним из доказательств возможной промышленной нефтеносности исследуемых отложений Южного купола Бованенковского месторождения может служить близость его геологических характеристик к таковым Уренгойского неф-тегазоконденсатного месторождения, где в аналогичных отложениях получены промышленные притоки нефти и подсчитаны запасы.
Литература
1. Калинко М.К. Геологические условия формирования газоконденсат-ных месторождений // Геолого-геохимические условия формирования газо-конденсатных залежей: Тр. ВНИГНИ. — М., 1989. - С. 5-12.
2. Критерии прогноза фазовой зональности углеводородов в осадочной толще земной коры /
В.И.Ермаков, Э.А.Бакиров, Е.И.Сороко-ва и др. - М.: Недра, 1998.
3. Нижне-среднеюрские отложения — самостоятельный комплекс Западно-Сибирской плиты /
В.С.Сурков, Л.В.Смирнов, Ф.Г.Гурари, А.М.Казаков // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. — 1992. — № 3 - С. 15-21.
4. Старобинец И.С. Геохимические показатели нефтегазоносности и прогноз состава углеводородных скоплений. — М.: Недра, 1986.
5. Черепанов В.В. Физико-лито-логические особенности коллекторов юрских отложений Бованенковского га-зоконденсатного месторождения. — М.: МГУ, 1998.
© В.Е.Киченко, 2003
After putting into production the Zapolarnoye gas-condensate field — one out of last, large fields of Nadym-Pur and Pur-Tasovsky interfluvial area — to support gas and condensate production level in Russian Federation, from 2007 "Gasprom" is planned to start exploration and development of the Yamal peninsula fields. The Bovanen-kovskoye oil-gas-condensate field is the largest one of the Arctic areas of West Siberia. Up to now, over the territory of field, 26 exploratory wells were drilled, oil and gas potential of Paleozoic, Lower-Middle Jurassic and Lower-Upper Cretaceous formations was established. Analysis of structure, occurrence, geochemical and thermobaric features of Lower-Middle deposits and HC occurrences there, results of wells testing (oil, water or condensate with oil inflows) make it possible to suggest the presence of oil in these formations.
OIL AND GAS GEOLOGY, 22003
