CC BY
38Бурение скважин и разработка месторождений
УДК 553.982 (100)
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ КАМЧАТСКОГО ПОЛУОСТРОВА
OIL AND GAS CONTENT PROSPECTS OF KAMCHATKA PENINSULA
З. А. Мурзаулугов
Z. A. Murzaulugov
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень
Ключевые слова: Олигоцен, миоцен, Колпаковский прогиб, нефтегазоносность, дебит Key words: Oligocene, Miocene, the Kolpakovskian depression, oil-and-gas content, flow rate
Полуостров Камчатка вместе с прилегающими акваториями шельфа относится к Японо-Охотской нефтегазоносной провинции Охотско-Западно-Камчатского нефтегазоносного бассейна и является нефтегазоперспективным регионом, где известны прямые и косвенные признаки наличия природных залежей углеводородов: 12 природных источников нефти, 20 выходов газа, много мигрирующих в пространстве и во времени подводных извержений газогидратов и т.д.
Изученность территории Камчатки и ее акваторий гео лого-разведочными работами на углеводороды неравномерна, в целом недостаточно высока и является наиболее низкой среди других нефтегазоносных регионов России. Перспективы нефтегазоносности Камчатки связываются с Западно-Камчатским, Центрально-Камчатским, Восточно-Камчатским, Пенжинским и Олюторским нефтегазоносными бассейнами, общая площадь которых более 100 тыс. км2, а также с акваториями сопредельного шельфа.
В пределах этих перспективных нефтегазоносных бассейнов в настоящее время выделяются 12 возможно нефтегазоносных районов, в границах которых различными геолого-геофизическими работами открыты сотни нефтегазоперспективных структур. Поисковые работы на нефть и газ, хотя и в малых объемах, начались на Камчатке еще в 1923 г. на Богачевской площади (Восточное побережье) в осадочных отложениях палеогена, а с 1935 г. — и на Тигильской площади (Западное побережье). Здесь с целью поисков нефтяных и газовых месторождений проведены геолого-съемочные, геолого-поисковые работы и геофизические исследования, включающие гравиметрию, электроразведку и сейсмические работы, а также пройдены единичные параметрические буровые скважины.
С 1962 г. основные работы перемещены на Западную Камчатку, где с 1971 г. началось структурно-поисковое бурение, сосредоточенное на Тигильской и Ичин-ской площадях. В 1973 г. на Лиманской структуре получен первый на Камчатке приток газоконденсата. В 1980 г. нефтегазопоисковые работы переориентированы на район более широкого распространения неогеновых отложений — Колпаков-ский прогиб Западной Камчатки, где в том же году получен первый промышленный приток газоконденсата на Кшукской площади Колпаковского газоносного района (рис. 1).
Рассматриваемая территория входит в состав Колпаковского нефтегазоносного района Охотско-Западно-Камчатского нефтегазоносного бассейна. По оценке ВНИГРИ (Ю. С. Воронков, 1990 г.) данная площадь по степени перспективности относится к IV группе с плотностью запасов углеводородов (УВ) 50-21 тыс.т/км2.
Рис. 1. Схема нефтегазоперспективных провинций Коряко-Камчатского бассейна
Распределение начальных потенциальных ресурсов УВ по разрезу Колпаков-ского прогиба оценивается следующим образом (%):
• неогеновые отложения — 43;
• палеогеновые — 54;
• меловые — 3.
По данным геолого-разведочных работ в Колпаковском нефтегазоносном районе выявлены три нефтегазоносных уровня (комплекса): эоценовый, олигоцен-нижнемиоценовый и средне- верхне- миоценовый, перспективность которых подтверждена открытием нескольких газоконденсатных месторождений.
Эоценовый комплекс.
Благоприятным сочетанием пластов-коллекторов и пластов- «покрышек» в эо-ценовом комплексе характеризуется разрез снатольской + ковачинской свит.
По результатам бурения скважин в Колпаковском прогибе отмечен ряд ярких проявлений нефти и газа в отложениях эоценового комплекса. Нефтегазопроявле-ния в виде кратковременных притоков или в виде притоков с очень низким дебитом представляют прямое доказательство нефтегазоносности недр.
В пределах Кунжикской зоны на Средне-Кунжикской площади при опробовании поисковой скв. 1 в открытом стволе, интервал 2873-2892 м, с помощью КИИ-146 получен приток фильтрата с пленкой парафинистой нефти. Пласт характеризуется как неф-тенасыщенный низкой проницаемости. При испытании в колонне интервала 2870-2903 м получен приток парафинистой нефти с газом. Дебиты нефти 0,14 м3/сут, газа — более 1 тыс. м3/сут.
В скв. 3 Средне-Кунжикской, по данным (геофизические исследования скважин) ГИС, отложения эоцена характеризуются, как нефтенасыщенные, обладающие низкими коллекторскими свойствами четыре пласта.
В скв. 1 Вейберовская при испытании отложений снатольской свиты в интервале 3232-3269 м получен приток воды с газом. Расчетный дебит газа составил 6,48 тыс. м3/сут. Газ метановый с содержанием углеводородов до 10%, включая С6.
На Половинной площади при испытании скв. 1 из интервала 3468-3568 м получен приток свободного газа дебитом 7 тыс. м3/сут.
В скв.1 Северо-Кшукской площади при испытании интервала 3606-3642 м получен приток газа дебитом 8,2 тыс. м3/сут.
На Охотской площади в скв. 1 из интервала 3470-3504 м (кровля снатольской свиты) получен приток газированной пластовой воды, возможно, из газоводяного контакта. Дебит воды составил 38,9 тыс. м3/сут, газа 2,5 тыс. м3/сут.
На Кшукской площади параметрической скв. 12 вскрыта мощная толща эоце-новых образований, характеризующихся повсеместной газонасыщенностью. В открытом стволе с помощью КИИ-146 испытан ряд пластов, в которых получены непромышелнные притоки газа дебитом 5,0-7,2 тыс. м3/сут. В интервале 4025-4189 м (снатольская свита) выявлена новая газоконденсатная залежь с аномально-высоким пластовым давлением, превышающим 70 МПа на глубине 4090 м. Испытание объекта в открытом стволе не производилось из-за опасности получения аварийного выброса газа.
При испытании пластов-коллекторов трещинного типа данного комплекса в разрезе скв. 1 - Усть-Облуковинской (2441-2505 м) и скв. 1 - Схумочской (3041-3045 м, 3018-3026 м, 2485-2505 м) получены притоки разгазированных пластовых вод с дебитом от 19,2 м3/сут до 144 м3/сут. Газовый фактор достигает 4 м3/м3. В составе газа метан от 90,10 до 94,78%, сумма тяжелых углеводородов (ТУВ) до С6 от 2,25 до 9,90%. Пластовые воды с сильным запахом газоконденсата.
Олигоцен-нижнемиоценовый (воямпольский) комплекс.
Промышленная продуктивность воямпольского комплекса доказана на Нижне-Квакчикской, Средне-Кунжикской, Северо-Колпаковской, Кшукской и Приохотской площадях Колпаковского прогиба.
На Нижне-Квакчикской площади газоконденсатная залежь выявлена второй на площади поисковой скв. 3, пробуренной в сводовой части антиклинальной складки. По данным поисково-разведочного бурения залежь связана с песчаниками и алевролитами кровельной части утхолокской свиты нижнего миоцена. Породы-коллекторы являются коллекторами порового типа, эффективная пористость составляет от 4,0 до 19,2%, открытая пористость от 15,5 до 27,7%, абсолютная газопроницаемость от 0,6 10-3 до 500,0 10-3 мкм2. Нижне-Квакчикское месторождение приурочено к бра-хиантиклинальной складке с размерами 3,5 х 7,5 км и амплитудой 150 м, выявлена одна залежь сложного строения. Газоконденсатная залежь массивная, сводовая, частично, с юго-запада, тектонически экранированная. Площадь залежи 16,06 км2, ее размеры 6,5 х 3,1 км, высота 96,7 м, глубина (абс.) от минус 2309,8 м до минус 2406,5 м.
Газонасыщенная толщина по скважинам составляет 16,2-64,4 м. Дебиты газа от 24,0 до 248,8 тыс. м3/сут, конденсата 0,8-11,5 м3/сут.
На Северо-Колпаковской площади газоконденсатная залежь выявлена в песчаниках и алевролитах утхолокской свиты в приразломной антиклинальной складке с размерами 5,5 х 4,0 км. Залежь массивная, сводовая, частично тектонически экранированная. Газонасыщенная толщина в скв. 3 составляет 17,9 м. Породы-коллекторы продуктивного горизонта порового типа. Открытая пористость от 15,5 до 27,5%, газопроницаемость от 7,57 10-3 до 45,40 10-3 мкм2. Максимальный дебит газа при испытании интервала 2204-2207 м составил 173 тыс. м3/сут и конденсата 21,6 м3/сут.
Средне-Кунжикское газоконденсатное месторождение выявлено в отложениях ут-холокской свиты в одноименной антиклинальной складке. Складка представляет бра-хиантиклиналь субмериодионального простирания, разбитую разрывными нарушениями. Размеры ее по изогипсе — 1450 м в кровле продуктивного горизонта составляют 3 х6 км при амплитуде 160 м. В пределах залежи выявлен один продуктивный горизонт. Абсолютная отметка горизонта в своде складки — 1300 м. Высота залежи 70 м, размеры залежи 5,5 х 2,6 км, газонасыщенная толщина 11,1 м. Максимальный рабочий дебит скв. 1 составил 56,8 тыс. м3/сут газа и 2,9 м3/сут. конденсата на 8 мм шайбе. Коллектор порового типа представлен туфоа-левролитами глинистыми до сильно глинистых с подчиненными прослоями туфопес-чаников глинистых или алевритистых. Открытая пористость от 25,5 до 32,0%, газопроницаемость от 0,6- 10-3 до 37,2 • 10-3 мкм2, остаточная водонасыщенность от 46,5 до 82%, коэффициент газонасыщенности — 32%. Пластовое давление в залежи превышает гидростатическое на 1,0 МПа.
На Кшукской площади в отложениях утхолокской свиты связана залежь газа с конденсатом, выявленная поисковыми скв. 4, 10. Дебит газа в интервале 2428-2438 м (скв. 10) составил 31,2 тыс. м3/сут, конденсата 1,5 м3/сут на 6 мм штуцере.
На Приохотской площади газоконденсатная залежь выявлена первой на площади поисковой скв. 1 в песчано-алевролитовых отложениях утхолокской свиты в интервале 2736-2760 м. По результатам петрофизических исследований керна и интерпретации ГИС пористость пород изменяется от 5 до 18%, проницаемость от 0,01 до 1,0010-3
3 2 3 3 2
-2,00 10- мкм , иногда до 10-10- - 20 10- мкм . При испытании данного интервала в эксплуатационной колонне получен приток газа с конденсатом дебитом 75,5 тыс. м3/сут на шайбе 8 мм. Испытание объекта было не закончено из-за сильных гидрато-образований. Перспективные ресурсы газа Приохотской площади по категории С3 составляют 5,5 млрд м3.
О прямых признаках нефтегазоносности олигоцен-нижнемиоценового комплекса северной части Кунжикской зоны свидетельствуют небольшие притоки газа с конденсатом, полученные при испытании скважин Половинной, Вейберов-ской, Дорожной площадях.
На Половинной площади при испытании скв. 1 из аманинско-гакхинских отложений в интервале 2275-2285 м получен самоизливающийся приток пластовой воды с пленкой конденсата плотностью 0,7852-0,8172 г/см3.
На Вейберовской площади при испытании в колонне кровли утхолокской свиты в интервале 1804-1810 м вместе с притоком пластовой воды получена нефть (0,003 м3/сут) и газ (40 м3/сут). Средний газовый фактор 60-90 м3/м3. Нефть пара-финистая (парафина 40,24%), плотность нефти 830,7 кг/м3. Газ метановый с содержанием ТУВ до 8%, плотность 622,2 кг/м3.
На Дорожной площади при проходке параметрической скв. 1 отмечались неф-тегазопроявления из отложений утхолокской, аманинской + гакхинской свит в виде разгазирования бурового раствора, с содержанием УВ, до 16%. В составе газа отмечено присутствие тяжелых УВ до 15%, включая С6. При испытании интервала 2819-2860 м в средней части аманинской + гакхинской
свит отмечено слабое выделение свободного газа на устье, содержащего ТУВ 10,5% , включая С7 0,045%.
В скв. 1-Усть-Облуковинская и скв. 1-Схумочская (2171-2193 м) из отложений олигоцена (гакхинская + аманинская свиты) получены притоки пластовых вод с растворенным газом. Дебит воды составлял от 72,6 м3 до 145,8 м3/сут, газовый фактор — от 2,1 до 3,5 м3/м3. В составе газа — метановый с содержанием ТУВ до С6 (от 4,1 до 6,5%). Пластовая вода с резким запахом газоконденсата.
При испытании в указанных скважинах верхней части утхолокской свиты также отмечены притоки пластовых вод с растворенным газом углеводородного состава и запахом конденсата. Дебиты воды составляют от 3-8 м3/сут (скв. 1-Схумочская) до 67,7 м3/сут. (скв. 1-Усть-Облуковинская).
Средне - верхнемиоценовый комплекс.
Средне-верхнемиоценовый комплекс Колпаковского прогиба характеризуется как промышленно газоносный после открытия Кшукского газоконденсатного месторождения.
На Кшукском месторождении выявлены пять газовых залежей в нижней толще эрмановской свиты и одна газоконденсатная залежь в отложениях средней части вскрытого разреза этолонской свиты. Породы-коллекторы вулканогенно-осадочные-туфогенные песчаники и туфоалевролиты глинистые, поровые сложного строения, неоднородные по фильтрационно-емкостным и физическим свойствам. Граничные значения коллекторов: абсолютная проницаемость от 0,0210-3 до 1000 10-3 мкм2, эффективная пористость от 0,57 до 20,60%, глинистость от 23 до 60%. Высота залежей изменяется от 22-28 м до 51-60 м. Максимальный дебит газа из данных горизонтов составил 316 тыс.м3/сут на 15 мм шайбе.
По результатам бурения ряда скважин на Кшукском месторождении установлено, что залежи газа в отложениях эрмановской свиты приурочены к сводовой части антиклинальной складки и представляют пластово-сводовый тип залежей. А в отложениях этолонской свиты — к зоне замещения коллекторов неколлекторами в крыльевой части структуры, образуя литологический тип залежи.
Приведенные выше характеристики уровней (комплексов) в совокупности с характеристикой геологического строения района планируемых работ дают основание связывать перспективы его нефтегазоносности с отложениями неогена и палеогена, в основном, с утхолокской, аманинско-гакхинской, снатольской и кова-чинской свитами.
В сопряжённом Западно-Камчатском бассейне на этих же стратиграфических уровнях отмечены нефтепроявления, а также непромышленные притоки нефти, газа и конденсата.
Открытие месторождений УВ в Охотско-Западно-Камчатском бассейне и целая серия нефтегазопроявлений, охарактеризованных выше, свидетельствуют о существовании благоприятных условий для процессов генерации, миграции и аккумму-ляции углеводородов, а также консервации образовавшихся скоплений углеводородов.
На основании исследования химико-битуминологических характеристик разреза установлено, что наилучшими нефтепроизводящими свойствами обладают отложения эоценового возраста. При этом образования нижней части снатольской свиты (содержание Сорг. составляет 0,55%; исходное ОВ —преимущественно ар-коновое) характеризуются низким генерационным потенциалом, а её верхняя часть и ковачинская свита обладают высоким потенциалом (содержание Сорг. изменяется от 0,65 до 1,04%; в составе исходного ОВ преобладают арконово-алиновые и алиновые компоненты). Отложения воямпольской серии (олигоцен-нижний миоцен) также обладают довольно значительным генерационным потенциалом, о чём свидетельствует значительное содержание Сорг., высокая степень битуминизации
и зрелый состав экстрагированных битумоидов. Отложения кавранской серии при относительно высоких значения Сорг. (от 0,71 до 0,97%) отличаются невысокой степенью битуминизации [1].
Рассмотрим результаты испытания скв. 1 Усть-Облуковинской площади более подробно (рис. 2). В процессе бурения 1 Усть-Облуковинской параметрической скважины прямых признаком нефтегазоносности по результатам визуального изучения керна, шлама, а также наблюдениями за промывочной жидкостью не зафиксировано.
Рис. 2.1 объект (2061-2108 м и 2464-2477м совместно) 1 Усть-Облуковинская скважина
По результатам комплексной интерпретации геолого-геофизических материалов процессе бурения два интервала опробованы испытателем пластов КИИ-146-2М.
Первый объект 2085-2104 м, гакхинская свита, средний дебит пластовой воды составил 145,8 м3/сут при депрессии на пласт 13,47 МПа. Расчетный газовый фактор
составляет 2105 см3/л. Состав газа углеводородный, с содержанием тяжелых углеводородов до 8%.
Второй объект 2441-2501 м, снатольская свита, выделенный для испытания в процессе бурения по повышенным газопоказаниям (от 0,4 до 1,5%) и газонасыщенности (от 1 до 26 см3/л) в интервале 2465-2477 м. При испытании интервала 2441-2505 м (однократным спуском КИИ-146) при депрессии на пласт 8 МПа за 30 мин. стояния на притоке получено 2,63 м3 фильтрата бурового раствора с растворенным газом.
Первый объект испытан после окончания бурения в интервале 2464-2477 м, 2027-2104 м в открытом стволе. При депрессии на пласт 3-4 МПа получен фильтрат глинистого раствора дебитом 17-19 м3/сут.
Второй объект испытан в интервале 1170-1178 м, 1157-1166 м. При создании депрессии на пласт в 10,1 МПа получен приток пластовой воды дебитом 67,7 м3/сут. Вода гидрокарбонатнонатриевого типа, хлоридно-натриевого состава.
Третий объект испытанный в интервале 798-803 м, 811-820 м керном не охарактеризован. По промыслово-геофизическим признакам коллекторов, представляющих интерес в нефтегазоносном отношении, не выделяется. Интервалы испы-тывались с гидрогеологическими целями. При создании на пласт депрессии 7,06 МПа получен приток воды дебитом 35,5 м3/сут. Вода гидрокарбонатного типа, хлоридно-натриевого состава.
Первый объект (2085-2104 м), гажхинская свита, был опробован с установкой пакера на глубине 2027 м. На депрессии 13,47 МПа получен приток слобогазиро-ванной пластовой воды дебитом 145,8 м3/сут. Газ углеводородный, с содержанием тяжёлых углеводородов до 8%. Газ по своему составу и значениям фригидных коэффициентов соответствует газам газовых и газоконденсатных месторождений. Абсолютный возраст газа составляет 52,43-78,20 млн лет, что соответствует нижнему палеогену — позднему мелу и свидетельствует о факте миграции углеводородов.
Второй объект, испытания в интервале 2441-2505 м, — снатольская свита. При депрессии 8 МПа получен приток фильтрата с растворённым газом. Коэффициент жирности газа 0,154, это значение является максимальным не только для разреза Усть-Облуковинской скважин, но в целом для района Колпаковской впадины с учётом других газо-гидрохимических показателей может свидетельствовать о наличии газоконденсатной залежи.
Интервал 2464-2477 м рекомендован к испытанию повторно — после окончания бурения. Испытание проводилось в открытом стволе совместно с другим, ранее испытанным, объектом (2027-2104 м) при искусственном забое 2501 м. При остановке скважины на приток уровень пластовой воды поднялся до устья с последующим переливом. При депрессии от 3,0 до 4,0 МПа дебит составлял 17-19 м3/сут.
Интервалы 1178-1170 м; 1166-1157 м. При депрессии 10,1 МПа получен приток пластовой воды дебитом 67,7 м3/сут. Интервалы 820-811 м, 803-798 м. При создании депрессии 7,06 МПа получен приток воды дебитом 35,5 м3/сут.
Как упоминалось выше, в пределах Колпаковского лицензионного участка к настоящему времени выявлены четыре газоконденсатных месторождения: Кшукское, Средне-Кунжикское, Нижнее-Квакчикское и Северо-Колпаковское. Территориальное положение названных месторождений Колпаковского прогиба приведено на рис. 3. Из них первые три месторождения входят в состав Колпаковского лицензионного участка.
Рис. 3. Схема нефтегазоносности Колпаковского прогиба
Таким образом, приведенные данные свидетельствуют о продуктивности эоце-нового (снатольская свита), олигоценового (утхолокская свита) и миоценового (этолонская и эрмановская свиты) комплексов.
Список литературы
1. Переобработка и переинтерпретация сейсмических материалов в северной части Копаковского прогиба (междуречье Облуковины-Крутогоровой), трест «Дальморнефтегеофизика». - Южно-Сахалинск, 2000.- 120 с.
Сведения об авторе
Мурзаулугов Зохиджон Абдулазизович, аспирант, Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел.:8(3452)27-35-52
Murzaulugov Z. A., post graduate, Tyumen State Oil and Gas University, Tyumen, phone: 8(3452)27-35-52
