CC BY
22
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕПОИСКОВЫХ РАБОТ В НАДЫМСКОЙ МЕГАВПАДИНЕ
В.Н.Колосков (ЗАО «МиМГО»)
Достаточно даже беглого взгляда на карту расположения нефтяных месторождений в пределах Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна, чтобы отметить на северо-западе бассейна внушительное “белое пятно” (рис. 1). В плане это пятно соответствует выделяемой Надымской мегавпадине (Бочкарев B.C., 1990), включающей Западно-Ярудейскую и Танловскую впадины, разделенные Ярудейским валом.
Этаж нефтеносности территории представлен среднеюрскими и неокомскими отложениями. Однако промышленных залежей выявлено немного — открыто Лензитское нефтяное месторождение, приуроченное к тюменской свите средней юры. Скопления нефти установлены в комбинированных ловушках. Такое строение залежей нефти в тюменской свите, учитывая, что дебиты нефти составляют всего около 5 м3/сут (и это на глубине до 3,5-4,5 км!), никак не может способствовать простому решению задачи их разведки в Надымской мегавпадине и извлечению запасов.
В неокомском комплексе изучаемой территории открыты Санди-бинское, Средне-Хулымское, Юж-но-Хулымское и Пальниковское нефтяные месторождения. Первые два приурочены к ундаформной зоне клиноформы, два вторых связаны с песчаными телами фондоформной зоны.
Что представляли собой нео-комские месторождения к концу прошлого и началу нынешнего веков? Рассмотрим их по приурочен-
ности к элементам клиноформы. С ундаформной зоной связаны Сред-не-Хулымское и Сандибинское месторождения.
Средне-Хулымское месторождение тяготеет к контрастной антиклинальной структуре — Сред-не-Хулымскому валу, где первоначально нефтеносными считались три пласта. Пласт АС19, который относится к типично шельфовым с невысокими эффетивными толщинами от 1,2 до 6,4 м. Нефтеносность пласта доказана лишь испытанием скв. 52, в которой получен непромышленный приток нефти дебитом
0,13 м3/сут при СДУ = 997 м. Считалось, что непромышленный приток может быть связан 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 прогнозировалась исключительно по результатам интерпретации ГИС.
Перспективы второго пласта АСд связывались со структурно-литологической ловушкой и также опирались исключительно на результаты интерпретации ГИС. Эффективная толщина составляла 0-4,8 м, поэтому этот пласт не рассматривался в отношении нефтеносности.
Наиболее интересным считался пласт АС10, так как именно из него в скв. 52 был установлвен максимальный приток нефти дебитом 12,4 м3/сут.
Наряду с этим результатом еще из двух скважин получены приемлемые дебиты нефти — 5,4 и 8 м3/сут, а из скв 54 и 59 — притоки воды дебитом от 50 до 60 м3/сут, что свидетельствовало о хороших фильтрационно-емкостных свойствах пласта. Залежь нефти приурочена к структурно-литологической ловушке. Эффективная толщина изменяется от 4,0 до 11,8 м. При этом пласт характеризуется регрессивным строением, т.е. увеличением глинистости отложений к подошве рецик-лита. Таким образом, основные перспективы месторождения связывались с пластом АС10, однако по сравнению с неокомскими месторождениями Широтного Приобья они оценивались как весьма скромные.
Сандибинское месторождение, расположенное на южном побережье Обской губы, с самого начала характеризовалось значительными дебитами нефти из пласта БН6 (от 40 до 90 м3/сут). Строение нефтеносного пласта БН6 аналогично пласту АС10 Средне-Хулымского месторождения. Однако нефтеносен здесь, в отличие от Средне-Хулымского месторождения, всего один пласт и запасы в целом невелики, что связано с небольшой площадью нефтеносности.
Ярким примером месторождения, приуроченного к фондоформной зоне (ачимовским отложениям) клиноформы, является Южно-Ху-лымское месторождение. Здесь до-казанно нефтеносен пласт Ач (АС12). Месторождение приурочено к контрастному Южно-Хулымскому валу.
Рис. 1. ФРАГМЕНТ СХЕМЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Ямало-Ненецкий АО
v
Южно-Хулымское месторождение
месторождени^ /р. .
„к'ийГо 'tV
’оп 12*J. '? ■
"л"
о
о
4}
Месторождения: 1 - нефтяные, 2- газовые, 3 - газоконденсатные, 4 - нефтегазокоденсатные, 5 - нефтегазовые; 6- Надымская мегавпадина; 7 - административные границы Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого административных округов; 8-граница лицензионных участков
Нефтеносный пласт значительно расчленен и характеризуется сильной изменчивостью эффективной толщины (от 4 до 12 м), что типично для ачимовских отложений в Надымской мегавпадине. Залежь вскрыта четырьмя скважинами, максимальный дебит нефти в которых составлял 9 м3/сут, что с учетом глубины залегания отложений (~3100 м) свидетельствовало о нерентабельности их разработки. На Пальниковском участке также есть прямые признаки наличия залежей нефти в отложениях, приуроченных к ачимовским отложениям, однако дебиты нефти из них тоже невелики (максимальный 4,6 м3/сут при депрессии на пласт 42,35 МПа) [1]. Такой результат, полученный по ачимовским отложениям, с первого взгляда ставил крест на поиск нефти в фондоформной зоне клиноформ Надымской мегавпадины.
Как видно, концентрация открытых нефтяных месторождений в Надымской мегавпадине на порядок ниже, чем на сопредельных территориях. Это можно связать с двумя факторами.
Первый — особенность геоло-го-разведочного процесса, который был направлен на поиск залежей в природных резервуарах тюменской свиты средней юры. Сочетание низких фильтрационно-емкостных свойств этих отложений с достаточно значительной глубиной их залегания (яркий пример — Лензитское месторождение) сделало направление геоло-го-разведочных работ 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 потенциально перспективных и продуктивных природных резервуаров. Таким образом, к сожалению, не было
сколь-нибудь удачного результата бурения как по тюменской свите, так и вышележащим неокомским пластам.
Второй — небольшая плотность геолого-разведочных работ в этом районе — как бурения, так и сейсморазведки. Сам факт, что на такой огромной площади всего около 70 неравномерно расположенных поисково-разведочных скважин (при этом значительные территории остались без поисково-разведочного бурения), никак не может убедительно свидетельствовать о бесперспективности Надымской мегавпадины в плане нефтеносности.
Ситуация осложнялась еще и тем, что до последнего десятилетия с помощью сейсморазведки невозможно было расшифровать особенности строения неокомской толщи и дать прогноз фильтрационно-емкостным свойствам резервуаров на большей части территории Надымской мегавпадины.
В настоящее время существуют необходимые предпосылки для определения трех главных направлений геолого-разведочных работ в Надымской мегавпадине.
1. Поиск и разведка залежей нефти в высокоемких и высокопродуктивных резервуарах ундаформ-ной части неокомского комплекса Надымской мегавпадины.
Эффективность рассматриваемого направления уже доказана «новым» открытием Средне-Хулымского нефтяного месторождения, его чрезвычайно эффективными разведкой и освоением. Еще 5 лет назад на месте нынешнего Средне-Хулымского промысла, обеспечивающего сегодня добычу более 1 млн т нефти в год, было выявлено небольшое месторождение, «зацепленное» тремя разведочными скважинами. Наибольший дебит нефти был получен из пласта АС10 и составлял 12 м3/сут (рис. 2). На сегодняшний день из этого основного пласта первоначальные дебиты эксплуатационных скважин составляют —100 м3/сут. А что же с другими пластами ундаформной
зоны Средне-Хулымской клинофор-мы — АСд и АС19? Пласт АС, эксплуатируется двумя скважинами, в которых после гидроразрыва пласта получают дебит нефти ~20 м3/сут, поэтому этот пласт можно считать «возвратным», когда залежь в пласте АСю исчерпает себя. Нефтеносность пласта АС19 не подтвердилась эксплуатационным бурением, все скважины оказались водными, что лишний раз подтверждает некорректность ранее проведенных испытаний в неокомском комплексе.
Преобразование Средне-Хулымского месторождения в базовое месторождение обеспечила новая геологическая модель интегрированной структурно-литологиче-ской интерпретации данных сейсморазведки и бурения [4].
Сущность рассматриваемого направления заключается в том, что по данным бурения и современной сейсморазведки создается модель геологического строения клиноформного макрообъекта (рис. 3). При этом особое внимание акцентируется на выделении, идентификации и картировании палеокромок шельфа [3], что является залогом адекватного прогноза песчаных тел. Однако это не должно являться панацеей. Достаточно 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 циклу осадконакопления.
К сожалению, это не всегда можно с уверенностью отследить по сейсмостратиграфическим критериям. Поэтому определенное место в рамках рассматриваемого направления играет прогноз фильтрационно-емкостных свойств резервуаров по данным сейсморазведки.
Рис. 2. СОПОСТАВЛЕНИЕ СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ В ПЛАСТЕ АС10 ПО СОСТОЯНИЮ НА 2000 (А) и 2004 гг. (Б)
il-
(•) -2643,9 ^ 15.2Л.8
1 - скважина (числитель - номер, знаменатель - абсолютная отметка кровли пласта, м/эффективная и нефтенасыщенная мощности, м); 2-эксплуатационные скважины; 3-изогипсы кровли пласта, м; зоны: 4-чисто нефтяная, 5-водонефтяная; 6-линия глинизации пласта; 7 - кромка палеошельфа пласта АСю; 8 - граница лицензионного участка
Одним из таких широко используемых методов является спектрально-временной анализ (СВАН) сейсмической записи (Славкин B.C., Копилевич Е.А., Давыдова Е.А., Му-шин И.А., 1999). Однако применение этого метода оказалось эффективным не только при региональном и зоновом прогнозе коллекторов в ундоформной зоне, но и на локальном уровне прогнозных исследований. Как показало эксплуатационное бурение, эффективные толщины пласта АС10 Средне-Хулымского месторождения сильно меняются. Так, вполне возможны варианты, когда эффективная мощность плас-
та в двух соседних эксплуатационных скважинах (на расстоянии ~500 м) изменяется от 5 до 30 м, т.е. в 6 раз! Естественно, что в этом случае немаловажен локальный прогноз филь-трационно-емкостных свойств пласта для оптимального размещения эксплуатационных скважин.
Наряду с прогнозом фильтрационно-емкостных свойств пласта наибольшие проблемы связаны здесь с поиском и картированием антиклинальных поднятий. Дело в том, что в клиноформных макрообъектах индивидуальные структурные планы отдельных природных резервуаров далеко не всегда совпадают со структур-
ным планом баженовской свиты (отражающий горизонт Б), ориентируясь на который традиционно велись поиск и разведка залежей нефти в Надымской мегавпадине. Дополнительные проблемы при поисках ловушек нефти связаны с тем, что рассматриваемый район характеризуется особенно сильным влиянием вариаций толщины многолетнемерзлых пород, 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 [2].
Рис. 3. СЕЙСМОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ СРЕДНЕ-ХУЛЫМСКОЙ КЛИНОФОРМЫ
1 - коллекторы; 2 - отражающие горизонты; 3 - кромки палеошельфа; 4 - пробуренные скважины, снесенные на профиль
Все описанное относится к разряду решаемых проблем. Гораздо хуже то, что в последние годы был выявлен эффект “пустых ловушек” (скв. 71 на Лонгьюганском и скв. 21 на Лензитском поисковых участках). Лензитской скважиной подтверждено антиклинальное поднятие по пласту БН6, который продуктивен на соседнем Сандиби иском месторождении. Однако пласт оказался водоносным, что установлено по комплексу исследований — керну, газовому каротажу, ГИС и испытанию в открытом стволе (дебит воды около 40 м3/сут). При этом косвенный признак наличия УВ отмечен в вышележащем шельфовом пласте БН4, где по описанию керна в «плохих» коллекторах выделяется нефтенасыщенный песчаник. Вполне воз-
можно, что залежь в пласте БН6 разрушена разломами, которые были закартированы по данным сейсморазведки, а часть мигрировавшей нефти “задержалась” в “плохих” коллекторах шельфового пласта. Лонгь-юганская скважина, пробуренная всего в ~ 10 км на север от Средне-Хулымского высокодебитного месторождения, подтвердила антиклинальное поднятие, превосходные коллекторские свойства в пласте АС10 и хорошую покрышку, однако залежь не была открыта. Такие парадоксы должны быть объяснены с позиций современной теории аккумуляции, консервации и деструкции скоплений УВ.
Использование описанных подходов должно позволить расшифровать ундаформную часть неоком-ского комплекса Надымской мега-
впадины и выделить первоочередные зоны для поиска нефти.
2. Поиск и разведка залежей нефти в фондоформных песчаных телах неокомского клиноформного комплекса в ачимовской толще.
Несомненно, эффективность данного направления ранее была скомпрометирована недостаточным качеством временных разрезов, не позволявшим выйти на прямой сейсмический прогноз коллекторов в ачимовской толще. Однако появление новых серьезных обрабатывающих систем позволяет решить эту проблему.
Главное, что сдерживало поиск и разведку залежей в фондоформных песчаных телах неокомского комплекса — это достаточно долгое время господствующее представление о низкой проницаемости ачи-мовских коллекторов. Характерным примером является Южно-Хулым-ское месторождение (рис. 4). Залежь нефти высотой 60 м приурочена к Южно-Хулымскому валу, где нефтеносными являются песчаные тела депрессионного (фондоформного) типа, относимые по местной стратиграфической шкале к ачимовской толще. Залежь вскрыта четырьмя скважинами, в которых пласт целиком нефтенасыщен. В трех скважинах (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 неоптимальные условия 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 на Южно-Хулымском месторождении (начальный дебит около 20 м3/сут и это без гидроразрыва пласта) практически раскрыл перспективы для реализации рассматри-
ваемого направления геолого-разве-дочных работ в пределах Надымской мегавпадины.
3. Поиск и разведка нефтяных залежей в отложениях баженов-ской свиты.
Проблема поиска нефтяных залежей в отложениях баженовской свиты сводится к поиску линз слож-нопостроенных трещинных коллекторов в специфических глинистокремнистых 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, основывающиеся на следующих методах:
спектрально-временном анализе (СВАН) сейсмической записи;
факторном анализе количественных спектрально-временных параметров сейсмической записи;
решении обратной динамической задачи (ОДЗ) с использованием программного комплекса ПАРМ.
Отличительной чертой первых двух методов (одним из которых является СВАН, который хорошо зарекомендовал себя в различных сейсмогеологических условиях на большом числе площадей Восточной и Западной Сибири; по результатам последующего бурения более 100 скважин его подтверждаемость составляет 82 %) является необходимость наличия положительных эталонов, т.е. скважин, в которых получены хорошие дебиты нефти. Третий метод, результатом которого являются разрезы псевдоакусти-ческих жесткостей (ПАЖ), не требует эталонов. По разрезам ПАЖ однозначно выделяются участки пониженных значений псевдоакус-тических жесткостей, которые, как показывает опыт работы с баже-новскими отложениями в пределах северного обрамления Большого Салыма [5], относятся к зонам тре-
щинных 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 нефти дебитом лишь 0,3 м3/сут. Но скважины были испытаны самым неоптимальным для баженовской свиты образом — через колонну и цементный камень. Есть осно-
вания считать, что только испытание с использованием щелевого фильтра являеся корректным 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 скв. 52, в которой был получен приток нефти из баженовской свиты (рис. 5). На нем отчетливо видна отрицательная аномалия псевдоакустических жесткостей. Все это, несомненно, подтверждает, что
Рис. 4. СХЕМАТИЧЕСКАЯ КАРТА ЗАЛЕЖИ ПЛАСТА Ан (АС12) ЮЖНО-ХУЛЫМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Уел. обозначения см. на рис. 2
Рис. 5. РАЗРЕЗ ПАЖ ПО ПРОФИЛЮ 3903013 СРЕДНЕ-ХУЛЫМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
скв. 52
ПАЖ
г/(м2-с)
■ 5921.00
■ 6335.00
:
■ 7577.00
■ 7991.00
■ 8405.00
8819.00
9233.00
.ш
вшю
■ 11303.00
■ 11717.00 12131.00
11183
10002
8821
7640
1 - зоны пониженных значений акустических жесткостей нижней пачки баженовской свиты; Б - отражающий горизонт
существует хорошая вероятность того, что если скважины были бы испытаны в открытом стволе с щелевыми фильтрами, дебиты нефти могли бы быть в десятки раз выше.
В свете изложенного представляется целесообразным провести следующие мероприятия, которые позволили бы выйти на промышленную добычу нефти из баженовской свиты.
1. Расконсервация всех скважин, мало-мальски перспективных на баженовскую свиту.
2. Бурение в этих скважинах вторых стволов и проведение мероприятий по оптимальному испытанию баженитов с использованием щелевого фильтра. Этот шаг должен позволить создать систему положительных эталонов.
3. Применение современных сейсмических технологий прямого прогноза коллекторов (а следовательно, и залежей нефти) в отложениях баженовской свиты.
Успешная реализация в ближайшие годы трех рассмотренных направлений геолого-разведочных работ в Надымской мегавпадине может обеспечить создание в Западной Сибири еще одного крупного нефтедобывающего района.
Литература
1. Коровина И.О. Перспективы нефтегазоносности отложений ахской свиты в Надымском районе / И.О.Коровина, А.Н.Бабурин // Вестник недропользователя. — 2004. — № 14.
2. Невинный А.В. Определение пластовых скоростей в средах с криво-
линейными границами / А.В.Невинный, А.К.Урупов // Прикладная геофизика. — М.: Недра, 1976.
3. Славкин B.C. Сейсмолитологи-ческие модели неокомских клиноформ Приобско-Салымской зоны / В.С.Славкин, Н.С.Шик, А.А.Гусейнов и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. — 1994. — № 5-6.
4. Славкин B.C. Геолого-геофизи-ческое изучение нефтеносных продуктивных отложений. — М.: Изд-во МГУ, 1999.
5. Славкин B.C. Прогноз коллекторов в баженовской свите “классического типа” по данным интегрированной интерпретации материалов сейсморазведки и бурения / В.С.Славкин, Н.С.Шик, И.А.Никульшин, Е.А.Давыдо-ва, Н.Ю.Холмянская, И.М.Кос // Геология нефти и газа. — 2003. — № 3.
О В.Н.Колосков, 2005
Three exploration trends in Nadym megadepression are considered. The first one corresponds to prospecting and exploration of oil pools in high capacity and high productive reservoirs of undaform part of Neocomian complex. The second one — prospecting and exploration of oil pools in sandy bodies of Neo-comian clinoform complex in Achimov strata. The third one — prospecting and exploration of oil pools in Bazhenov suite deposits. Successful realization of these considered exploration trends in the near future in the Nadym megadepression may create one more large oil and gas producing area in West Siberia.
