CC BY
380
ПЕРСПЕКТИВЫ ПОИСКОВ ГАЗА В ГЛУБОКИХ ГОРИЗОНТАХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Б.С. Коротков, А.В. Симонов (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
Проблема освоения углеводородных ресурсов малоизученных глубоких горизонтов Западной Сибири уже сегодня является актуальной. Ареал глубоких горизонтов в рассматриваемом регионе показан на карте среза -4,5 км (рисунок). В северных районах Западной Сибири на плоскость среза выходят низы юрской системы и терригенные отложения верхнего и среднего триаса, ниже залегает эффузивная толща нижнего триаса - перми, под ними - осадочные образования палеозойского возраста, относимые к фундаменту эпигерцинской плиты.
К 1 J 2 Т 3 pz 4 R-PZ, 5 6
Геологическая карта Западно-Сибирской плиты на срезе -4,5 км.
1-5 - вулканогенно-осадочные отложения, погруженные ниже отметки -4,5 км: 1 - меловые, 2 - юрские, 3 - триасовые, 4 - палеозойские, 5 - рифейско-вендско-нижнепалеозойские, 6 - породы консолидированной коры,
7 - границы Западно-Сибирской плиты
В настоящее время в северных районах Западной Сибири, где расположены основные центры по добыче газа, поисково-разведочные работы сконцентрированы в интервале глубин 3-4 км (низы неокома, верхняя юра). Промышленное освоение ресурсов углеводородов в этом глубинном интервале, относящемся еще к верхнему этажу нефтегазоносности, является технологически сложным, однако в научном и методическом отношениях вопросов не вызывает. Здесь применимы методики и технологии, хорошо зарекомендовавшие себя при поисках и разведке традиционных месторождений нефти и газа.
Иное дело - глубокие горизонты, к которым в нашей стране и за рубежом принято относить отложения, залегающие ниже глубины 4,5 км. Конечно, граница эта условная и нерезкая - имеется переходная зона. Геологическое строение глубоких горизонтов претерпевает кардинальные изменения, в связи с чем традиционные методики прогнозной оценки ресурсов и проведения поисковоразведочных работ становятся малоэффективными. Основные тенденции этих изменений были выявлены благодаря масштабному проведению специальных работ по изучению глубоких недр страны в 1970-1980-е гг., а также в результате бурения сверхглубоких параметрических и поисковых скважин на нефть и газ в районах Северного Кавказа, Прикаспийской впадины, Украины, Азербайджана. Большой объем информации по глубокопогруженным горизонтам накоплен в США.
В отличие от верхних горизонтов осадочного чехла, где развиты пластово-слоистые природные резервуары, глубокие недра характеризуются блоковым строением. Блоки могут различаться между собой размерами, интенсивностью проявления геодинамических и гидротермальных процессов, разной степенью катагенетического преобразования пород, свойствами коллекторов и покрышек. Гидродинамическая связь между блоками затруднена либо отсутствует.
Проявления блокового строения нередко отмечаются на месторождениях верхнего глубинного уровня. Так, по В.И. Дюнину, пластово-блоковое строение характерно для всех без исключения нефтяных месторождений Сургутского свода [1]. Проявляется оно через неоднородность поля пластовых давлений в пределах площади одного месторождения, разнонаправленность градиентов пластовых давлений и минерализации пластовых вод, теплового и других полей.
Вследствие уплотнения и частичного метаморфизма горных пород на больших глубинах существенно снижаются значения первичной пористости и проницаемости коллекторов, но очагами развивается вторичное (трещины, каверны) пустотное пространство. Возможности внутрипластовой (латеральной) миграции флюидов ограничены размером того или иного блока. С другой стороны, устраняются барьеры для вертикальной миграции флюидов. Глины на глубинах от 2,5 до 3,5 км (в зависимости от литологического состава, наличия примесей и других факторов) начинают трансформироваться в аргиллиты, восприимчивые к трещинообразованию. Образуются «тела» вторичного разуплотнения пород вытянутой по вертикали формы. По данным специальных геофизических исследований методом СЛБО (сейсмолокатор бокового обзора), выполненных предприятиями ОАО «Газпром» на газовых месторождениях и глубоко погруженных поисковых объектах, высота их достигает 3-5 км.
О том, что земную кору пронизывают глубокие трубообразные каналы, сегодня знают даже школьники. Это магматические и грязевые вулканы, трубки взрыва в алмазоносных провинциях, черные курильщики в океанах и т.д. Для глубоких горизонтов вертикальная разгрузка флюидов, в первую очередь это относится к высоконапорному газу, является единственным способом массопе-реноса [2].
Вертикальная миграция газа происходит как в виде рассредоточенной разгрузки через слабопроницаемые породы (аргиллиты, мергели и другие породы), так и в виде струйной миграции в пуль-сационном режиме по вертикальным каналам, раскрывающимся во время активизации тектонических подвижек.
Барьером для вертикального продвижения флюидов служат пласты - флюидоупоры (покрышки для нефти и газа), которые концентрируются в верхней части осадочного чехла и представлены разными типами пород. По статистике, более 90 % всех выявленных на планете месторождений нефти и газа расположены на глубине до 3 км. Западная Сибирь - не исключение. Чередующиеся в разрезе покрышки и коллекторские пласты образуют нефтегазоносные комплексы.
В глубоких горизонтах, где протяженные по латерали пласты-коллекторы отсутствуют, нефтегазоносные комплексы выделять бессмысленно. Гидродинамическая связь по горизонтали между бло-
ками отсутствует, а вертикально ориентированные каналы (трубы) миграции флюидов пронизывают всю толщу пород до региональной покрышки. Функции последней могут выполнять только достаточно мощные толщи пластичных пород, способных «залечивать» образующиеся трещины и иные каналы фильтрации.
В большинстве известных нефтегазоносных бассейнов на традиционных глубинах региональной покрышкой чаще всего служит толща глин. В Западной Сибири региональной покрышкой для юрских залежей служат глины баженовской и абалакской свит. Именно на уровне этой толщи в северных районах Западной Сибири фиксируется скачок градиента пластового давления. Залегающие ниже по разрезу пласты характеризуются аномально высоким пластовым давлением, однако резких скачков градиента уже не наблюдается, давление нарастает по гидростатическому закону. Это может свидетельствовать о сообщаемости пластов, однако фактических данных пока очень мало.
На больших глубинах только сульфатно-галогенные породы могут выполнять роль газоупора без ограничения по глубине. На территории Западной Сибири глубокопогруженные сульфатногалогенные породы прогнозируются лишь в сравнительно узкой полосе в зоне сочленения эпигер-цинской плиты и древней Сибирской платформы [5, 7]. В районах дислокации основных газодобывающих центров они отсутствуют, и это самое уязвимое, по мнению авторов, звено при прогнозировании промышленной газоносности палеозойского комплекса на больших глубинах.
В стратегическом плане нужно найти ответ на главный вопрос - оправдано ли сегодня вкладывать большие инвестиции в поиски, разведку и разработку коммерческих залежей нефти и газа в Западной Сибири на глубинах от 4,5 до 7,0 км и более либо эту задачу оставить потомкам? Если «да», то какие эффективные методики и технологии поисков, разведки и разработки следует предложить производству?
Очевидно, что на больших глубинах коммерческий интерес могут представлять только достаточно крупные залежи нефти и газа, характеризующиеся большой плотностью запасов и стабильно высокими дебитами эксплуатационных скважин. Добытая товарная продукция должна окупить все инвестиционные затраты на поиски, разведку и разработку, принести прибыль в размере и в сроки, определяемые нормативными документами ОАО «Газпром».
Для нахождения предельно допустимых геолого-экономических показателей, ниже которых промышленное освоение месторождения (залежи) будет нерентабельным, можно в первом приближении выполнить относительно несложные расчеты. Суммируются затраты на весь цикл освоения месторождения или залежи. Для каждого региона они известны - это стоимость строительства скважин, затраты на обустройство промысла, местные трубопроводы и т.д. Затраты окупаются продажей продукции. Отпускные цены на газ, конденсат, нефть для каждого добывающего предприятия являются фиксированными. Установлены корпоративные сроки окупаемости инвестиций, норма доходности. С учетом упомянутых показателей определяется количество продукции, выручка от продажи которой окупит расходы. Далее следует расчет добычи по годам, определяются минимально допустимые дебиты, оптимальное число эксплуатационных скважин. На следующем этапе рассчитываются необходимые технологические параметры резервуара, которые обеспечат расчетные дебиты скважин и объемы добычи. Наиболее важным из них является минимальное значение толщины резервуара, которое определяется исходя из расчетных значений пористости и газонасыщенно-сти. Зная толщину пласта, можно определить предельно допустимые (применительно к конкретному району) параметры ловушки (структуры).
Для проведения вышеописанных расчетов существуют программные комплексы, из которых наиболее известным является QUESTORTM, широко применяемый для этих целей во всем мире.
С помощью данного программного комплекса авторами были выполнены расчеты для глубо -копогруженных подсолевых поисковых объектов северной бортовой зоны Прикаспийской впадины [2]. Предельно приемлемыми для месторождения площадью 24 тыс. км2 на глубине 6,0 км оказались: плотность запасов газа - 1 млрд м3 на 1 км2 площади резервуара, средний дебит одной скважины - 277 тыс. м3/сут за весь период действия лицензионного соглашения, количество работающих скважин - 6. Чтобы соответствовать таким показателям, толщина продуктивного пласта должна быть не менее 100 м, высота структуры - от 150 м.
При расчетах использовались идеальные показатели: все пробуренные на площади поисковоразведочные скважины дали промышленный газ, все они переведены в эксплуатационный фонд, за-
тем в период всего расчетного времени разработки каждая скважина эксплуатировалась со средним дебитом 277 тыс. м3/сут. В реальной ситуации таких идеальных совпадений не бывает, особенно по глубоким горизонтам.
На больших глубинах первичные фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) коллекторов уступают первенство трещинам и кавернам, которые развиваются не по всему объему резервуара, а дискретно, отдельными очагами. По этой причине часть скважин попадет в зону «неколлектора» и будет ликвидирована по геологическим причинам. Кроме того, глубокая и особенно сверхглубокая (глубже 6,0 км) поисковая скважина отличается усложненной конструкцией, редко ее строительство проходит без осложнений и аварий, в ней проводятся испытания многих пластов с перфорацией ко -лонны и последующей установкой изоляционных мостов. Чаще всего такие скважины по завершении строительства ликвидируются по геологическим причинам как выполнившие свое назначение. В итоге далеко не все пробуренные поисково-разведочные скважины, давшие газ, переходят в эксплуатационный фонд. Следовательно, для освоения месторождения необходимо будет увеличить число скважин, что приведет к росту капитальных затрат. Для их компенсации потребуется реализовать значительные объемы газа, в расчеты ввести более высокие показатели дебитов скважин, толщины пласта, размеров и высоты структуры.
Далее следует оценить вероятность обнаружения таких залежей в глубоких горизонтах. Анализируется вся имеющаяся геолого-геофизическая информация на базе новейших достижений в области онтогенеза нефти и газа. Для корректного решения задачи необходимым условием является наличие некоего критического объема геолого-геофизической информации по региональному изучению недр.
Имеющаяся информация по глубоким горизонтам Западной Сибири весьма скудная. Их изучение проводилось с начала промышленного освоения региона, но осуществлялось низкими темпами. К 1976 г. было пробурено всего 8 скважин глубиной более 4500 м [4]. В настоящее время на территории Западной Сибири пробурено около 50 параметрических и поисково-разведочных скважин глубиной более 4500 м (табл. 1). Для гигантской территории Западно-Сибирской мегапровинции это ничтожно малая величина.
После 1991 г. основные объемы глубокого и сверхглубокого бурения выполнялись в основном в северных районах Западной Сибири. Большинство скважин пробурено ОАО «Газпром» на своих лицензионных участках.
Следует напомнить, что в советский период Западная Сибирь практически не была охвачена государственными программами «научного» сверхглубокого бурения. Этот «пробел» регионального этапа геологического изучения недр данного региона крайне негативно отражается на проводимых в настоящее время поисково-разведочных работах. Компании-недропользователи работают на ограниченных по площади (нередко и по глубине) лицензионных участках, задачи регионального изучения недр не входят в их компетенцию.
На сегодняшний день в главной нефтегазовой провинции страны пробурено всего две сверхглубокие «научные» скважины: СГ-6 Тюменская (7502 м) и СГ-7 Ен-Яхинская (8250 м), обе - вблизи Уренгойского месторождения. Скважины пробурены ФГУП «Недра» при долевом участии ОАО «Газпром».
Показателем низкого уровня знаний о строении глубоких недр Западной Сибири является тот факт, что ни по одной из этих скважин проектные геологические модели не подтвердились. Скважины, пробуренные в разных геоструктурных условиях, в нижней части платформенного чехла вскрыли неожиданно мощную толщу эффузивно-осадочных образований. Подошва толщи не вскрыта ни в скв. СГ-6 (7502 м), ни в скв. СГ-7 (8250 м).
По данным бурения этих скважин, средний и верхний триас сложен терригенными породами. Разрез представлен чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Первичные коллекторские свойства пород в значительной степени утрачены, а вторичное емкостное пространство развивается спорадически.
Эффузивная толща нижнего триаса и, возможно, пермского возраста сложена преимущественно вулканитами основного состава (лавы, туфы и дайки базальтов). При испытании в открытом стволе скв. СГ-6 интервала 6600-6660 м из эффузивной толщи получен приток пластовой воды с растворенным газом дебитом до 100 м3/сут. Содержание метана в газе - 96 % [3].
Таблица 1
Глубокие и сверхглубокие скважины на территории Западной Сибири
Скважина Глубина, м Возраст
Аверинская-150 4772 V
Береговая-35 5440 Ї3
Вездеходная-4 5005 Є1
Верхнепурпейская-202 4505
Восточно-Марьинская-63 4501
Восточно-Никольская-1 4500 С3
Восточно-Таркосалинская-299 4945 D
Геологическая-14 5041 Л
Геологическая-35 5750 Т2-3
Ево-Яхинская-356 4618 Т2-3
Ево-Яхинская-358 5300 J1
Еллей-Игайская-2 4502 D
Ен-Яхинская СГ-7 8250 р-т1
Ен-Яхинская-501 5500 J1
Есетинская-180 4500
Западно-Красноселькупская-48 4505
Западно-Таркосалинская-99 4723 D
Калиновая-16 4500 D
Комсомольская-199 4500 Dз
Лукъявинская-561 5664
Малоичская-4 4600
Медвежья-1001 4566 Р21
Мохтиковская-124 7600
Надымская-7 5009 Р!г
Нерохская-11201 4518 D
Нижнепурская-700 5505
Никольская-1 4523 Ї1-2
Новоникольская 4528 С3
Новоомская-1 4573 Р2-Т1
Уренгойская-410 5475 Т2-3
Уренгойская-411 5521 Т3
Уренгойская-414 5500 Р23
Уренгойская-673 5515 Т2-3
Уренгойская-674 4600
Хойтаркинская-71 4505
Юбилейная-200 5188 D2
Южно-Русская-21 5300 D1-3
Южно-Уренгойская-359 5500 Т2-3
Ямбургская-500 4515 J2
Ярудейская-2 5250 Р22-3
В скв. СГ-7 при испытаниях в колонне ряда интервалов в разрезе глубокопогруженных терриген-ных триасовых отложений получены притоки свободного метанового газа в непромышленном ко -личестве (табл. 2).
Повышенная газонасыщенность триаса в скв. СГ-7 относительно скв. СГ-6 объясняется ее положением на периклинали Уренгойского вала, в то время как скважина СГ-6 расположена в синклинали.
Непромышленные притоки углеводородных газов, проявления нефти имели место в ряде глубо -ких поисковых скважин из тюменской и котухтинской свит нижней и средней юры, из терригенного триаса на Геологической, Ямбургской и Уренгойской площадях.
Таблица 2
Результаты испытаний сверхглубокой параметрической скв. СГ-7 Ен-Яхинской
Условия испытания Интервалы испытаний, м Характеристика отложений Результаты испытаний
В открытом стволе 3633-3655 Ачимовская толща, терриг Низкодебитный приток газа УВ-состава (6311м3/сут)
3633-4000 Нижняя-средняя юра, терриг Низкодебитный приток газа УВ-состава (5855 м3/сут)
4913-4954 Нижняя юра, терриг Низкодебитный приток пластовой воды (19,2 м3/сут)
7024-7035 Триас, базальты Притока пластовых флюидов не получено
7024-7100 Триас, базальты Притока пластовых флюидов не получено
7024-7163 Триас, базальты Приток пластовой воды (48 м3/сут) с водорастворенным газом УВ-состава
В колонне 6750-6760 Триас, терриг Низкодебитный приток газа УВ-состава дебитом 1,2 тыс. м3/сут
6655,5-6685,8 Триас, терриг Притока пластовых флюидов не получено
6539-6567 Триас, терриг Приток газа УВ-состава дебитом 1,8 тыс. м3/сут
6365-6380 Триас, терриг Приток газа - 0,9 тыс. м3/сут
6094-6111 Триас, терриг Приток газа - 1,0 тыс. м3/сут
6039-6055 Триас, терриг Приток газа - 9,2 тыс. м3/сут
5269-5284 Нижняя юра, терриг Приток газа - 0,6 тыс. м3/сут
5185-5197 Нижняя юра, терриг Приток газа - 19 тыс. м3/сут
4813,2-4842,5 Юра, терриг Приток газа - 4,0 тыс. м3/сут
Подстилающие базальтовую толщу палеозойские отложения, относимые к фундаменту эпигер-цинской платформы, в глубокопогруженной части Надым-Пур-Тазовского района не вскрыты ни одной скважиной. Данные о литологическом составе пород, их коллекторских и газоупорных свойствах, характере насыщения отсутствуют.
На востоке Западной Сибири параметрическими скважинами Лемок-1 (4298 м) и Аверинская-150 (4772 м), а также региональными сейсморазведочными работами прослежен погребенный край древней Сибирской платформы, в разрезе осадочного чехла которого имеется кембрийская галогенная покрышка. Под этой покрышкой на глубинах ниже 4500 м прогнозируется развитие перспективных на нефть и газ карбонатных толщ рифея и венда - нижнего кембрия.
Из скважины Малоичская-4 с глубины 4600 м из известняков верхнего силура - нижнего девона получены притоки нефти [4].
Таким образом, можно констатировать, что углеводороды, преимущественно в газовой фазе, присутствуют в глубоких горизонтах Западной Сибири.
Вопросы генезиса углеводородов в данной статье не рассматриваются, поскольку для целей проектирования поисково-разведочных работ это не так важно. Отметим только, что в последние годы заметно активизировались сторонники глубинного (неорганического) происхождения газа. В работе В.И. Горбачева и др. [3] приведены аргументы в пользу глубинного генезиса углеводородных газов Западной Сибири. Более того, уже и в обычных отчетах по подсчету запасов газа такая точка зрения - не редкость.
В настоящее время в богатейшей нефтегазоносной провинции мира на глубине более 4,5 км не открыто ни одного месторождения нефти или газа промышленного значения. Тому есть несколько причин.
Во-первых, слабая геолого-геофизическая изученность глубоких горизонтов, и потому отсутствие достоверной региональной геологической модели и адекватных представлений об особенностях нефтегазоносности глубокопогруженных горизонтов.
Во-вторых, причины технического и технологического характера, обусловленные неготовностью буровиков к работе на больших глубинах в нормальном производственном цикле. В отличие от промышленно освоенных глубин, работать приходится в весьма жестких условиях термобарического и напряженно-деформационного состояния глубоких недр. Отсюда высокая аварийность, большие сроки строительства скважин, низкое качество опробований и испытаний.
И, наконец, несовершенство известных методик поисков и разведки залежей углеводородов, не адаптированных к условиям больших глубин. Повсеместно применяемые методические приемы поисков и разведки, разработанные для традиционных условий верхнего этажа нефтегазоносности, базируются на классической осадочно-миграционной теории без учета специфики строения глубоких недр. В результате имеет место массовое неподтверждение бурением геологических моделей и прогнозных ресурсов УВ глубокопогруженных поисковых объектов.
Работы регионального этапа, включающие бурение параметрических скважин и различные геофизические исследования, должны выполняться в основном за счет бюджетного финансирования. В действительности же за счет средств бюджета параметрические скважины не бурятся, несмотря на то, что программы такого бурения ежегодно обсуждаются на региональных геологических совещаниях. На лицензионных участках недропользователи начинают поисково-разведочные работы в условиях отсутствия достоверной региональной геологической модели. Отсюда низкое качество проектных моделей, их неподтверждение и, как результат, низкая эффективность работ. Если положение не исправить, то эффективность в будущем будет только снижаться по мере наращивания объемов работ (это неизбежно) и увеличения числа непродуктивных скважин.
Для масштабного планирования поисково-разведочных работ на глубокие горизонты важно иметь количественную оценку неоткрытых ресурсов углеводородного сырья, представление о распределении ресурсов по площади и разрезу, четко прогнозировать зоны концентрации ресурсов. К сожалению, по всем названным параметрам применительно к глубоким горизонтам Западной Сибири пока нет четких ориентиров. Нет официально утвержденных оценок прогнозных ресурсов УВ категорий Д1 и Д2 на глубине более 5 км. Существуют лишь экспертные оценки, достоверность которых низкая, разброс значений очень большой.
Так, по В. А. Скоробогатову и С.М. Карнаухову [9], ресурсы газа в плотных коллекторах глубоких горизонтов Западной Сибири составляют 70-75 трлн м3 «и развиты в глубоких горизонтах всех без исключения гигантских месторождений севера мегапровинции». В.С. Якушевым и др. [10] ресурсы оцениваются в 1,5 трлн м3 по категории Д1 и в 8,6 трлн м3 категории Д2.
В настоящее время большинство исследователей осторожно оценивают перспективы открытия крупных и средних по запасам месторождений в нижне-среднеюрском комплексе из-за отсутствия в нем достаточно мощных протяженных пластов песчаников с хорошими коллекторами.
Основные надежды возлагаются на палеозойские отложения, где, по аналогии с Новопортовским месторождением и на основании интерпретации данных сейсмических исследований, прогнозируется наличие карбонатных отложений с развитием в них вторичных коллекторов порово-кавернозно-трещинного типа. Идея эта высказывалась еще в середине 1980-х гг. учеными ВНИГРИ [4] и ИГиРГИ [8]. Позиция последних была осторожно-сдержанной: территория Западной Сибири по глубоким горизонтам (глубже 4,5 км) была отнесена к землям с невыясненными перспективами, и рекомендовалось продолжить этап регионального изучения глубоких горизонтов, возобновив практику проведения опорного бурения.
Что касается оценок перспективных ресурсов газа категории С3 по глубокопогруженным палеозойским структурам, то их немного. Можно сослаться на обобщающую работу А.А. Плотникова и др. [6], данные приведены в табл. 3. Оценки проводились традиционными способами, без учета изменений коллекторских и флюидоупорных свойств горных пород на больших глубинах, в связи с чем достоверность их невысокая.
Приенисейская часть Западно-Сибирской плиты выделена В.С. Бочкаревым под названием Турухано-Енисейского бассейна, ресурсы УВ оценены им в несколько миллиардов тонн условного топлива, из которых значительная часть отнесена к глубинам ниже 4500 м [5].
В мезозойских отложениях, перекрывающих северное окончание этого бассейна, известны отдельные небольшие месторождения, но на преобладающей территории скоплений углеводородов не обнаружено. Однако в южной половине Приенисейской полосы на глубине около 4500 м неко-
Таблица 3
Перспективные ресурсы газа и конденсата категории С3 залежей газа на глубинах более 5 км в палеозое северных районов
Западной Сибири*
Месторождение, площадь Ресурсы газа, млрд м3 Стабильный конденсат, г/м3 Извлекаемые ресурсы конденсата, млн т
Заполярное 1980,2 300 356,5
Медвежье 225,7 300 40,6
Ямсовейское 371,5 300 66,8
Комсомольское 486,5 300 87,5
Етыпурское 170,7 300 30,9
Сев. Уренгойское 59,2 300 10,6
Центр. Уренгойское 330,54 300 59,5
Юбилейное 353,4 300 63,6
Тазовское 476,5 300 85,7
Бованенковское 160 300 28,8
Всего 4614,2 830,5
* По А.А. Плотникову и др., 2000.
торыми параметрическими скважинами вскрыт разрез рифея - нижнего палеозоя, аналогичный осадочному чехлу древней Сибирской платформы. В кембрийской части разреза установлено наличие соленосных отложений усольской свиты, которая в Восточной Сибири является региональной покрышкой.
В глубокопогруженных отложениях Западной Сибири авторами прогнозируются преимущественно газовые залежи, что подтверждается данными испытаний глубоких и сверхглубоких скважин.
По данным геолого-технологических исследований скв. СГ-6 и СГ-7 вся толща триаса, включая базальты, насыщена углеводородным газом. Однако при испытаниях притоки свободного газа получены только в скв. СГ-7, причем непромышленного значения (менее 10 тыс. м3/сут). Таким образом, с одной стороны, доказана газоносность глубокопогруженных триасовых отложений, с другой - масштабы газоносности и возможность открытия крупных залежей остаются проблематичными. Не выяснены экранирующие свойства метаморфизованных глинистых пород, утративших свойства пластичности, которыми они обладали на традиционных глубинах.
Нижне-, среднеюрские отложения, залегающие глубже 4,5 км, характеризуются теми же особенностями литологии и ФЕС, что и терригенный триас, поэтому оценка их нефтегазоносности сталкивается с такими же проблемами.
Следовательно, газ в глубокопогруженной части плитного чехла и промежуточного комплекса присутствует, но для оценки масштаба газонакопления пока нет необходимого набора данных. Поэтому эти отложения следует отнести к образованиям с невыясненными перспективами поисков залежей УВ промышленного значения. То же относится и к палеозойским породам фундамента, о которых практически ничего не известно.
Подводя итог вышеизложенному, следует сказать о необходимости возобновления масштабных работ по региональному изучению глубоких недр Западной Сибири. В качестве первоочередных объектов сверхглубокого параметрического бурения рекомендуются уникальные и крупнейшие месторождения: Ямбургское, Уренгойское, Заполярное, Утреннее и др., где сейсмическими исследованиями выявлены и закартированы крупные поднятия по доюрскому комплексу. Для этого необходимо найти такие формы работы, чтобы вести их совместно силами Министерства природных ресурсов и недропользователей.
Список литературы
1. Дюнин В.И. Гидродинамика глубоких горизонтов нефтегазоносных бассейнов / В.И. Дюнин. -М.: Научный мир, 2000. - 472 с.
2. Коротков Б. С. Геологические и экономические критерии оценки кондиционности глубокоза-легающих поисковых объектов / Б.С. Коротков, А.И. Синицкий // Перспективы развития минеральносырьевой базы газовой промышленности России. - М.: ВНИИГАЗ, 2008. - С. 293-299.
3. Горбачев В.И. Результаты бурения Ен-Яхинской сверхглубокой скважины / В.И. Горбачев, Г.В. Тарханов, О.А. Есипко и др. // Матер. XII Координационного геологического совещания ОАО «Газпром» и выездное заседание Комиссии газовой промышленности по разработке месторождений и использованию недр. - М.: ИРЦ Газпром, 2007. - С. 183-193.
4. Прогноз и оценка нефтегазоносности недр на больших глубинах / Под ред. С.Н. Симакова. -Л.: Недра, 1986. - 248 с.
5. Бочкарев В.С. Геологическое строение палеозойского и триасового комплексов в Пуровском регионе и перспективы их нефтегазоносности / В.С. Бочкарев // Тр. Первой Пуровской геологической конференции «Геология и нефтегазоносность Надым-Пур-Тазовского междуречья». - Тюмень, Тарко-Сале: Пурнефтегазгеология, 1995. - С. 179-205.
6. Плотников А.А. К проблеме освоения ресурсов УВ доюрских образований севера Западной Сибири / А.А. Плотников, Б.М. Генкин, А.В. Подгорнов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2004. - № 2-3. - С.13-19.
7. Сурков В.С. Перспективы нефтегазоносности фундамента Надым-Тазовского междуречья / В.С. Сурков, Л.В. Смирнов // Тр. Первой Пуровской геологической конференции «Геология и нефтегазоносность Надым-Пур-Тазовского междуречья». - Тюмень, Тарко-Сале: Пурнефтегазгеология. 1995.- С. 215-220.
8. Афанасьев Ю.Т. Нефтегазоносность больших глубин / Ю.Т. Афанасьев, Ю.С. Кувыкин, Н.Е. Оводов и др. - М.: Наука, 1980. - 119 с.
9. Скоробогатов В.А. Газовый потенциал недр осадочных бассейнов Северной и Восточной Евразии: стратегия освоения / В.А. Скоробогатов, С.М. Карнаухов // Газовая промышленность. -2007.- № 3. - С. 16-21.
10. Якушев В.С. Ресурсы и перспективы освоения нетрадиционных источников газа в России / В.С. Якушев, Е.В. Перлова, В.А. Истомин и др. - М.: ИРЦ Газпром, 2007. - 151 с.
