ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ГОРИЗОНТА Ю2 НА ТЕРРИТОРИИ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ООО "ЛУКОЙЛ - ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ" В ШИРОТНОМ ПРИОБЬЕ Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

УДК 552.578.1/2.061.3:553.981/.982.041 (571.122)

К. Г. СКАЧЕК (ООО «Лукойл - Западная Сибирь»), А. И. ЛАРИЧЕВ (ВСЕГЕИ), А. А. КАЧКИН (ООО «Лукойл - Западная Сибирь»), О. И. БОСТРИКОВ (ВСЕГЕИ)

ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ГОРИЗОНТА Ю2 НА ТЕРРИТОРИИ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ООО «ЛУКОЙЛ - ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ»

В ШИРОТНОМ ПРИОБЬЕ

По мере снижения легко извлекаемых запасов углеводородов в меловых отложениях усиливается необходимость наращивания добычи нефти из низкодебитных сложнопостроенных коллекторов среднеюрского горизонта Ю2. На некоторых месторождениях Сургутского и Нижневартовского сводов открыты залежи или получены промышленные притоки нефти. Выделено 27, в том числе и неразбуренных, перспективных объектов. При планировании последовательности вовлечения этих объектов в разработку применялся метод внутренних геологических аналогий. Получены оценки начальных геологических ресурсов нефти и растворенного газа на перспективных объектах, сделаны рекомендации по их дальнейшим исследованиям.

Ключевые слова: Западная Сибирь, Широтное Приобье, горизонт Ю2_ залежи нефти, критерии прогноза, масштабы нефтегазообразования, количественная оценка ресурсов.

With the decrease of easily recoverable hydrocarbon reserves in the Cretaceous deposits, the need to increase oil production from marginal complex reservoirs of the Middle Jurassic J2 horizon is strengthened. In some pools of Surgut and Nizhnevartovsk vaults, accumulations are discovered or commercial oil flows are obtained. 27 prospective sites including undrilled ones are distinguished. When planning the sequence of involvement of these objects in the development, the method of internal geological analogies was used. Estimates of the initial geological resources of oil and dissolved gas at promising sites are obtained; recommendations for further research are made.

Keywords: Western Siberia, Latitudinal Ob, J2 horizon, oil accumulations, criteria for prediction, extent of oil and gas formation, quantitative evaluation of resources.

Введение. Нефтеносный горизонт Ю2 залегает в кровле среднеюрских отложений на территории деятельности ООО «Лукойл — Западная Сибирь» в Широтном Приобье. Наиболее крупное скопление нефти известно в северо-восточной части Сургутского свода на Тевлинско-Русскинском месторождении. Здесь нефтеносные пласты ЮС22 и ЮС2' содержат по три залежи нефти, сформировавшиеся в отдельных песчано-алевролитовых линзах (рис. 1). Промышленные залежи нефти открыты и на северо-западном погружении Нижневартовского свода, на Кечимовском и Ключевом месторождениях, а также на Равенском, расположенном в Ярсомов-ском мегапрогибе.

На Кечимовском месторождении продуктивны пласты ЮВ21 и ЮВ22. С пластом ЮВ21 связана наибольшая по площади и вторая по запасам залежь, литологически экранированная на севере, востоке и северо-востоке. В пласте ЮВ22 выявлено пять залежей нефти. Все они литологически экранированы.

Небольшие притоки нефти из горизонта Ю2 получены и на многих других площадях. На территории исследования коллекторы пласта Ю2 не имеют сплошного площадного распространения. Залежи распределены спорадически и относятся в основном к структурно-литологическому типу. На Сургутском своде нефтенасыщенность горизонта Ю2 выше, чем на остальной территории.

Поиски и разведка залежей углеводородов (УВ) в горизонте Ю2 сдерживаются высокими риска-

Региональная геология и металлогения, № 56, 2013

ми, связанными со сложным геологическим строением, низкой дебитностью песчано-алевритовых коллекторов и затратами на бурение, резко возрастающими с глубиной.

При выделении объектов, перспективных для поиска залежей УВ в пластах горизонта Ю2, учитывались геологические, геофизические и геохимические критерии. Использовались карты: структурная, литолого-фациальная, эффективных толщин, динамических атрибутов волнового поля, а также карты масштабов нефтегазообразования.

На территории исследований выделено 27 перспективных объектов (рис. 1). Восемь из них, расположенных на Тевлинско-Русскинском, Равенском, Кечимовском, Ключевом, Нонг-Еганском, Покачевском, Северо-Покачевском и Юккунском лицензионных участках (ЛУ), включают площади с оцененными запасами различных категорий. Поисковый интерес на этих участках представляют краевые части продуктивных положительных структур. Притоки нефти получены на шести других объектах, расположенных на ЛУ Северо-Конитлорском, скв. 297Р — 0,1; Кочевском, скв. 66Р — 5,7; скв. 62Р — 2,8 и скв. 17П — 1,2; Тевлинско-Русскинском, Кустовом, скв. 405Р — 1,5; Повховском, скв. 105Р — 3,5 и скв. 304П — 0,7 м3/сут. Остальные перспективные объекты выделены на Южно-Ягунском, Дружном, Грибном, Ярком, Свободном, Западно-Котухтинском, Ватьеганском, Усть-Котухтинском, Нивагальском, Лас-Еганском, Поточном и Урьев-ском ЛУ.

© К. Г. Скачек, А. И. Ларичев, А. А. Качкин, О. И. Бостриков, 2013

Рис. 1. Нефтегазоносность и перспективные объекты горизонта Ю2 на территории деятельности ООО «Лукойл — Западная Сибирь» в Широтном Приобье

1 — лицензионные участки; 2 — изо-гипсы по кровле пласта Ю2; 3—6 — категории запасов (3 — В, 4 — С^ 5 — С2,

6 — С3 + D1); 7—9 — перспективные объекты:

7 — с оценкой запасов, 8 — с доказанной нефтеносностью, 9 — прогнозируемые; 10 — площади, рекомендуемые для проведения сейсмических работ 3D; 11, 12 — скважины, рекомендуемые к бурению: 11 — разведочные, 12 — поисковые

Методика и результаты исследований. Для количественной оценки нефтегазоносности горизонта Ю2 использовался метод внутренних геологических аналогий (МВА), уже применявшийся при прогнозе ресурсов углеводородов в нижнесреднеюрских отложениях и выступах доюрского фундамента как для территории исследований, так и для Западной Сибири в целом [1]. По этому методу плотность ресурсов нефти переносится с эталонов — участков с хорошо изученными литологией, фациями, структурно-тектоническими условиями, строением залежей с промышленной оценкой запасов нефти, газа и конденсата — на расчетные объекты с учетом структурно-тектонического, литолого-фациального и геохимического критериев.

Структурно-тектонический критерий. От структурного положения нефтематеринских отложений зависит распределение интенсивности нефтегазо-образования. Морфология и контрастность положительных и отрицательных структур определяют

направления и скорости миграции УВ. Размерами положительных структур ограничиваются объемы ловушек и массы аккумулировавшихся в них нефти и газа.

Основные элементы мезо-кайнозойского чехла исследуемой территории представлены на структурно-тектонической схеме по кровле малышев-ского горизонта (рис. 2). Структуры I порядка — Сургутский и Нижневартовский своды разделяет Ярсомовский мегапрогиб по изогипсе —2850 м. Амплитуды сводов достигают 150 м.

Восточная часть Сургутского свода осложняется структурными элементами II порядка (Тевлинский вал, Ягунская группа поднятий, Восточно-Вэнглин-ский и Западно-Ягунский прогибы) и самостоятельными локальными поднятиями. В названных структурах II порядка выделяется ряд локальных поднятий с амплитудами до 60 м.

Северо-западная часть Нижневартовского свода осложнена структурами II порядка — Покачевским валом и Северо-Покурским структурным мысом

Qi I |з

л

Рис. 2. Структурно-тектоническая схема по кровле горизонта Ю2

Границы структур: 1 — I порядка; 2 — II порядка; 3, 4 — структуры положительные: 3 — I порядка,

4 — II порядка; 5, 6 — структуры отрицательные:

5 — I порядка, 6 — II порядка; 7 — структуры промежуточные

(с.м.), содержащими локальные поднятия с амплитудами 30—50 м. В пределах Северо-Покурского с.м. кровля пласта Ю2 воздымается до —2600 м.

Ярсомовский мегапрогиб тянется с юго-запада на северо-восток, где раскрывается в Северо-Вар-товскую ступень. В наиболее прогнутых его частях, выделяемых как Южно-Ягунский, Южно-Грибной и Южно-Ватьеганский прогибы, кровля тюменской свиты погружается на глубину более 2920 м. Крайнюю северо-восточную часть мегапрогиба осложняет изометричная в плане положительная структура II порядка — Ватьеганское куполовидное поднятие. В нем выделяется ряд локальных поднятий с амплитудами до 30 м.

Северо-восточную часть территории занимает Северо-Вартовская ступень. В ней кровля малы-шевского горизонта погружается в северо-восточном направлении с глубины —2900 до —3000 м. На севере эта структура смыкается с Северо-Сургут-ской моноклиналью. Для Северо-Вартовской ступени характерно развитие преимущественно мелких незамкнутых структур типа заливов и мысов. На крайнем северо-востоке территории выделяется отрицательная структура I порядка — Западно-Вэн-гапурский мегапрогиб. В нем кровля тюменской свиты погружается на глубину от —3000 до —3100 м.

Литолого-фациальный критерий отражает влияние фациальных условий формирования отложений горизонта Ю2 на размеры, морфологию и коллек-торские свойства проницаемых тел.

По данным Ф. Г. Гурари и др. [2], во время формирования малышевского резервуара море было мелким, с массой небольших островов, временами осушавшимися отмелями и подводными возвышенностями, наследовавшими локальные тектонические структуры (рис. 3). На островах, подводных возвышенностях, отмелях и подводных частях окружающих их склонов сформировались линзовидные тела отсортированного алеврито-песчаного материала — коллекторы горизонта Ю2. Линзовидное строение коллекторов достаточно четко проявляется на карте суммарных эффективных мощностей горизонта Ю2 (рис. 4). В период верхнеюрской трансгрессии отложения горизонта были повсеместно перекрыты тонкодисперсными глинистыми отложениями, сформировавшими региональную глинистую покрышку.

Фациальные обстановки накопления отложений горизонта Ю2 на некоторых участках исследуемой территории интерпретировались на основе послойного литологического описания керна скважин. Исследовались типы пород, текстуры и слоистость,

С^^аПхяхяЛ с ы

• .1Л1И I.H V

типы контактов между прослоями, вторичные изменения пород, состав органогенных и растительных включений. Были даны характеристики разрезов и фациальных зон, в которых образовались отложения горизонта.

Рис. 3. Литолого-фациальная схема малышевского горизонта (по А.М. Казакову, В.П. Девятову, 1990)

1 — лицензионные участки; 2 — море, мелкая часть шельфа и прибрежная зона; 3 — островная часть шельфа; 4 — подводная возвышенность, временами осушавшаяся

■т—I 1 НН

ТУ I

*хУ-

7 \ ^^ н

"'"а" 1С- -Ч

^Т^ I

- ^¡3- / ^ 1

и

Шкала 15 эффективных ^ мощностей (в м)

у^ь -■ -6 ^

* т

Гге _ 1 *

— 1 ^ :

г ^

Ы Л ^^^ -

•7

0-2 1

2-4 ^ 4-6 6-8 8- 10 10- 12 12- 14 14- 16 16- 18 18-20

в

ю.

б

.8

■ К 11

■ 9

-в

ьа-а

.10

ь Я

» -а

« 17 ■ 0

та*.-г' "и -12

15

>14

'"То /, {: . .4 •"•'?

V гГИт [ЕС' ~ -11 п

.■+, ^ в- и Г/ г ^Т

Ш р. V - *

5 у

- ,5 V X ■5 ?

■4 а

4

0 .10

10 -6 .(■.

\ V

Г, А 1л 'Т

1 1 * в 2 а

10 ,7

Рис. 4. Карта суммарных эффективных мощностей горизонта Ю2

1 — лицензионные участки; 2 — скважины

с определениями мощности, м; 3 — изо-пахиты, м

•УЛЬШН'УН

4.

Сх

- .4 2

, ЛАЙКЛПАТ3'

V

У -2

£15?

У

Для примера рассмотрим описание керна скв. Равенская 199 в интервале глубин 2903,0— 2911,0 м. Отложения горизонта Ю2 представлены в основном песчаниками (84,1%) и алевролитами (6,9% разреза). Аргиллиты распространены только в виде прослоев в песчаниках в верхней части вскрытого интервала и составляют около 7,5% разреза. Присутствует слабая угленосность.

Песчаники мелкозернистые и алевритовые, серые, неравномерно известковистые, с многочисленными включениями линз, прослоев глинисто-алевритового материала. Отмечаются многочисленные следы волнений и взмучивания с образованием микроскладок, микрофлексур, микровзбросов, текстур «конус в конус». Для песчаников характерна косоволнистая, перекрёстная, параллельная слоис-

тость, проявляющаяся за счёт углисто-глинистого материала и растительного детрита. На плоскостях наслоения отмечается слюдистый материал, пятна битуминизации, мелкий растительный детрит и крупные углефицированные растительные остатки, включения линз угля. В отдельных интервалах отмечаются гальки и линзы коричневатого сидери-тизированного аргиллита. Песчаники представлены фациями барового типа, часто в зоне сочленения с подводно-дельтовыми отложениями, с внедрением подводно-оползневых отложений, фациями при-барового и прибрежного подвижного мелководья.

Алевролиты мелкозернистые, тёмно-серые, с многочисленными пятнами сидеритизации, сильно известковистые, без видимой слоистости. Отмечаются трещинки, выполненные кальцитом.

Имеются включения галек сидеритов, пятна оже-лезнения. В алевролитах присутствует песчаный материал в виде линз и тонких прослоев. Видны следы волнений и взмучивания. Алевролиты представлены фациями прибрежного подвижного мелководья.

Аргиллиты самостоятельных слоёв не образуют и характерны для фаций прибрежной части подвижного мелководья, а также для фаций прибарового подвижного мелководья среди песчаников.

Угольный пропласток. Уголь блестящий и полублестящий, на отдельных интервалах штрихова-то-полосчатый за счёт чередования блестящих и полублестящих прослоев угля. Имеются налёты каолинита, сульфатов и включения пирита. Угли соответствуют фациям болот и зарастающих побережий.

Геохимический критерий определяет массы УВ, аккумулировавшихся в залежах горизонта Ю2 в зависимости от масштабов нефтегазообразования в подстилающих нефтегазоматеринских отложениях.

Для получения соответствующих количественных оценок исследуемая территория делится с использованием структурной карты по кровле горизонта Ю2 на нефтегазосборные территории (НГСТ), ограниченные тальвегами отрицательных структур (рис. 5). В соответствии с моделью формирования залежей нефти и газа, являющейся составной частью осадочно-миграционной теории, жидкие и газообразные УВ, эмигрировавшие из подстилающих левинского, китербютского, лайдинского и

леонтьевского нефтегазопроизводящих горизонтов, перемещаются под покрышками вышезалегающих резервуаров от периферии НГСТ к сводам положительных структур, проникая через зоны выклинивания, литологические окна и дизъюнктивные нарушения в экранах в коллекторы горизонта Ю2. В ловушках, встречающихся на пути потоков УВ, формируются залежи, размеры которых зависят от объемов ловушек, фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, экранирующих свойств покрышек, суммарной массы УВ, эмигрировавших в пределах НГСТ.

Площади распространения и толщины отложений, содержания в них Сорг и битумоидов, микрокомпонентный состав и катагенез ОВ — факторы, обусловившие различия в масштабах нефтегазо-образования в основных нефтегазоматеринских горизонтах нижней и средней юры.

Площади распространения нефтегазоматерин-ских горизонтов увеличиваются с их омоложением по мере расширения осадочного бассейна. Наиболее древние отложения левинского горизонта развиты лишь на северо-востоке, в пределах Се-веро-Вартовской ступени и Западно-Вэнгапурского мегапрогиба. Самые молодые отложения леонтьев-ского горизонта полностью перекрывают территорию исследований.

С. Г. Неручевым и Г. М. Парпаровой установлена связь микрокомпонентного состава ОВ с типами морских фаций осадконакопления, зависящими от глубины моря и расстояния до суши [4]. В соот-

¿Г ф . ИТ

Н'

" !

тш^п. /

- ■ ■ \ .;«*/■ --Я*- ' Ч А х-:

ПСА р-^ТЯ®

Рис. 5. Масштабы нефтегазообразования в нижнесреднеюрских глинистых горизонтах

1 — лицензионные участки; 2 — контуры нефтегазосборных территорий и их номера: числитель — количество эмигрировавших жидких УВ (в млн т), знаменатель — количество генерированных газообразных УВ (в млрд м3); 3 — направления потоков миграции УВ

X - -

ч/

' т-<.....

• V И ЛТж у , \

■- и '" .....>> |а ^ ; * ■

--

1 -

V ч > Л ' ' <

на 1ч

,-ч ♦ЛКИГВПлГ "

■ я...... ... *

Рис. 6. Тшы и содержания ОВ в породах китербютского горизонта

1 — лицензионные участки; 2 — скважины с геохимической информацией; 3 — выступы фундамента; 4 — граница между морскими и мелководно-морскими фациями; 5, 6 — ареалы распространения РОВ с разными содержаниями акваген-ных компонентов: 5 — 25—50% (сапропе-лево-гумусовое ОВ), 6— 50—75% (гуму-сово-сапропелевое ОВ); 7, 8 — изолинии содержания С0рГ и Бга

: •.!■II НЕПЛС

>

ветствии с данной закономерностью, подтверждающейся нашими лабораторными определениями, в осадках всех горизонтов вблизи берега накапливалось преимущественно гумусовое ОВ, состоящее из остатков высшей наземной растительности — 0—25% аквагенных компонентов (а.к.). Далее от берега, по мере снижения гидродинамической активности среды — сапропелито-гумитовое ОВ (25—50% а.к.). Наиболее высокие содержания а.к. (50—75%) характерны лишь для областей морской седиментации китербютского горизонта в северных и центральных частях территории (рис. 6).

На распределение современных содержаний Сорг и Бхл в отложениях нефтегазоматеринских горизонтов влияют не только фациальные условия осадконакопления, но и катагенез ОВ. Во всех горизонтах, в зонах наиболее интенсивного катагенеза, совпадающих с глубоководными морскими фациями, содержания Сорг и Бхл существенно ниже, чем на остальной территории. Это хорошо видно на примере китербютского горизонта (рис. 6). В связи с более интенсивной эмиграцией УВ здесь содержания Сорг не превышают 0,5—1,0 и Б^ 0,05—0,10%.

Катагенез ОВ [3] в нижнесреднеюрских отложениях имеет зональность, связанную как с глубиной залегания, так и с величиной теплового потока, и изменяется от градации МК;2 в леонтьевском горизонте до градации МК3' в левинском (рис. 7). На большей части исследуемой территории катагенети-ческое преобразование ОВ соответствует интервалу между концом ГЗН и началом ГЗГ. Это объясняет

высокую степень реализации нефтематеринского потенциала нижнесреднеюрских отложений.

Минимальные суммарные плотности эмиграции жидких УВ из нефтегазоматеринских горизонтов обусловлены выклиниванием отложений вблизи выступов фундамента (рис. 8). Наиболее высокие плотности эмигрировавших жидких пространственно приурочены к глубокопогруженной северо-восточной части территории (северный склон Сургутского свода, Северо-Вартовская ступень и Западно-Вэнгапурский мегапрогиб). По мере омоложения отложений (от левинских к леонтьевским) площади их распространения, суммарные плотности и масштабы нефтегазообразования увеличиваются. По нашим оценкам, на всей территории деятельности ООО «Лукойл — Западная Сибирь» в Широтном Приобье из пород основных нефтегазоматеринских толщ нижней-средней юры эмигрировало около 5,6 млрд т жидких и почти 2,0 трлн м3 газообразных УВ.

Количественная оценка нефтегазоносности горизонта Ю2. В качестве эталонного объекта (ЭО) использован участок Тевлинско-Русскинского месторождения с достаточно хорошо изученным геологическим строением (табл. 1). Начальные суммарные геологические ресурсы (НГР) нефти для него определены по данным подсчета геологических запасов нефти и растворенного газа по состоянию на 01.01.2005. Результаты количественной оценки НГР нефти и растворенного газа горизонта Ю2 на перспективных объектах показаны в табл. 2.

ГЪ I

- ^ г >

^шг.т

11!н.| мэь • к!

Рис. 7. Катагенез ОВ в подошве осадочного чехла

1 — лицензионные участки;

2 — информативные скважины;

3 — изореспленды

Р*

№

Шкало отрютспыюй С1нк1Чкжисг11 нифишии

Т.7-9Я ||М1

Вт-А.а

110Х>-1й,Г

мк?

МК2

мк!

Плотность ресурсов нефти на эталонном объекте (дэ), полученная путем деления НГР на площадь ЭО, переносилась на расчетные ^р) объекты в соответствии с формулой

qp = qэ ■ Ka. (1)

Здесь Ка — коэффициент аналогии, который определяется как

К = К ■ К

ла лстр лф;

К„

(2)

где Кстр, Кфац и Кгеох — поправочные коэффициенты для структурного, литолого-фациального и геохимического критериев. В расчетах использовались значения Кстр и Кфац,применявшиеся при оценке ресурсов УВ в приконтактной зоне осадочного чехла и доюрского основания, выполненной для этой же территории [1]. Для определения поправочных коэффициентов структурного фактора (табл. 3) использовалась карта перспективных объектов, оконтуренных на структурной основе (рис. 1). Поправочные коэффициенты для фациального критерия (табл. 4) оценивались с помощью литолого-фаци-альной схемы малышевского горизонта (рис. 3). Значения Кгеох для переноса плотностей ресурсов с ЭО на расчетные определялись как отношение средних плотностей жидких УВ, эмигрировавших из нижнесреднеюрских нефтематеринских отложений в пределах НГСТ расчетного объекта к такой же величине, соответствующей эталонному объекту:

Таблица 1

Характеристика Тевлинско-Русскинского эталонного объекта

Номер на карте 1

Структурное положение Свод вала

Фация ОС

Плотность жидких УВ, эмигрировавших 200

из подстилающих нефтематеринских от-

ложений в пределах НГСТ (тыс. т/км2)

Плотность начальных суммарных геоло- 259

гических ресурсов нефти (тыс. т/км2)

Плотность начальных суммарных геоло- 16

гических ресурсов растворенного газа

(млн м3/км2)

Площадь эталонного объекта (км2) 344

Начальные суммарные геологические

ресурсы

нефти (тыс. т) 89 096

газа (млн м3) 5504

Кгеох = О/О,

(3)

Оценки НГР нефти получены перемножением плотностей ресурсов нефти, вычисленных по формуле (1) для каждого расчетного объекта на соответствующую ему площадь. Ресурсы растворенного газа подсчитаны исходя из среднего газового фактора — 50 м3/т, определенного по результатам испытаний горизонта Ю2.

Минимальные оценки для нефти (1,1 млн т) и растворенного газа (57 млн м3) получены для

Таблица 2

Оценка начальных геологических ресурсов нефти и растворенного газа в пластах горизонта Ю2 по методу внутренних геологических аналогий

о Плотность Площадь подсчетного Начальные геологические

Номер эдсчетно участка Лицензионный Структурное Фация жидких УВ, эмигрировавших в пределах НГСТ ресурсы нефти

участок положение участка (км2) нефти растворенного

К (тыс. т/км2) (тыс. т) газа (млн м3)

1 Тевлинско-Русскинский Свод ОС 200 344 89 096 4455

2 Равенский Свод (70%), впадина (30%) ПВ 250 480 51 360 2568

Кечимовский Седловина ОС 160 593 98 295 4915

Ключевой Свод ОС 160 12 338 617

В сумме 16 1993 8100

3 Нонгъеганский Свод (50%), впадина (50%) ПВ 100 134 7 808 390

4 Юккунский Седловина ММ 130 65 3 611 180

5 Покачевский Структурная ступень ОС 100 82 6 309 315

6 Нивагальский Структурная ступень ММ 120 37 1 138 57

7 Лас-Еганский Свод ММ 100 38 1 625 81

8 Поточный Свод ОС 80 339 35 120 1756

9 Урьевский Свод ОС 80 86 8 909 445

10 Северо-Конитлорский Седловина ОС 180 166 30 955 1548

11 Северо-Кочевской Седловина ОС 150 232 36 052 1803

12 Тевлинско-Русскинский Структурная ступень ОС 200 41 6 371 318

13 Тевлинско-Русскинский Свод ОС 104 104 14 007 700

14 Южно-Ягунский Свод (60%), впадина (40%) ММ 200 322 24 769 1238

15 Южно-Ягунский Свод ММ 250 56 5 982 300

16 Дружный Свод ММ 350 143 21 389 1069

17 Грибной Свод ММ 360 15 2 307 115

18 Кустовой Свод (60%), впадина (40%) ОС 135 105 16 535 827

19 Яркий Седловина ММ 400 109 14 906 745

20 Свободный Свод ММ 440 28 5 265 263

21 Ватьеганский Седловина ПВ 240 117 14 545 727

22 Ватьеганский Седловина ПВ 140 20 1 312 41

23 Усть-Котухтинский Седловина ОС 240 34 8 454 169

24 Повховский Седловина ПВ 300 131 20 357 1018

25 Повховский Свод ПВ 450 95 27 847 1392

26 Седловина ММ 290 107 10 608 530

27 Тевлинско-Русскинский Свод ОС 200 25 6 475 324

Сумма 745 738 37 006

Таблица 3

Поправочные коэффициенты переноса плотностей ресурсов с эталонных объектов на расчетные, находящиеся в таких же или других структурных условиях

Таблица 4

Поправочные коэффициенты переноса плотностей ресурсов с эталонных объектов на расчетные, находящиеся в таких же или других фациальных условиях

Эталон Подсчетный участок Поправочный коэффициент

Свод Свод Седловина Стр. ступень Моноклиналь Впадина 1 0,8 0,6 0,4 0,2

Седловина Свод Седловина Стр. ступень Моноклиналь Впадина 1,2 1 0,8 0,6 0,4

Структурная ступень Свод Седловина Стр. ступень Моноклиналь Впадина 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6

Эталон Подсчетный участок Поправочный коэффициент

ОС (островная суша) ОС ПВ ММ 1,00 0,50 0,33

ПВ (подводная возвышенность) ОС ПВ ММ 2,00 1,00 0,67

ММ (мелкое море) ОС ПВ ММ 3,0 1,5 1,0

I [ IШ1 ингтаги i спасти иННГрЙЩШ VKII .EKIEX У I) (TMC.Ti'KM'}

<ню

жш

-W0-HW

W0-SW

»im

lWO-i ¡ос

I20C-IW

UOO-HWO

1 ДО-ЮТ

>1*00

rs 1

2

-- < Г

"Т. ^кГ

ji

V / нп

i ^ i '

* V \

A J | 1

Сукур-Яц«*»* Ii

.1» kiMIMC Юрцк.'!«

f T^hlHHC ti'i- PYLcjci.illL КЛЯ

Ii ли

CjHyBflftl i

I ч

.■К« Ii sm ис к*. [¿жачсиск:

Ml

Еы111»ЮЛ

KP"

.! .1 -I | .1

V

' kliwl

.ПТТМЫ.ГШПСЕП!

liTn „„"К" ^ ч

МЫМшйчсЬ'иа

L-ißrt-l.ilir.lAVk^h * ^jl

Рис. 8. Суммарные плотности эмиграции жидких углеводородов из базальных горизонтов осадочного чехла

1 — лицензионные участки; 2 — скважины, вскрывшие фундамент

l~VL

*Hi-hi i innai,

,Чуяпзк>'1шм L И

! ijlAUjLiAf

■jllriMKfYlB

Зшнимнн

перспективного объекта, расположенного на Нивагальском ЛУ, максимальные (98,3 млн т и 4,9 млрд м3) — для объекта, расположенного на Кечимовском ЛУ. В сумме для 27 перспективных участков на территории деятельности ООО «Лукойл — Западная Сибирь» в Широтном Приобье НГР оценивается в 745,7 млн т нефти и 37 млрд м3 растворенного газа.

Рекомендации: 1) на перспективных объектах с доказанной нефтегазоносностью пробурить 12 разведочных скважин (рис. 1) для отбора и исследования керна, испытания и отбора проб флюидов, ГИС, определения положения ВНК, расчета параметров залежей и подсчета запасов; 2) на прогнозируемых объектах пробурить 12 поисковых скважин (рис. 1) для получения промышленных притоков нефти или газа; 3) на перспективных объектах с выполненными сейсморазведочными работами 3D провести переинтерпретацию сейсмических материалов с анализом динамических характеристик в интервале продуктивного горизонта Ю2 для детализации строения ловушек. Провести сейсмические работы 3D на наиболее

перспективных объектах, где такие работы еще не выполнялись.

1. Геологическое строение и нефтегазоносность зон дезинтеграции пород фундамента Широтного Приобья (территория деятельности ТПП «Когалымнефтегаз») /

A.А. Потрясов, К.Г. Скачек, А.И. Ларичев, Л.В. Смирнов, О.И. Бостриков, А.С. Фомичев, В.П. Девятов, А.Е. Еханин // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: Сборник докл. VIII науч.-практ. конф. Т. 1 / Под ред.

B.И. Карасева, Э.А. Ахпателова, В.А. Волкова. — Ханты-Мансийск, 2005. - С. 129-140.

2. Геологическое строение и нефтегазоносность нижней-средней юры Западно-Сибирской провинции / Ф.Г. Гурари, В.П. Девятов, В.И. Демин, А.Е. Еханин, А.М. Казаков, Г.В. Касаткина, Н.И. Курушин, Н.К. Могу-чева, В.В. Сапьяник, О.В. Серебренникова, Л.В. Смирнов, Л.Г. Смирнова, В.С. Сурков, Г.Г. Сысолова, О.В. Шига-нова. — Новосибирск: Наука, 2005. — 156 с.

3. Конторович А.Э. Геохимические методы количественного прогноза нефтегазоносности. — М.: Недра, 1976. — 249 с.

4. Справочник по геохимии нефти и газа. — СПб.: Недра, 1998. — 576 с

Скачек Константин Геннадьевич — зам. ген. директора, ООО «Лукойл — Западная Сибирь». <KSkachek@lukoil.com>. Ларичев Андрей Иванович — канд. геол.-минер. наук, зам. ген. директора, ВСЕГЕИ. <Andrey_Larichev@vsegei.ru> Качкин Андрей Александрович — нач. отдела, ООО «Лукойл — Западная Сибирь». <Andrey.Kachkin@lukoil.com>. Бостриков Олег Игоревич — канд. геол.-минер. наук, вед. науч. сотрудник, ВСЕГЕИ. <Oleg_Bostrikov@vsegei.ru>.