Теорія і практика пошуку та розробки вуглеводневих покладів агрегативного типу в Чорному морі Текст научной статьи по специальности «Экономика и бизнес»

УДК (551:24:553.98.04)(477)

М. І. Євдощук1

ТЕОРІЯ І ПРАКТИКА ПОШУКУ ТА РОЗРОБКИ ВУГЛЕВОДНЕВИХ ПОКЛАДІВ АГРЕГАТИВНОГО ТИПУ В ЧОРНОМУ МОРІ

Зони територіальної концентрації невеликих нафтогазоконденсатних родовищ із схожими геолого промисловими характеристиками можуть утворювати новий агрегативний із середнім та великим за запасами тип родовищ, що забезпечує підвищену ефективність пошуку, розвідки та експлуатації.

Аналіз і узагальнення значного обсягу фактичного геолого-геофізич-ного матеріалу з метою наукового обґрунтування нових напрямків геологорозвідувальних робіт визначили необхідність їх переорієнтації на відкриття в більшості нафтогазоносних регіонів зон територіальної концентрації малорозмірних (ЗТКМ) нафтогазоконденсатних родовищ (НГКР) як нового агрегативного типу крупних або середніх за запасами родовищ вуглеводнів. В більшості нафтогазоносних регіонів на стадії їх промислового освоєння і в заключний період розробки навіть при реалізації тільки 40-60% початкових потенційних ресурсів переважно виявляються малорозмірні родовища. Останні, як правило, тривалий час не вводяться в експлуатацію, а витрати на їх пошуки і розвідку не дають прибутку. Така проблема особливо характерна для добре вивченого Дніпровсько-Донецького нафтогазоносного басейну.

В результаті цілеспрямованого нафтогазогеологічного аналізу в Дніпровсько-Донецькій западині були встановлені природні скупчення мало-розмірних НГКР, які були визначені як агрегативний тип крупних родовищ.

Встановлений агрегативний тип крупного родовища визначається як просторово-територіальна концентрація переважно малорозмірних струк-тур-пасток з виявленою (не менш як на трьох родовищах) та передбачуваною нафтогазоносністю об’єктів.

Агрегативний тип крупного родовища приурочений до структур II та II—III порядку. Малорозмірні (дрібні) НГКР концентруються переважно в периферійних зонах западини, а також в умовах локальних котловин, крупних тектонічних уступів, систем тектонічних блоків осадочного чохла та кристалічного фундаменту [1].

З метою прогнозу агрегативного типу НГКР розроблено систему критеріїв їх формування (табл.).

Особливу зацікавленість автора викликають НГКР і нафтогазоперспек-тивні об’єкти, що прогнозуються в акваторіях Чорного та Азовського морів, де донині виявлені відносно малі та зрідка середні за запасами вуглеводневі

©М. І. Євдощук1

* Інститут геологічних наук НЛН України.

родовища (рис. 1), розміри більшості підготовлених до поіпуково-розвіду-вального буріння структур-иасток незначні зі щільністю прогнозних ресурсів 5-10 тис. т вуглеводнів на 1 км2. Саме такими показниками характеризується екваторіальна частина Каламітсько — Центрально-Кримського мегапідняття, східна та північна частина Каркінітсько-Північнокримського прогину, вал Губкіна. Не виключається виявлення родовищ агрегативного типу в районах, де щільність прогнозних ресурсів оцінюється в 10-20 та 20-30 тис. т вуглеводнів на 1 км2.

З метою отримання додаткових відомостей про закономірності просторового розміщення родовищ нафти і газу та виявлення їх зв’язків з тинами геологічних формацій і геоструктур з використанням критеріїв та показників формування агрегативного типу родовищ було проведено аналіз усього наявного масиву геолого-геофізичної інформації на території Чорного та Азовського морів, а також використані теоретичні дослідження [2]. Встановлені геологічні факти закономірного тяжіння концентрації нафтових і газових родовищ до вузлів перетинання складчастих і розривних деформацій; приуроченість лінійного або ланцюжкового їх скупчення до зон глибинних розломів з урахуванням можливостей найбільшої концентрації нафтової речовини в місцях максимальної грубизни осадочних порід, що пояснюється не стільки їх нафтоутворюючими, скільки колекторськими властивостями

Результатом цих досліджень стало встановлення просторового взаємозв’язку структурно-тектонічного і нафтогазогеологічного районування, що дозволило визначити першочергові структурно-тектонічні елементи для концентрації геологорозвідувальних робіт у пн.-зх. частині шельфу Чорного моря. За ранжувашіЯхМ це Каркінітсько-Північнокримський прогин, Крайова ступінь, Криловський та Нижньодунайський прогини. Тут у межах

Рис. 1. Схема розташування родовнш вуглеводнів на Північно-Західному шельфі Чорного моря:

І — родовища вуглеводнів (І — Безіменне, 2 Одеське, 3 — Голнішнськс, 4 — І Іівденношлишінське, 5 Шмідта, 6 — Штормове, 7 — Архангельське, 8 — Кримське. 9 — Оленівське).

[З, 5].

ЗАГАЛЬНІ

Фаціально-літологічні Стру кт у рно-тектон ічні

Достатня по- Ступень

тужність осадочної екранізую-

товщі, яка вміщує чої

порівняно витри- здатності

мані перспективні флюїдоупорі»

горизонти з оцін- перспек-

ками та прогноз- тивних

ними ресурсами горизонтів

Генерацій-ний вуглеводневий потенціал

Антиклі-

нальні

структури-

пасткн

Великий фонд, в тому числі милорозмірних структур

З встановленою нафтогазоносністю

Родовища

ВВ

Які знаходяться в бурінні

Підготовлені до глибокого буріння

Зпевстановленою

нафтогазоносністю

X

Перспективні

Прогнозні

НЕОБХІДНІ

Підвищена нестабільність нафтогазогеологічпих умов і процесів, яка впливає на їхню масштабність (седимснтогенез. тектоногенсз, геодинаміка, міграція, акумуляція та зберігаппя вуглеводневих накопичень) на локальному рівні, що як правило, визначає формування дрібних НГКР

Нестабільні показники процесів па локальному рівні, які визначають формування малорозмірних НГКР

г

Нестабільність (слабкість)ток-тонічної активності, яка формує мало амплітудні малороз-мірніскладки, структурні носи, аструктурні пастки

Обмеженість процесів міграції та акумуляції

Неоднорід

ний характер флюї-доупору

Невитриманість параметрів продуктивних а ластів

Таблиця.

КРИТЕРІЇ

Наявність зближених територій нафтогазових Пасток з невеликими природпими резервуарами

Показники територіальної Кількість

концентрації запасів ВВ

малорозмірних пасток в зоні

Кількість і ступень КОНЦбНіриЦІЇ

родовищ в ЗТКМ НГКР

Наявність

споживачів

Глибина залягання запасів ВВ у зоні

Кількість Площа

малороз- їхнього

мірпих розмі-

пасток щення

Ступінь

(коефіцієнт)

їхньоі

концентрації

Умови визначення та освоєння запасів

Якість запасів ВВ у зоні

Близькість газонафго-кондепсато-проводі в

Ефектив-

ність

витрат

ДОСТАТНІ КРИТЕРІЇ

Сприятливе поєднання в відмінних геологічних умовах комплексу кри теріїв, яке відповідає принципу достатності

Формування окремих родовищ і їхніх груп ілбезпечусться сполученням головних факторів: фаціально-літологічних, структуро формуючих, міграції, акумуляції ?а консервації

Тимчасова відповідність необхідних і достатніх критеріїв при домінуючій ролі одного чи кількох з них

Комплекс сприятливих

геологічних і геолого-

економічних умов

для формування

ЗТКМ НГКР

Сполучення відповідності часу формування пистки-міграції та акумуляції в ній вуглеводневих флюїдів

українського сектору виділено 23 зони (родовищ і нафтогазоперсиективних об’єктів), перспективних на пошуки вуглеводнів. З 276 структур до першої категорії перспективності були віднесені: Голицинська, Штормова, Зональна, Крайова, Безіменна, Одеська таін. До перспективних були включені 214 структур. Серед них: всі родовища; п’ять структур із 12, що перебували в бурінні; 12 із 12 підготовлених до буріння; 23 із 25 виявлених [4].

Таким чином, у 23 перспективних зонах з невеликою загальною площею зконцентровано 75% усього фонду нафтогазоперспективних об’єктів, що дозволило в результаті практичного втілення програми освоєння вуглеводневих ресурсів українського сектору Чорного і Азовського морів суттєво підвищити ефективність пошукових робіт з відкриттям нових газових родовищу Чорному морі — Одеського і Безіменного з запасами (категорія С,+С2) 11,71 млрд мата 3,26 млрд м3 відповідно [3].

Одеське газове родовище розташоване на північно-західному шельфі, є середнім за запасами. Воно розташоване на відстані 60км на південний захід від Голидинського родовища, яке перебуває на завершальній стадії розробки та у 60 км на захід від Штормового газоконденсатного родовища (див. мал. 1).

В тектонічному відношенні Одеська структура розташована на східному зануренні Кілі йсько-Зміїного підняття, в зоні зчленування його з Карні -нітсько-Північнокримським прогином. Для району характерні наявність потужних товщ карбонатів верхньої крейди (вплив верхньокрейдового Каркінітсько-Північнокримського прогину) та розвиток теригенних (піщанистих) утворень нижнього та середнього еоцену, а також майкопської серії, пов’язаних з додатніми тектонічними рухами у районі Добруджі.

В структурному відношенні Одеське підняття, можливо, є одною з ряду додатніх структур Голицинського розлому. Північно-західне крило структури за даними сейсморозвідки дуже круте (особливо Північно-Східного склепіння з кутами до 40 ). Кореляція розрізів свердловин 4, 5 і 2 вказує на наявність поперечного порушення (рис. 2, свердл. 4), яке активно проявилося в епоху пізньої крейди. По цьому порушенню південно-західна частина структури змістилась у південному напрямку на 1-1,5 км у зону більшої товщини верхньокрейдових відкладів.

Частина Одеського підняття в межах контуру газоносності має розмір 15,6x3,1 км, висота покладів збільшується з 31,0-32,6 м (верхній еоцен) до 103,7-204,3 м (верхній палеоцен).

За даними геофізичних досліджень та випробовувань свердловин Одеського родовища встановлено газоносність промислового значення у відкладах верхнього еоцену, верхнього і нижнього палеоцену. Газоносні пласти залягають у межах глибин 600-1630 метрів.

Максимальні дебіти газу 389,9 тис. м3/добу отримані з нижньопалео-ценових покладів південно-західного склепіння з інтервалу перфорації 1570-1590 метрів у сверд. 4. Всього випробувано 17 об’єктів, з яких 8 дали приплив газу.

Безіменне газове родовище в тектонічному відношенні приурочене до північно-східного схилу Кілійсько-Зміїного підняття. У відкладах нижнього

с*х4 <** а ы

Рис. 2. Одеське газове родовище. Геологічний розріз по лінії свердловин 4 5 2 [3].

палеоцену структура має північно-західне простягання і ускладнена тектонічним порушенням на півночі вздовж складки. Порушення встановлене у сверд. З на глибині 1105 метрів з амплітудою до 10 метрів, далі на північний захід воно згасає. Частина складки в межах газоводяного контакту нижньо-палеоценового покладу займає площу 5,2x2,2 км, середньоеоценового — 4x1,5 км. Промислову газоносність Безіменного газового родовища підтверджено у покладах нижнього палеоцену випробуванням сверд. 1, 2, 3 та у покладах середнього еоцену в сверд. 1 і 2. Середньоеоценовий газовий поклад водоплаваючий і складається з двох пластів: вапняка та слабкосцемен-товаиого пісковика. Продуктивні характеристики, а також дані геофізичних досліджень свердл. 1 і 2 свідчать, що виділені в розрізі два пласти істотно відмінні за геолого-промисловою характеристикою. Для слабкосцементо-ваних пісковиків характерні кращі колекторські властивості.

Абсолютновільні дебіти газу з вапняків склали 206 тис. м:,/добу, спільно вапняків і пісковиків — 2687 тис. м3/Добу.

Таким чином, аналіз геолого-промислових характеристик відкритих у північно-західній частині шельфу Чорного моря та підготовлених до комплексної дослідно-промислової розробки Одеського і Безіменного газових родовищ засвідчує правильність методичних підходів та визначення комплексу необхідних і достатніх критеріїв для відкриття родовищ вуглеводнів агрегативного типу. Близьке розташування Безіменного та Одеського газових родовищ, схожість їхніх геолого-промислових характеристик дозволяють здійснити проектування спільного облаштування і промислової експлуатації з підвищеною ефективністю (за рахунок будівництва та викорис-

тання єдиної газотранспортної мережі), а також прогнозувати відкриття в цьому районі нових родовищ, які за сукупністю запасів можуть складати агрегативний тип крупного родовища вуглеводнів.

1. Євдощук М. І. Ресурсне забезпечення видобутку вуглеводнів України за рахунок малорозмірних родовищ.— К.: Наук, думка, 1997. 279 с.

2. Євдощук М. І. Проблеми і перспективи геологорозвідувальних робіт на нафту і газ в Україні.— К.: НТП “ІІафтогазпрогноз”, 1998.— 164 с.

3. Комплексний проект дослідно-промислової розробки Одеського і Безіменного газових родовищ в акваторії Чорного моря. Автори: В. Щербина, А. Маланчук, В. Куи-чик та ін.— Харків.— 2005.— НВФ “ГЕРА ЛТД”, УкрНДІгаз.— 301 с.

4. Теоретичні основи нетрадиційних геологічних методів пошуку вуглеводнів / Євдощук М. 1., Чабаненко 1.1., Клочко В. А. та ін.— Київ: 11ТІ1 “Нафтогаз-прогноз”.— 2001.— 287 с.

5. Чебанепко І. Краюшкін R. О..Євдощук М. І. та ін. Розломно-блокова тектоніка в зв’язку з закономірностями розміщення нафтових і газових родовищ України / Материалы IV Международной конференции “Геодинамика и нефтегазоносные структуры Черноморско-Каспийского региона”, Гурзуф, 9-14 сентября 2002 г.- С. 253-254.

6. ІНнюков Е. Ф., Пасынков А. А., КлещенкоС.А. и др. Газове факелы на дне Черного моря. - Київ: ОМГОР ННПМ НАНУ; ПП “ГНОЗІС”.— 1999.- 133 с.

Зоны территориальной концентрации небольших газоконденсатных месторождений с близкими геолого-нромышленными характеристиками могут образовывать новый агрегативиый с большими и средними запасами тип месторождений, что обеспечивает повышенную эффективность поисков, разведки и эксплуатации.

Zones of territorial concentrations of small oil and gas condensate fields with similar geologic and industrial characteristics can form a new aggregative, with medium and large reserves, tipe of fields that provides higher efficiency of search, prospecting and exploitation.