В настоящее время в некоторых газоконденсатных залежах неокомских отложений на севере Западной Сибири выявлены нефтяные оторочки. Известно, что при открытии последних разведка в первую очередь должна проводиться для определения их промышленной значимости [4]. Однако исследование нефтяных оторочек осуществляется в конце детальной разведки газоконденсатных залежей, хотя уже установлено, что в некоторых пластах разведанные запасы нефти и газа соизмеримы.

При достаточно хорошей изученности газовых частей залежей, позволяющей подсчитывать запасы по категориям В и C₁, степень разведанности нефтяных оторочек значительно ниже. Положение ВНК и ГНК на большинстве залежей принято весьма условно. Так, на Заполярном месторождении при высокой разведанности газовых частей залежей (соотношение запасов газа категорий C₁ и С₂ составляет 96:4%) остались слабо изученными некоторые вопросы, имеющие важную роль при проектировании разработки. Основные из них таковы: содержание конденсата по отдельным залежам, характер и условия залегания нефтяных оторочек, их площадное распространение. Почти по всем залежам притоки нефти получены в единичных скважинах, но принимается, что нефтяные оторочки существуют по всей залежи. Если же нефтяные оторочки распространены не повсеместно, а развиты только на отдельных участках продуктивной толщи, как это отмечается на Уренгойском месторождении, то такой подход может привести к большому завышению величины запасов и промышленного значения нефтяных оторочек.

В связи с этим важно выбрать правильную методику опоискования и разведки нефтяных оторочек.

На Ямбургском месторождении в настоящее время нефтяные оторочки не вскрыты и не опробованы. Однако в ряде залежей установлено большое содержание конденсата в газе. Из пласта БУ₄ выход стабильного конденсата составил 183 см³/м³, в пластах БУ₈³ и БУ₃ он достигает 236-270 см³/м³. Конденсаты по групповому составу относятся к метановому и метано-нафтеновому типам. Отмечается высокое содержание ароматических УВ (до 2,3 % и более). По данным работы [3], газоконденсатные залежи с содержанием С₅ + высш. более 1,75 % и выходом стабильного конденсата свыше 80 см³/м³ обычно связаны с нефтяными оторочками различного промышленного значения или являются газовыми шапками над нефтяными залежами. Кроме того, в пласте БУ₈³ содержание конденсата увеличивается вниз по пласту.

При испытании скв. 101 в интервале 3048-3051 м (абсолютная отметка -3021 ...-3024 м) получен фонтан газа дебитом 146,3 тыс. м³/сут на 12-мм штуцере, газоконденсатный фактор составил 137,7 см³/м³. В скв. 104, расположенной ближе к контуру газоносности, в интервале 3144-3152м (абсолютная отметка -3115...-3123 м) дебит газа при тех же условиях равен 172,5 тыс. м³/сут, газоконденсатный фактор 149,5 см³/м³.

И газоконденсатных залежах, не имеющих нефтяной оторочки, при невысоком этаже газоносности независимо от положения скважин на структуре выход конденсата остается практически одинаковым. При его возрастании к контуру газоконденсат ной залежи возможна нефтяная оторочка [3]. При большом содержании конденсата в газе и высоком проценте ароматических УВ увеличение стабильного конденсата к контуру газоносности в пласте БУ₈³ свидетельствует о наличии нефтяной оторочки. Небольшой объем исследований на газоконденсатность не позволил проанализировать его изменение по другим залежам Ямбургского месторождения.

При испытании залежи пласта БУ₈^1-2 в скв. 24 из интервала 2882-2892 м (абсолютная отметка -2838,3 ... -2848,3 м) получен слабый приток газа с нефтью. Дебит гада на 10-мм штуцере составил 4,5 тыс. м³/сут, нефти 2,36 м³/сут. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная. ГВК опробованием не установлен и проводится по данным промысловой геофизики в скв. 109 на абсолютной отметке -3190 м.

Получение нефти в скв. 24 недалеко от зоны выклинивания коллекторов связано, по-видимому, с блокированной залежью нефти, так называемым “нефтяным останцом” [5]. Возможно, залежь пласта БУ₈^1-2 имеет также нефтяную оторочку на крыле.

Пласт БУ₈^1-2 представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов с частым их замещением, что создает предпосылки для образования линзовидных и полулинзовидных тел. Об этом, в частности, свидетельствуют результаты опробовании скв 101, расположенной почти в своде структуры. Из интервала с абсолютной отметкой 2904,2- 2972,2 м. что на 217.8 м выше принятого ГВК (?). получен приток газа со значительным количеством воды (дебит 121,5 м³/сут).

Следовательно, основные задачи доразведки и подготовки к разработке залежей пластов БУ₈^1-2 и БУ₈³ - это поиски нефтяной оторочки, установление ее промышленного (или непромышленного) значения и изучение неоднородности пласта. Эти задачи относятся также к залежам других пластов неокомского комплекса на Ямбургском месторождении. Отмечено, что и по другим месторождениям севера Тюменской области неокомские отложения характеризуется значительной неоднородностью.

На возможность обнаружения нефтяных оторочек в пластах БУ₈^1-2-БУ₈³ указывают результаты опробования этих же пластов на расположенном к востоку Юрхаровском месторождении, где в продукции скв. 93 и 97 отмечались пленки нефти. Вероятно, здесь миграция нефти и газа в неокомских отложениях шла с востока на запад, о чем, в частности, свидетельствует наличие блокированных залежей нефти и скоплений воды в зоне выклинивания коллекторов в западных частях структур.

В связи с этим для опоискования нефтяных оторочек целесообразно пробурить ряд разведочных скважин в приконтурной зоне несколько восточнее принимаемого в настоящее время контура газоносности.

Анализ опыта разведки месторождений и залежей с нефтяной оторочкой показал, что достаточно надежное опоискование нефтяной оторочки возможно при бурении профиля из двух-трех скважин, причем желательно, чтобы одна из них вскрыла приконтактную зону, а другая -участок с максимальной нефтенасыщенной мощностью. Расстояния между скважинами должны быть небольшими, близкими к рассстояниям между эксплуатационными скважинами [4]. Профиль разведочных скважин следует размещать на участке с максимальной шириной и высотой нефтяной оторочки. Если она не будет обнаружена, то ее не следует искать н в других частях структуры [4].

Для нижней части продуктивного разреза исследуемых отложений характерно развитие литологически ограниченных ловушек. Увеличение эффективной мощности, пористости и проницаемости этих пород происходит в восточном направлении, а в западном - частичная либо полная глинизация пластов [2, 6]. Поэтому поперечный профиль разведочных скважин для поисков нефтяных оторочек следует размещать к востоку от скважины, давшей приток нефти.

При наличии нефтяных оторочек в первую очередь следует решить вопрос о промышленном их значении и уточнить их геологическое строение. В зависимости от этого устанавливают сроки ввода в разработку газоконденсатных частей залежей и темпы добычи газа и конденсата [1].

Для разведки нефтяных оторочек, в частности на Уренгойском месторождении, планировалась система взаимопересекающихся профилей [7]. Однако методика разведки неокомских пород осталась такой же, как сеноманских, хотя геологическое строение их существенно различается.

Расположение скважин для разведки нефтяных оторочек по предполагаемому периметру нефтеносности оказалось малоэффективным и не позволило выявить зоны наибольшей продуктивности. К тому же “отклонения от проекта в местонахождении скважин, объемах и объектах испытания не способствовали улучшению качества работ, а привели к бурению скважин, без которых вполне можно было обойтись” [7, с. 35].

Решающее значение при разведке газонефтяных залежей имеет качество результатов опробований пластов. Так, почти из 90 опробованных объектов, приходящихся на интервалы нефтяных оторочек газоконденсатнонефтяных залежей Уренгойского месторождения, чистая нефть получена лишь в 15 интервалах, что составляет около 16 % всего объема опробований. На Заполярном месторождении практически ни в одной скважине чистая нефть не была получена.

Важно также при разведке неокомских залежей проводить поинтервальное опробование (через 3- 5 м), поскольку в условиях литологически неоднородного разреза большие интервалы испытания (например, до 12 м в скв. 39 Заполярного месторождения) не позволяют однозначно судить о положении ГНК и ВНК.

В связи с этим равномерное площадное размещение разведочных скважин и особенно 'вдоль контура нефтегазоносности в условиях сложного строения неокомской толщи существенно затягивает сроки разведки как газоконденсатных частей залежей, так и нефтяных оторочек и снижает ее эффективность. Нефтяные оторочки Уренгойского, Заполярного, Песцового и других месторождений, как правило, имеют высоту до 25 м и в плане достигают ширины 2-5 км. Причем отмечено, что на Уренгойском месторождении они развиты на отдельных участках залежей и применяемая площадная система разведки не обеспечивает вскрытия нефтяных частей залежей в оптимальных условиях, хотя и предусматривает бурение большого числа скважин. При этом, несмотря на более плотную сетку скважин, периферийные участки оказываются разведанными менее детально.

1. Неширокие нефтяные оторочки, распространенные в неокомских отложениях северных месторождений Западной Сибири, могут быть вскрыты короткошаговым профилем из двух-трех скважин, ориентированным в направлении максимально возможного развития оторочки.
2. Для надежного определения высотного положения контактов, допустимого безводного и безгазового дебита, выдержанности глинистых экранов в кровле и подошве нефтеносного пласта, размеров высокопродуктивных участков целесообразно располагать скважины профилями поперек выявленных оторочек.
3. Интервалы опробования продуктивных горизонтов в разведочных скважинах не должны превышать 3-5 м.
4. При разведке газовой части литологических экранированных залежей наиболее интересны участки развития максимальных эффективных газонасыщенных мощностей. Зоны замещения характеризуются небольшими эффективными мощностями (достигают 2-3 м, иногда 5 м) и, хотя имеют значительные площадные размеры, доля связанных с ними запасов невелика, не более 10 %. Поскольку в области развития малых эффективных мощностей бурение сетки эксплуатационных скважин производиться не будет, такие участки залежи целесообразно разведывать менее детально, не затрачивая разведочный метраж на изучение участков с низкими удельными запасами на единицу продуктивной площади.

1. Вопросы рациональной методики разведки газовых залежей и месторождений. - Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений/И.П. Жабрев, А.Л. Козлов, В.И. Ермаков и др. М., ВНИИЭгазпром, 1977, № 2, с. 1-6.
2. О литологических залежах углеводородов на севере Западной Сибири/А.Л. Наумов, Т.М. Онищук, Н.П. Дядюк и др. - Геология нефти и газа, 1979, № 8 , с. 15-19.
3. Прогнозирование нефтяной оторочки в газоконденсатном пласте по составу природного газа/А.С. Великовский, В.П. Савченко, Я.Д. Савина и др. - Газовая промышленность, 1965, № 9, с. 1-7.
4. Савченко В.П., Зыкин М.Я. О методике разведки газовых залежей с нефтяной оторочкой. - Геология нефти и газа, 1966,№ 12 , с. 7-10.
5. Савченко В.П. Формирование, разведка и разработка месторождений газа и нефти. М., Недра, 1977.
6. Сидоренков А.И., Высоцкий В.Н., Валюженич З.Л. Некоторые закономерности размещения литологически экранированных залежей углеводородов в валанжин-готеривских отложениях Западной Сибири. - Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1978, вып. 132, с. 24-31.
7. Тихомиров Ю.П., Конюхов В.И., Огнев А.Ф. Геологическое строение и опыт разведки газоконденсатнонефтяных и газоконденсатных залежей неокома Уренгойского месторождения. - Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1978, вып. 134, с. 10-35.