УДК 553.982:550.812.14 (571.51-17)

Необходимость доразведки Южно-Тигянского нефтяного месторождения

С.М. ДАНИЛКИН (Хатангская НГРЭ)

Южно-Тигянское месторождение было открыто Нордвикской нефтегазоразведочной экспедицией Горно-геологического управления Главсевморпути в 1948 г. на северо-западе ЯАССР (рис. 1). Его изучением занимались многие исследователи.

К 1953 г. в его пределах пробурили 11 глубоких скважин общим объемом около 20 тыс. м, выполнили площадную сейсморазведку МОВ, геологическую, магнитную, гравиметрическую съемки, структурное бурение.

Коллектив Нордвикской экспедиции в трудные послевоенные годы приложил много усилий для разведки месторождения в условиях Арктики, однако вследствие прекращения работ в 1953 г. она осталась незавершенной, не были получены достоверные данные для подсчета запасов.

Материалы по геологическому строению и нефтеносности месторождения были обобщены в работах М.К. Калинко [3, 4].

Нефтяное скопление находится в центральной прогнутой части Хатангской седловины и приурочено к Тигяно-Анабарской зоне дислокаций. В строении месторождения участвуют терригенные отложения перми, триаса, юры и нижнего мела. Нижний отдел пермской системы и более древние отложения не изучены. Максимальная нефтеносность связана с песчаниками I подильинского, или XI горизонта (по М.К. Калинко), залегающего на границе между нижним и верхним отделами пермской системы. М.К. Калинко и геологи Нордвикской экспедиции относят его к кунгурскому ярусу, тогда как П.С. Воронов считает его базальным горизонтом верхней перми [1].

XI горизонт состоит из трех песчаных пластов а, б, в, разделенных маломощными прослоями, его мощность 64-81 м. Песчаники мелкозернистые, в различной степени глинистые и алевритистые, слабосцементированные глинисто-слюдисто-кремнистым и карбонатным цементом. Для горизонта характерна резкая литологическая невыдержанность даже на весьма коротких расстояниях (менее 1 км), его нефтенасыщенность зависит главным образом от емкостно-фильтрационных свойств песчаников, а не от гипсометрического положения. Открытая пористость песчаников в отдельных образцах достигает 26 %, в среднем составляя 11 %, коэффициент проницаемости - 0,068 мкм², в среднем 0,004 мкм². Наилучшими коллекторскими свойствами характеризуется средний пласт - XI^б. Намечается некоторое улучшение емкостно-фильтрационных свойств пласта в южной части площади.

Нефтяная залежь приурочена к брахиантиклинали субширотного простирания, ее размер по XI горизонту 6x19 км, амплитуда 400-600 м, складка осложнена двумя куполами - западным и восточным (рис. 2, 3), из которых второй приподнят относительно первого на 190 м.

Структура поднятия, установленная сейсморазведкой в 1945-1953 гг., в общих чертах подтверждена сейсморазведочными работами Таймырской геофизической экспедиции в 1979-1980 гг. Однако до сих пор дискуссионным вопросом остается степень нарушенности поднятия разломами. Несомненно, последние широко развиты в мезозойских отложениях, однако с глубиной число их и амплитуда перемещений по ним уменьшаются.

Из перспективной площади 90 км² глубоким бурением изучено всего 1,5 км² на западном куполе брахиантиклинали (восемь скважин) и 0,5 км² на восточном (три скважины).

Из XI горизонта получены притоки нефти 2-15 м³/сут в скв. 102, 104, более 0,1 м³/сут в скв. 105, 107, 108, 151, в скв. 101, 103, 150, 152 они не превышали десятков литров в сутки. Во всех скважинах, за исключением скв. 102, вместе с нефтью был получен фильтрат глинистого раствора, а в скв. 104, 105 смесь фильтрата и пластовой воды. В скв. 102 газовый фактор нефти составил 320, а в скв. 108 приток газа достигал 300-470 м³/сут.

Не исключено, что нефтяная залежь в районе скв. 102, 108 содержит газовую шапку.

Нефть XI горизонта характеризуется высокой плотностью (0,94-0,99 т/м³), вязкостью 43- 881 мПа-с, повышенным содержанием смол, асфальтенов (21-30%) и серы (1,2-4,5%).

Пластовое давление залежи не замерялось. По расчету оно составляет приблизительно 13,7-15,7 МПа, пластовая температура +26 ºС.

Геологи, занимавшиеся изучением Южно-Тигянского месторождения, пришли к выводу, что в присводовой части западного купола (скв. 102, 104) в XI горизонте имеется малодебитная нефтяная залежь размером 0,5Х 1,5 км, литологического типа, экранируемая зоной развития песчаников с ухудшенными коллекторскими свойствами. К восточному куполу (скв. 150-152) приурочено несколько большее скопление высоковязкой нефти, которую при тогдашних методах эксплуатации не могли извлечь.

По нашему мнению, в XI горизонте заключена нефтяная залежь, размеры которой не установлены. Практически во всех скважинах зафиксировано, нефтенасыщение XI горизонта различной интенсивности.

Нефтяное скопление, вероятнее всего, сформировалось в раннем триасе, когда только что образовавшаяся ловушка служила аккумулятором жидких УВ, которые интенсивно генерировали пермские глинистые пачки под влиянием значительного теплового прогрева, вызванного тектоно-магматической активизацией территории. Поскольку залежь образовалась на глубине 500-800 м, она сразу же подверглась окислению в зоне гипергенеза, наиболее интенсивному в пределах восточного купола брахиантиклинали. В триасово-юрское и раннемеловое время благодаря активному прогибанию площади формирование залежи продолжилось, улучшились условия ее консервации. Однако в позднемеловое - кайнозойское время вследствие резкого усиления роста и дифференциации различных блоков Тигяно-Анабарской зоны дислокаций под влиянием складчатости и орогенеза в Верхоянской и Таймырской системах вновь усилилось разрушение залежи. Об этом свидетельствуют многочисленные примазки нафтидов по трещинам в мезозойском комплексе начиная с глубины 70 м, имеющие явно эпигенетичный характер. Вместе с тем высокая газонасыщенность нефти указывает на то, что эти процессы не зашли слишком далеко.

Отсутствие в большинстве скважин промышленных притоков можно объяснить не только низкими емкостно-фильтрационными свойствами песчаников и высокой вязкостью нефти, но в значительной мере и несовершенством методики вскрытия, испытания и интенсификации притоков, конструктивными особенностями скважин.

Продуктивный горизонт вскрывался на глинистом растворе, приготовленном из низкокачественных местных глин. Параметры раствора: плотность 1,20-1,33 т/м³, водоотдача 2-5 см³/мин и даже до 12 см³ /мин. От момента вскрытия нефтенасыщенных пластов до их опробования иногда проходило несколько месяцев (скв. 101, 102, 107, 150).

Как показывают многолетняя практика и результаты исследований в области вскрытия слабопроницаемых глинистых песчаников с низким пластовым давлением, насыщенных нефтью с высоким содержанием смолисто-асфальтеновых веществ, глинистые растворы оказывают резко отрицательное воздействие на призабойную зону пласта [2]. При этом не только нефть оттесняется от приствольной части пласта, но и формируются весьма стойкие водонефтяные эмульсии, которые совместно с глинистыми частичками создают своеобразные зоны «запечатывания» пустотного пространства, весьма стойкие и практически не поддающиеся разрушению.

Перед испытанием XI горизонта скважины обсаживались «водозакрывающими» колоннами с установкой башмака несколько выше кровли горизонта. Колонны цементировались всего лишь на 200-500 м от башмака, причем из-за отсутствия данных кавернометрии расчет высоты подъема цемента был часто весьма ориентировочным. Остальное пространство за колонной заполнялось глинистым раствором, а в зоне мерзлоты - раствором хлористого натрия плотностью 1,14-1,15 т/м³ (также по расчету). Таким образом, испытание горизонта проводилось в открытом стволе в 100-170-метровом интервале. В большинстве скважин уровень снижался до глубины 1200-1500 м, т. е. практически до максимально возможных значений. Слабая оснащенность экспедиции контрольно-измерительной аппаратурой для исследования скважин не позволила ни в одной из них получить достоверные данные о гидро- и термодинамических свойствах продуктивных пластов. Фактически испытание ни одной скважины не было доведено до конца. Скв. 102 периодически в течение 5 лет находилась в пробной эксплуатации. Однако ни подбор штуцеров, ни применение НКТ не позволили добиться постоянного устойчивого дебита. За этот период дебит скважины упал с 10 до 0,5 т/сут. Это объясняется не только низкими фильтрационными свойствами XI горизонта, но и засорением скважины песком. После разбуривания песчаной пробки дебит нефти увеличивался. Подобное же засорение наблюдалось и в других скважинах.

Для интенсификации притоков в ряде скважин в испытываемом интервале взрывали торпеды. Однако положительного эффекта не добились. Кратковременное увеличение дебита наблюдалось в скв. 102 после промывки интервала горячей нефтью.

Большие сомнения вызывает получение в двух скважинах (104, 105) смеси пластовой и технической воды из продуктивного горизонта. Учитывая резкую литологическую изменчивость XI горизонта и примерно одинаковые коллекторские свойства песчаников, трудно объяснить притоки пластовых вод в двух скважинах и отсутствие их в других, где горизонт залегает примерно на тех же абсолютных отметках. Вероятнее всего, пластовая вода попала в скважину из вышележащих горизонтов при нарушении герметичности «водозакрывающих» колонн.

В скв. 104, где была получена пластовая вода, испытание осталось незаконченным из-за смятия колонны. Таким образом, ВНК залежи достоверно не установлен.

В настоящее время в Нордвикском районе вновь возобновлены нефтегазопоисковые работы. Получение непромышленного притока нефти на Суолемской площади, нефтенасыщенность керна в ряде интервалов на Суолемской и Улаханской площадях позволяют значительно расширить перспективную территорию. Одновременно выяснилось, что площади к глубокому бурению геофизическими методами подготовлены удовлетворительно.

Поэтому целесообразно вернуться к оценке промышленной значимости Южно-Тигянского месторождения. В его пределах необходимо провести сейсморазведку на площади современными геофизическими методами и пробурить две специальные скв. 109 и 153 соответственно на 1 км юго-западнее скв. 105 и на 1 км юго-восточнее скв. 150. Работы в них следует проводить в два этапа. На первом нужно вскрыть XI горизонт с помощью раствора на нефтяной основе с обязательным опробованием пластоиспытателем. В случае получения промышленных притоков нефти спустить эксплуатационную колонну и провести исследование горизонта. На втором этапе необходимо углубить скважины до 3-3,5 км для изучения нефтеносности нижних горизонтов, не вскрытых ранее.

Южно-Тигянское месторождение можно использовать как полигон для отработки методики прямых геохимических и геофизических поисков нефтяных залежей в пермских отложениях в пределах Хатангской седловины и Лено-Анабарского прогиба.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Воронов П.С. Стратиграфия, литология и перспективы нефтеносности юго-восточного побережья Хатангского залива. Л., Гостоптехиздат, 1961.

2. Гошовский С.В., Абдуладзе А.М., Клибанец В.А. Совершенствование способов вскрытия нефтегазоносных пластов, - ВНИИОЭНГ. Сер. бурение, 1983, вып. 13 (52).

3. Калинко М.К. История геологического развития Хатангской впадины. Л., Гостоптехиздат, 1959.

4. Калинко М.К. Результаты поисков и разведки нефти и газа в районе Анабаро-Хатангского междуречья (Нордвикский район).- В кн.: Нефтегазоносность севера Сибири. Л., 1958, с. 134-170.

Поступила 3/IV 1984 г.

Рис. 1. Обзорная карта Южно-Тигянского месторождения.

1- Южно-Тигянское нефтяное месторождение; 2 - Тигяно-Анабарская зона дислокаций

Рис 2. Структурная карта по кровле XI горизонта Южно-Тигянского месторождения.

1 - изогипсы кровли XI горизонта, км; 2 - глубокие разведочные скважины; 3 - сейсмопрофили MOB Таймырской геофизической экспедиции; 4 - то же, МОГТ

Рис. 3. Геологический разрез через западный купол Южно-Тигянского месторождения.

1 - песчаные породы; 2 - аргиллиты и алевролиты