|
УДК 553.98:550.812:551.73(571.1) |
О рациональном направлении освоения верхней части перспективного доюрского нефтегазоносного комплекса Западной Сибири
В.С. БОЧКАРЕВ (ЗапСибНИГНИ), Э.X. ЯГОФАРОВ, И.А. МАНУЙЛОВА (ВНИГНИ)
В настоящее время сложилась своеобразная ситуация с исследованием доюрского нефтегазоносного комплекса Западной Сибири. Несмотря на огромный объем проведенных поисково-разведочных работ, доюрские образования остаются весьма слабоизученными, в том числе и в районах, где они залегают на технически вполне доступных глубинах. Есть целый ряд месторождений, где ни одна из скважин не вскрыла доюрские породы (Ореховское, Ермаковское, Муравленковское, Ватьеганское и др.) На большинстве разведанных и разрабатываемых месторождений лишь отдельные скважины проходят мезозойско-кайнозойский чехол и вскрывают доюрскую часть разреза-па глубину единицы или первые десятки метров.
Явно недостаточно внимания уделяется доюрской части чехла и при проведении сейсморазведочных работ - не всегда прослеживаются отражающие горизонты, нерегулярно строятся карты по ним. В Широтном Приобье лишь для единичных площадей построены такие карты, например для Тагринского и Киев-Еганского месторождений. На ряде разведочных площадей севернее Сибирских увалов осуществлены построения по триасовым горизонтам.
Несмотря на это, в доюрском мегакомплексе открыт ряд залежей нефти (Мало-Ичская, Урманская, Чкаловская и другие площади), установлены интенсивные нефтегазопроявления (Новопортовская, Фестивальная, Нижнетабаганская и др.). Притоки нефти получены из глубокозалегающих пород палеозоя на Еллей-Игайской, Тамбаевской и Мало-Ичской площадях [3-5].
В палеозойском комплексе отмечается чередование зон, представляющих собой то полосы преобладающего ортогеосинклинального типа, то зоны пологого залегания преимущественно терригенно-карбонатных платформенных образований [2,6]. Из них получены интенсивные притоки нефти, газа и воды; дебиты последней достигают 1000- 2000 м3/сут (Бованенковская, Водораздельная и другие площади). Приконтактная зона палеозойского комплекса на целом ряде месторождений оказалась также нефтегазоносной за счет развития коры выветривания, кавернозности и прилегания низов юрских и триасовых отложений. В отдельных случаях дебиты УВ из этих зон выше, чем из продуктивных пластов юры и мела: на Ханты-Мансийской (Горелой) площади притоки нефти составили 426 т/сут (5) (рис. 1).
Залегающие несогласно на палеозойских образованиях толщи юры сильно меняются по мощности и фациально. В направлении прогибов и впадин увеличивается и стратиграфическая полнота разреза (рис. 2), а на севере Среднеобской области, в северных областях и на юго-востоке Западно-Сибирской равнины под юрскими отложениями установлен новый осадочный комплекс триасового возраста - тампейская серия [2, 3]. Из нее также получены притоки нефти (Карайское, Чкаловское месторождения, Колпашевская, Крыловская и другие площади). В 1983 г. выявлена газоконденсатная залежь в коре выветривания палеозоя, перекрытой породами триаса, на Северо-Варьеганском месторождении.
Таким образом, намечаются три основных направления работ по перспективам нефтегазоносности доюрских образований в пределах Западной Сибири: в зонах, представленных палеозойскими слабометаморфизованными преимущественно терригенно-карбонатными отложениями, в пределах распространения триасового комплекса, обогащенного песчано-алевритовыми породами, а также на участках развития трещинно-кавернозных зон выветривания донорских комплексов.
По существу, по всем перечисленным выше направлениям работы уже ведутся предприятиями. Мингео СССР и Миннефтепрома, однако объемы исследований очень невелики, особенно в районах Тюменской области, где в последние годы не пробурено ни одной параметрической скважины, а отработка сети региональных сейсмических профилей МОГТ в наиболее перспективных центральных и северных нефтегазоносных областях Западной Сибири, выполняемая Главтюменьгеологией и другими организациями, должна завершиться лишь в следующей пятилетке. В этих условиях активизацию изучения нефтегазоносности доюрских комплексов наиболее рационально проводить в районах разрабатываемых месторождений, прежде всего в наиболее выраженных в структурном плане по отложениям, приближенным к нижней части мезозойского чехла.
В пользу такого предложения могут быть приведены следующие доводы.
1. Для большинства месторождений Западной Сибири установлена закономерность последовательного увеличения амплитуды структур вниз по разрезу (от мела к низам юры), что при широком распространении процессов унаследованного развития позволяет надеяться на существование положительных структурных форм и по доюрским образованиям. Имеющиеся сейсморазведочные материалы по единичным площадям подтверждают это положение (Тагринское и Киев-Еганское месторождения).
2. Работы по изучению нефтегазоносности доюрских образований в пределах разрабатываемых месторождений можно проводить при относительно меньших затратах, чем на новых площадях: минимизируются ассигнования на наземное обустройство, иногда можно использовать результаты предыдущих работ по изучению структурных условий залегания продуктивных горизонтов и т. д.
3. При получении нефти (газа) вновь открытые залежи в доюрских образованиях могут быть сразу введены в разработку. В то же время скважины, давшие воду или оказавшиеся сухими, целесообразно перевести на эксплуатацию юрских или меловых залежей, т.е. по существу будет ликвидирована лишь нижняя часть скважины и степень риска при бурении ограничится интервалом от эксплуатируемых объектов до забоя, в пределах Среднего Приобья он не превышает 500-700 м.
Выбор месторождений, на которых проводятся работы по изучению доюрских комплексов, предлагается осуществлять так, чтобы последовательно наращивалась степень региональной изученности нефтегазоносности этих образований на основе полного учета всего имеющегося геофизического и геологического материала.
При выявлении скоплений нефти (газа) в палеозойских или триасовых отложениях, а также в коре выветривания ввод их в разработку позволит при относительно малых затратах на обустройство получить информацию об их промышленной ценности, что на разведочных площадях может стоить значительно больше.
Для уточнения структурного положения скважин, нацеленных на изучение нефтегазоносности доюрских комплексов, необходимо выполнить следующие работы.
1. Рассмотреть имеющиеся по району рекомендуемых для изучения доюрских отложений скважин сейсморазведочные материалы (особенно полученные в последние годы с применением МОВ-МОГТ), оценить степень прослеживаемости отражающих горизонтов для определения возможности структурных построений по поверхностям, приуроченным к доюрским комплексам.
2. Отработать единичные сейсморазведочные профили, проходящие через эти скважины, изучить доюрскую часть чехла методом МОГТ или разрабатываемым в Западно-Сибирском отделении ВНИИгеофизики методом ОГП (общей глубинной площадки).
3. Осуществить привязку всех возможных отражающих горизонтов в доюрской части разреза к соответствующим стратиграфическим уровням (литологическим разделам), провести структурные построения по этим уровням.
Для получения полноценной информации о емкостно-фильтрационных характеристиках палеозойско-триасовых пород наряду с работами, рекомендуемыми в параметрических скважинах, целесообразно провести широкий комплекс исследований, предусматривающих, в частности: а) последовательное испытание узких интервалов с дебитометрией (расходометрией), в том числе для интервалов с неопределенной промыслово-геофизической характеристикой; б) работы по интенсификации притоков, например соляно-кислотные обработки для интервалов, представленных карбонатными породами; в) осуществление контроля за испытанием по методике, разработанной во ВНИИГИСе, «каротаж - испытание-каротаж».
Исходя из вышеизложенного первоочередными объектами для изучения доюрских комплексов, на которых целесообразно провести геофизические работы и бурение, представляются следующие разрабатываемые нефтяные месторождения Среднего Приобья: Аганское, Варьеганское, Вынгапурское, Черногорское, Муравленковское, Правдинское, Покамасовское, Покачевское, Самотлорское, Тарасовское, Холмогорское. Этот перечень учитывает палеогеологические условия залегания доюрских комплексов Среднего Приобья и прочие результаты ранее проведенных исследований.
Бурение на каждом из перечисленных месторождений единичных скважин глубиной от 3200 (Аганское, Самотлорское) до 4400 м (Муравленковское, Тарасовское) позволит вскрыть в благоприятных структурных условиях доюрскую часть разреза на 300-500 м, что несколько превышает высоту структур по отражающему горизонту Б. В связи с тем, что скважины в основном параметрические, планировать прирост запасов по ним нецелесообразно. Параметрическое бурение наряду с сейсмическими исследованиями и комплексом промыслово-геофизических работ позволит изучить структурно-тектонические условия доюрских образований, характеристику коллекторских толщ, их продуктивность. Проведение работ на эксплуатируемых месторождениях приведет к относительному сокращению затрат и максимально повысит геологоэкономическую эффективность этих работ.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Максимов С.П., Дикенштейн Г.X. О возрасте складчатого основания Западно-Сибирской плиты и возможном распространении платформенных нефтегазоносных комплексов палеозоя в ее пределах.- Геология нефти и газа, 1981, № 9, с. 6-11. (По данной ссылке статья отсутствует. Возможно Геология нефти и газа, 1979, № 7)
2. Методы тектонического анализа нефтегазоносных областей Западной Сибири/ В.С. Бочкарев, Е.М. Максимов, М.И. Мишульский, Ю.Н. Федоров.- Труды ЗапСибНИГНИ. М., 1980, вып. 152, с. 1 -193.
3. Основные критерии прогноза нефтегазоносности доюрских отложений молодых плит/ В.А. Бененсон, Н.П. Запивалов, Н.Я. Кунин и др.- Сов. геология, 1978, № 5, с. 16-27.
4. Проблемы нефтегазоносности палеозоя на юго-востоке Западно-Сибирской низменности. Под. ред. А.А. Трофимука, В.С. Вышемирского. Новосибирск, Наука, 1976.
5. Ровнин Л.И., Низьев В.А., Овчаренко А.В. Результаты геологоразведочных работ на нефть и газ в организациях Мингео РСФСР и задачи на одиннадцатую пятилетку и перспективу.- Геология нефти и газа, 1982, № 12, с. 8-15.
6. Триасовая рифтовая система Западно-Сибирской плиты, ее влияние на структуру и нефтегазоносность платформенного мезо-кайнозойского чехла/ В.С. Сурков, А.А. Трофимук и др.- Геология и геофизика, 1982, № 8, с. 3-15.
7. Фаин Ю.Б., Шмелев А.К., Бикбулатов Б.М. О перспективах нефтегазоносности доюрских образований в Западной Сибири.- Геология нефти и газа, 1975, № 2, с. 8-11.
Рис. 1. Схематический разрез фундамента Ханты-Мансийской впадины (составил В.С. Бочкарев, 1983 г.).
1 - ортоплатформенный чехол; 2 - терригенные толщи; 3 - известняки, мергели; 4 - вулканомиктовые песчаники; эффузивы: 5 - основного состава, 6 - среднего, 7 - кислого; 8 - региональные несогласия; 9 - притоки нефти; 10 - преломляющие границы, полученные методом ОГП (П2 - поверхность промежуточного этажа; Ф - поверхность предполагаемого фундамента, по В.К. Монастыреву и Ю.В. Ознобихину)
Рис. 2. Временной разрез Ханты-Мансийской впадины по линии Нялинская структура - Январское поднятие (по И.А. Гавриленко, В.И. Соколову с дополнениями В.С. Бочкарева).
СК - сейсмические комплексы; Г, М и Б - отражающие горизонты, соответственно приуроченные к поверхностям сеномана, баррема и волжского яруса; dБ - быстринская пачка (подошва баррема). Скв. 14 вскрыла дациты (палеозой), скв. 15 - диабазы (палеозой), скв. 17 - базальты (триас, туринская серия)