К оглавлению

УДК 622.276(571.16)

Роль Пудинского нефтегазодобывающего района Томской области в топливно-энергетическом комплексе Западной Сибири

Э.M. ХАЛИМОВ, И.Ф. ЕФРЕМОВ, А.И. СТЕПАНОВ (ВНИИ)

В настоящее время Западная Сибирь - главная нефтегазоносная провинция, обеспечивающая развитие добычи нефти и газа в стране. Основной объем добываемой здесь нефти приходится на месторождения, расположенные в Среднеобской НГО. Определенную роль в увеличении добычи нефти играют и месторождения Шаимско-Красноленинского нефтегазоносного района, приуроченного к западной части низменности. Очевидно, что и Среднеобская НГО и Шаимско-Красноленинский район в ближайшем будущем останутся ведущими в добыче нефти. Однако она должна развиваться и в тех районах Западно-Сибирской низменности, где для этого имеется соответствующая база (выявленные промышленные скопления нефти, а также наличие перспективных земель для открытия новых нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений).

Одним из таких районов является южная часть Томской области и прилегающая к ней северная территория Новосибирской области. Этот район условно (по пос. Пудино) может быть назван Пудинским нефтегазодобывающим районом (НГДР). Он занимает площадь около 80 тыс. км² и характеризуется общностью геологического строения слагающих пород, единством природно-климатических условий и экономических связей.

Геологическое строение района по материалам полевой геофизики и глубокого бурения характеризуется наличием двух структурных этажей - нижнего, включающего доюрские (палеозойские) отложения, и верхнего, представленного мезозойскими, третичными и четвертичными породами. Нижний структурный этаж имеет более сложное строение, в нем развиты дизъюнктивные нарушения. Доюрские (палеозойские) отложения нижнего структурного этажа вскрыты примерно 250 скважинами, из которых семь прошли до 1000 м и более. Это в основном плотные карбонатные породы.

На отдельных площадях в кровельной части палеозойских отложений отмечается наличие коры выветривания мощностью от единиц до 50 м. Залегающий выше комплекс, включающий юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные осадки, имеет мощность от 2400 м на положительных структурах до 3500 м и более во впадинах. Представлены они в основном терригенными породами: глинами, песчаниками, алевролитами. Промышленные скопления УВ установлены в юрских отложениях (продуктивные горизонты Ю₁ - Ю₄, Ю₆, Ю₇), коре выветривания палеозойских пород (горизонт М) и непосредственно в палеозойских образованиях (горизонты M₁-М₁₀).

Рассмотрение фактических материалов по месторождениям Пудинского НГДР позволило выявить следующие основные особенности: а) большинство месторождений характеризуется многопластовостью, при этом в разрезах отдельных месторождений установлено до пяти продуктивных горизонтов; б) в разрезах ряда месторождений отмечается наличие одновременно нефтяных и газовых залежей; на некоторых месторождениях (Лугинецкое, Калиновое и др.) выявлены также нефтегазовые залежи; в) газовые залежи и газовые шапки характеризуются, как правило, наличием конденсата, имеющего промышленное значение; г) все продуктивные горизонты, установленные на месторождениях как в юрских, так и в палеозойских отложениях, отличаются резкой изменчивостью коллекторских свойств по площади и разрезу, что обусловливает получение самых различных притоков нефти - от единиц до десятков кубических метров в сутки; д) большинство продуктивных горизонтов характеризуется низкими коллекторскими свойствами и небольшими эффективными мощностями; е) из общей величины запасов промышленных категорий, выявленных на месторождениях, 78 % содержится в юрских продуктивных горизонтах и 22 % в коре выветривания и палеозойских отложениях.

Большая часть перспективных запасов нефти на месторождениях связывается с палеозойскими отложениями и корой выветривания. Такие запасы выделены на девяти месторождениях.

Открытие новых залежей нефти в юрских породах следует ожидать в западной и центральной частях Нюрольской впадины, в районе Мыльджинского, Лугинецкого и Соболиного месторождений; в верхней части палеозойских отложений - на центральном и юго-восточном участках Пудинского района.

По данным ПГО Томскнефтегазгеология, при сохранении достигнутых объемов работ полевой геофизики и глубокого поисково-разведочного бурения в Пудинском НГДР до 2000 г. можно ожидать ежегодную подготовку сейсморазведкой до десяти новых площадей под поисковое бурение. Однако без отработки методики поиска и разведки нефти и газа в верхней части палеозойского разреза темпы прироста запасов нефти могут снизиться.

Поскольку продуктивные горизонты характеризовались преимущественно низкой проницаемостью (от 0,001 до n*10^-2 мкм²), опробование, как правило, производилось при сравнительно высоких депрессиях, которые в отдельных случаях доходили до 16 МПа и более. На Игольском и Таловом месторождениях при опробовании продуктивного горизонта Ю₁ притоки нефти дебитом 23-47 м³/сут удавалось получать при депрессиях 11-12 МПа, на Западно-Останинском и Шингинском месторождениях - соответственно 50,6 и 29 м³/сут при депрессиях 12,7 и 16 МПа, на Калиновом месторождении - 105 м³/сут при депрессии 10,4 МПа, на Карайском месторождении - всего лишь 15 м³/сут при депрессии 9 МПа.

Из всех юрских горизонтов наименее продуктивны Ю₄ и Ю₇. Притоки нефти по ним в большинстве случаев составляли 2-3 м³/сут при депрессиях 13,6-22,5 МПа. Из продуктивного горизонта М, приуроченного к коре выветривания палеозойских пород, на Останинском месторождении получен приток нефти 32,5 м³/сут при депрессии 11,3 МПа, на Северо-Останинском месторождении - 71 м³/сут при депрессии 8,4 МПа, на Северо-Калиновом - 128 м³/сут при депрессии 12,8 МПа.

Таким образом, величина депрессии при опробовании палеозойских продуктивных отложений (горизонты M₁-М₁₀), как правило, находилась в пределах 11-16 МПа. При этом дебиты нефти колебались от 12 до 22 м³/сут.

Все продуктивные горизонты на месторождениях Пудинского района, представленные как пористыми терри- генными породами (Ю₁-Ю₄, Ю₆ и Ю₇), так и плотными трещиноватыми известняками (M₁-М₁₀) и пористо-трещиноватыми породами коры выветривания (М), относятся к классу низкопроницаемых и низкопродуктивных коллекторов, что существенно осложняет их разработку. Низкая проницаемость продуктивных горизонтов (0,002-0,07 мкм²) в сочетании с небольшой нефтенасыщенной мощностью пластов обусловливает сравнительно невысокие дебиты нефти и жидкости в большинстве скважин. Из-за малой начальной нефтенасыщенной мощности пластов удельные извлекаемые запасы нефти на единицу площади также сравнительно невелики.

Выработка запасов нефти на ряде залежей будет осложнена также наличием значительных по размерам газовых шапок и малым этажом нефтяных подгазовых зон, составляющим не более 20 м (залежь пласта Ю₁ Лугинецкого месторождения). Продуктивные пласты юрского возраста, особенно пласты группы М, сильнопрерывистые. Это не позволяет применять сравнительно редкие сетки скважин. Благоприятна для разработки всех нефтяных залежей и нефтяных зон на месторождениях района относительно небольшая вязкость нефти (максимальная 2,8 мП*с, пласт М Калинового месторождения).

Перечисленные особенности геологофизической характеристики месторождений определяют единый подход к выбору систем их разработки, основные принципы которых были заложены в схемах опытной эксплуатации ряда месторождений (Игольское, Нижнетабаганское, Верх-Тарское, Калиновое и др.) и технологической схеме разработки Лугинецкого месторождения, составленных в СибНИИНП в 1978-1981 гг.

Поскольку установлена низкая проницаемость коллекторов, по всем залежам намечено осуществлять внутриконтурное заводнение с размещением скважин по площадной 9-точечной системе. Запроектирована квадратная сетка скважин с шагом 500 м. Более плотная сетка вряд ли будет приемлема из экономических соображений, а при более редких сетках эффективность охвата воздействием и заводнением даже при площадной системе будет низкой. Сетка скважин 500X500 м рассчитана в основном на одноэтапное разбуривание залежей. Корректировать процесс разработки в случае необходимости можно путём усиления системы заводнения, что при 9-точечной площадной системе вполне возможно.

Развитие добычи нефти и газа в Пудинском районе основывается на выявленных здесь запасах промышленных категорий. Район располагает достаточно надежной сырьевой базой для организации добычи нефти и газа.

При составлении концепции развития нефтегазодобычи в Пудинском районе целесообразно исходить из следующих основных предпосылок: постепенного наращивания и длительной стабилизации объемов добычи нефти по объединению Томскнефть в целом; равномерного вовлечения в разработку разнородных по величинам запасов и продуктивности месторождений в соответствии со строительством межпромысловых коммуникаций и объектов обустройства; вовлечения в разработку газовых месторождений и обеспечения добычи конденсата; интенсивного наращивания объемов буровых работ в Пудинском районе в XII-XIII пятилетках с использованием буровых мощностей по мере их освобождения из Стрежевского и Васюганского районов Томской области в конце XII и особенно в больших количествах в XIII и XIV пятилетках.

При выборе вариантов возможной динамики добычи нефти (отличающихся темпами бурения, последовательностью ввода месторождений в разработку, темпами строительства коммуникаций) за базисный целесообразно принять вариант, основанный на темпах строительства дорог, коммуникаций и нефтепромыслов, близких к реальным, рассчитанным с учетом сложившейся в области практики развития нефтедобычи.

Планируемые темпы наращивания объемов буровых работ и добычи нефти в Пудинском районе могут быть сравнимы с темпами освоения нефтяных месторождений соседнего Васюганского нефтегазоносного района, который как по геологическим, так и по природно-климатическим условиям близок к рассматриваемому району.

В 1983 г. введено в пробную эксплуатацию, а в 1984 г. в промышленную разработку Лугинецкое нефтегазоконденсатное месторождение. Для обеспечения постоянного наращивания добычи нефти по Пудинскому району в XII пятилетке предусматривается построить магистральный нефтепровод на запад области и ввести в промышленную разработку Игольское, Карайское и Западно-Карайское месторождения. В дальнейшем намечается ввести в разработку Верх-Тарское, Мало-Ичское, Северо-Калиновое, Герасимовское, Калиновое, Мирное, Нижнетабаганское месторождения. По мере завершения разбуривания Лугинецкого месторождения предусматривается ввести в промышленную эксплуатацию близко расположенные месторождения - Шингинское, Верхнесалатское и Соболиное. Исходя из увеличивающихся потребностей в газе Томской, Кемеровской и Новосибирской областей намечается ввод в разработку в XII пятилетке Мыльджинского, Казанского, Северо-Васюганского, Останинского газовых месторождений и др.

Развитие нефтегазодобывающей промышленности Пудинского района в период до 2000 г. можно осуществлять путем ввода в промышленную разработку открытых месторождений, а также за счет освоения и ввода в разработку перспективных площадей, открываемых в результате проведения поисково-разведочных работ.

Выводы

1. Наличие открытых нефтяных и нефтегазовых месторождений, величина запасов УВ промышленных категорий, а также перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа свидетельствуют о значительных возможностях Пудинского НГДР в отношении дальнейшего развития добычи нефти и газа в Западной Сибири.

2. По сравнению с соседними нефтегазоносными районами (Васюганский и Стрежевский) Пудинский НГДР характеризуется более сложными условиями залегания УВ и их разработки, большей глубиной залегания продуктивных горизонтов (на 200-300 м) и несколько меньшей их продуктивностью. Однако здесь более благоприятна для разработки месторождений вязкость нефти.

3. Обеспеченность добычи суммарными запасами нефти, конденсата и газа на длительный срок, а также ввод в разработку на основе передовой техники и технологии таких месторождений, как Игольское, Лугинецкое, Карайское, Верх-Тарское, Нижнетабаганское, Северо-Калиновое, Останинская группа и др., позволяет создать благоприятные условия для рациональной организации бурения и добычи на остальных месторождениях района.