Библиотека Дамирджана - Геология нефти и газа - 2006

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ГЛУБОКОПОГРУЖЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ ПО ДАННЫМ СВЕРХГЛУБОКОГО БУРЕНИЯ

Т.В. Белоконь-Карасева, С.Е. Башкова, Г.Л. Беляева, Ю.А. Ехлаков (ФГУП КамНИИКИГС), В.И. Горбачев (ФГУП НПЦ “Недра")

Проблема перспектив нефтегазоносности глубокозалегающих отложений севера Западной Сибири все более актуальна по мере исчерпания запасов в верхних слоях и до сих пор является предметом дискуссий. Относительно высокая степень изученности верхних горизонтов в комплексе с недостаточным приростом запасов УВ приводит к необходимости более детального подхода к проблеме поиска месторождений нефти и газа в глубокопогруженных отложениях (> 4 км), в частности в триасовых и нижнеюрских комплексах. Бурение глубоких и сверхглубоких скважин, особенно Тюменской (забой 7502 м), в Уренгойском нефтегазоносном районе в осевой части Нижнепурского мегапрогиба позволило расширить представления не только о геологическом строении, нефтегазоносности и составе глубинных пород, но и подойти к определению количественных параметров УВ-ресурсов.

Тюменская сверхглубокая скважина (СГ-6) - самая глубокая среди скважин в осадочных бассейнах России. Применение разработанных в КамНИИКИГСе с ФГУП НПЦ “Недра” системы комплексных исследований пород и флюидов и методологии научного сопровождения бурения глубоких и сверхглубоких скважин дало возможность получить значительный объем качественно новой информации. Выполненный широкий комплекс ГИС, большой объем отобранного глубинного керна (около 1400 м), детально изученного на микропетрографическом, молекулярном и изотопном уровнях, широкий спектр исследований газов различных форм обеспечили объективную основу для геологических реконструкций и оценки перспектив глубоких горизонтов. Главные результаты, достигнутые при бурении и исследовании Тюменской скважины, заключаются в следующем (Белоконь Т.В., 1998; Горбачев В.И., Белоконь Т.В., Попов С.Г., 2003; Карасева Т.В., Горбачев В.И., Келлер М.Б., Пономарев В.А., 1996; Хахаев Б.Н., Горбачев В.И., Сутягин В.А. и др., 2001; Ехлаков Ю.А. и др., 2001; [6]):

·впервые для севера Западной Сибири вскрыт и детально изучен наиболее полный разрез триасовых и юрских отложений;

·опровергнуты представления о непрерывном уплотнении терригенных пород и отсутствии коллекторов на больших глубинах; установлена значительная роль процессов разуплотнения; коллекторы разного типа ниже 5 км зафиксированы как в осадочных отложениях, так и в магматических толщах триаса; установлены новые тенденции и закономерности развития коллекторов на больших глубинах;

·выявлено развитие региональных и зональных флюидоупорных толщ в юрских и триасовых отложениях; получены данные, указывающие на доминирование в глубокопогруженных отложениях неструктурных ловушек УВ;

·нефтегазоматеринские породы зафиксированы в гораздо большем интервале глубин, чем предполагалось; в триас-нижне-среднеюрских отложениях доминируют породы с повышенным газовым генерационным потенциалом;

·установлена нижняя граница обнаружения нефтяных залежей (dead line), которая в районе бурения составляет 4,7-5,0 км;

·от баженовской свиты до юрских и триасовых осадочных отложений и далее в базальтовых толщах зафиксирована периодическая, пульсационная обогащенность отложений УВ-газами с повышающейся долей метана с глубиной;

·впервые для севера Западной Сибири по результатам испытаний в условиях высоких температур (> 150° С) и аномальных давлений (К_а >1,7) получены притоки газа с глубины > 5 и даже 6 км;

·на основе фактических данных установлено влияние глубинных флюидных потоков (плюмов) на формирование нефтегазоносности в единой термобарической зоне, включающей Уренгойское месторождение и прилегающие районы Нижнепурского мегапрогиба.

Проведенные исследования позволили создать основу для качественной и количественной оценок перспектив нефтегазоносности триас-юрских отложений ниже 4-5 км. При количественной оценке перспектив нефтегазоносности относительно малоизученных комплексов отложений одним из эффективных методов считается объемно-генетический, который базируется на определении количества эмигрировавших УВ из нефтегазоматеринских свит [2-4].

В пределах глубокопогруженных отложений по комплексу литолого-геохимических данных (содержание рассеянного ОВ, отношение песчано-алевритовых и глинистых пород и др.) выделены четыре нефтегазоматеринские свиты с плотностью ОВ более 1 млн т/км² и различным потенциалом генерации УВ (табл. 1). При подсчете плотностей эмиграции использованы коэффициенты эмиграции нефти и газа, которые при высокой степени катагенеза составляют 0,90-0,95, а для глубокопогруженных отложений их значения могут достигать 0,99 [4].

С учетом моделирования прохождения свитами главных зон нефте- и газообразования (ГЗН и ГЗГ) исследованы масштабы генерации, эмиграции и аккумуляции нефти и газа.

Нефтегазоматеринская свита 1 - пурская сложена толщей аргиллитов, глинистых алевролитов и глинистых песчаников верхних частей среднепурской и верхнепурской подсвит. Нефтегазоматеринская свита 2 представлена аргиллитами и глинистыми алевролитами ягельной свиты и пачки 1 нижней подсвиты котухтинской свиты с повышенным содержанием С_орг (до 7,1 %).

Преимущественно глинистая пачка нижней подсвиты котухтинской свиты рассматривается как возможно нефтегазоматеринская свита 3. Глинистые породы нижней и средней подсвит тюменской свиты в основном выделены в качестве нефтегазоматеринской свиты 4.

Все четыре свиты обогащены гумусовым ОВ и по результатам историко-генетического моделирования, катагенетических и других комплексных геохимических исследований в отношении нефти относятся к “бывшим”, прошедшим ГЗН и вступившим в ГЗГ. Относительно невысокие нефтегенерационные возможности свит, высокая степень рассеивания нефтяных УВ (до 100 %) в связи с развитием коллекторов как над свитами, так и в подстилающих толщах создали условия, неблагоприятные для аккумуляции нефтяных залежей. Кроме того, первые три свиты находятся в неблагоприятных для существования нефтяных залежей катагенетических условиях (R₀>1,5 %). При расчетах масштабов потерь газов в соответствии с объемно-генетическим методом применялись уравнения из [4], в которых учитываются мощность, трещинная пористость коллекторов, коэффициент остаточной газонасыщенности в каналах миграции, плотность газа и другие параметры. Коэффициент аккумуляции газа определялся как отношение количества аккумулированного газа (оцененного после учета потерь) к количеству газа, эмигрировавшего из материнских пород в пределах газосборной площади. Для выделенных глубокопогруженных нефтегазоматеринских свит определены плотность эмиграции газа, его потери при миграции и с учетом известной и предполагаемой площади распространения свит подсчитан объем возможной аккумуляции УВ-газа в изучаемом районе Нижнепурского мегапрогиба.

Наиболее высокой плотностью эмиграции газов характеризуется пурская свита, которая еще в раннемеловое время вступила в ГЗГ и в последующем за счет вертикальной миграции способствовала более полному вымыванию газов из вышележащих нефтегазоматеринских свит. В результате даже с учетом потерь газа при латеральной и вертикальной миграции за счет только выделенных глубокопогруженных свит в районе Нижнепурского мегапрогиба и прилегающих бортовых зон могло аккумулироваться более 4 трлн м³ УВ-газа. Кроме того, получены данные о возможном развитии газоматеринских свит ниже достигнутой СГ-6 глубины. К ним относятся: 1 - развитие интенсивных газопроявлений значительно ниже вскрытых нефтегазоматеринских свит; 2 - относительное обогащение метана ниже 6,0 км тяжелым изотопом углерода (d¹³С >= -32 ‰); 3 - увеличение содержания углекислого газа в базальтовых породах (возможно, за счет карбонатных палеозойских толщ) и др.

Результаты испытаний трех объектов в глубокопогруженных горизонтах, вскрытых СГ-6, в комплексе сданными изучения керна и газового каротажа позволили прогнозировать присутствие скоплений газов разного масштаба в основном в литолого-стратиграфических природных резервуарах нижнеюрских и доюрских отложений и дали возможность предварительно оценить их ресурсный потенциал. В качестве ловушек УВ можно рассматривать песчано-алевролитовые толщи новоуренгойской свиты нижней юры, витютинской, варенгаяхинской, пурской свит тампейской серии триаса и вулканогенно-осадочную толщу коротчаевской свиты красноселькупской серии нижнего триаса (рис. 1). В разрезе СГ-6 именно эти толщи характеризуются серией высоких показаний по газовому каротажу (от 2 до 20 %) и повышенными фильтрационно-емкостными свойствами. В качестве регионального флюидоупора можно рассматривать преимущественно глинистые отложения ягельной свиты нижней юры мощностью до 120 м. Залежи УВ, приуроченные к литолого-стратиграфическим ловушкам, могут быть связаны со следующими интервалами коллекторов (рис. 2): 1 - песчаники нижней части новоуренгойской свиты юры и кровли витютинской свиты триаса (интервал повышенных газопоказаний 5427-5682 м); 2 - песчаники витютинской свиты (интервал коллекторов 5758-5768 м приурочен к III объекту, в процессе испытания которого получено 1,4 м³/сут бурового раствора с газом); 3 - песчаники варенгаяхинской свиты (интервал коллекторов 5870-5878 м приурочен к II объекту, в процессе испытания которого получен приток газа дебитом 3 м³/сут); 4 - песчаники пурской свиты (интервал песчаных пластов 6259-6280 м с повышенными фильтрационно-емкостными свойствами); 5 - вулканогенные породы коротчаевской свиты нижнего триаса (из интервала 6600-6650 м при испытании объекта I получен приток пластовой воды с газом дебитом до 100 м³/сут). Флюидоупорами для выделенных объектов в осадочных отложениях являются пачки переслаивания аргиллитов и алевролитов толщиной до 35-40 м.

Наибольший интерес в поисковом отношении по результатам бурения и исследования СГ-6 представляют природные резервуары, связанные с вулканогенно-осадочной толщей нижнего триаса. По данным изучения керна и материалам интерпретации ГИС высокопроницаемые пласты-коллекторы выделены в эффузивной толще коротчаевской свиты в интервале глубин 6600-6650 м и представлены в разной степени измененными базальтами со сложной структурой пустотного пространства (сочетание пор, трещин, каверн). В процессе испытания из интервала 6600-6650 м была получена пластовая вода с низкой минерализацией (<3 г/л), высоким газосодержанием (до 10 л/л).

Газ метановый (до 97 %), с низким содержанием тяжелых УВ (<0,99 %), содержит гелий (до 0,11 %). Метан обогащен тяжелым изотопом углерода (d¹³С = -27,8 ‰). В качестве флюидоупора для предполагаемой залежи можно рассматривать вышезалегающую толщу низкопроницаемых неизмененных базальтов и аргиллитов в интервале глубин 6520-6606 м. По данным региональных геофизических работ предполагается развитие локальных поднятий, на восточном склоне одного из таких поднятий пробурена Тюменская скважина (рис. 3, 4). Имеющийся объем геолого-геофизической информации позволил провести предварительную оценку ресурсов газа категории Д₂объемным методом [1, 4]. При обосновании подсчетных параметров были проанализированы материалы региональных геофизических исследований, комплексные данные ГИС и керна по скважине, результаты опробования. Площадь газоносности принималась в соответствии с развитием Коротчаевского грабена по сейсмическим материалам [4], эффективная мощность и коэффициент открытой пористости, поправочные коэффициенты - по результатам комплексной интерпретации данных керна и ГИС, коэффициент газонасыщенности - в соответствии с газонасыщенностью, рекомендуемой для сложнопостроенных коллекторов.

Так как оценка ресурсов проводилась в условиях некоторой неопределенности, был применен вероятностный метод, рекомендуемый на начальных стадиях изучения залежи [4]. Для каждого параметра подсчета ресурсов экспертно были определены минимальное, наиболее вероятное и максимальное значения и задан треугольный тип распределения, так как его параметры имеют очевидный физический смысл (табл. 2). Для определения площади газоносности газовой залежи были использованы региональные сейсмические профили ОГТ, на которых выделяются соответствующие структуры. По границам этих структур были выбраны минимальные и максимальные значения площади. Эффективная мощность и коэффициент открытой пористости рассчитывались по результатам комплексной интерпретации данных керна и ГИС по Тюменской скважине в исследуемом интервале (6606-6646 м).

Для приведения объема свободного газа к стандартным условиям были введены поправочные коэффициенты, учитывающие изменения давления и температуры (К_р, Kt = const). Для того чтобы учесть, что газ находится в водорастворенном состоянии, был введен коэффициент, учитывающий газосодержание. При вероятностном подходе каждый параметр, который участвует в формуле подсчета ресурсов, рассматривается как случайная величина, а значение ресурсов - как функция этих случайных параметров. Оценка величины ресурсов описывается функцией плотности распределения вероятностей f(x). Для вычисления f(x) обычно используют треугольное распределение, при котором для каждого параметра подсчета ресурсов (запасов) экспертно, на основе имеющейся априорной информации и опыта, определяют минимальное, наиболее вероятное и максимально возможное значения параметра. Треугольная функция распределения плотности вероятности имеет вид

Затем вычисляют интегральную функцию распределения F(x), выражающую вероятность попадания случайной величины в заданный диапазон значений, . Полученная функция распределения вероятности величины ресурсов F(x) интерпретируется как кривая, отражающая шансы на существование ресурсов в заданном диапазоне значений.

В результате было получено соответствующее уравнение плотности распределения вероятностей

Интервальная оценка величины ресурсов вычислялась на основании интегральной функции распределения

Полученная функция распределения вероятности величины ресурсов (рис. 5) интерпретируется как кривая, отражающая шансы на существование ресурсов в заданном диапазоне значений. График функции распределения вероятности величины ресурсов демонстрирует диапазон, в котором лежат значения ожидаемых геологических ресурсов. С вероятностью 0,9 можно ожидать значения ресурсов от 365 до 4170 млрд м³газа. Проведенная предварительная оценка ресурсов газа для больших глубин в условиях высоких пластовых давлений и температур свидетельствует о значительных масштабах предполагаемой залежи газа, на сегодняшний день самой глубокой в России. Современные экономические условия не позволили проводить дальнейшее исследование вскрытой залежи, однако техническое состояние ствола СГ-6 разрешает вернуться к этой проблеме. Кроме того, полученные данные по формированию нефтегазоносности в глубоких горизонтах и развитию флюидодинамических процессов (Горбачев В.И., Белоконь Т.В., Попов С.Г., 2003) указывают на возможность обнаружения крупных газовых скоплений значительно ниже основных залежей Уренгойского месторождения. Скважина 414-Уренгойская вскрыла в призабойной зоне базальтовые породы, сходные по свойствам с флюидоупорами рассматриваемой залежи в разрезе СГ-6.

В Уренгойском нефтегазоносном районе с 2000 г. ФГУП НПЦ “Недра” осуществляет бурение второй в этом регионе (после Тюменской СГ-6) сверхглубокой скважины - Ен-Яхинской СГ-7 с проектной глубиной 7500 м. Скважина расположена в 200 км на северо-запад от Тюменской, в седловине между куполами Песцового и Ен-Яхинского поднятий. Предварительные результаты исследований ствола и керна указывают на широкое развитие зон генерации и аккумуляции газов (Брехунцов А.М., Бородкин В.Н., Бочкарев В.С. и др., 2003).

В заключение необходимо подчеркнуть, что результаты практически только начального этапа сверхглубокого бурения на севере Западной Сибири подтверждают высокую перспективность глубокопогруженных отложений на газ и ставят проблему более ускоренного развития исследований глубоких горизонтов.

Литература

1. Временное положение об этапах и стадиях геолого-разведочных работ на нефть и газ // Бюл. Экономические и правовые вопросы недропользования в России. - М.: Изд-во “Геоинформмарк”, 2001.

2. Брехунцев А.М. Региональные сейсмогеологические модели доюрских образований Надым-Тазовского региона Западной Сибири / А.М. Брехунцев, В.С. Бочкарев, А.Н. Густокашин, Ю.М. Ильин // Критерии оценки нефтегазоносности ниже промышленно освоенных глубин и определение приоритетных направлений геолого-разведочных работ: сб. науч. докл. Кн. 1. - Пермь: ИПК "Звезда", 2001.

3. Корчагина Ю.И. Методы интерпретации аналитических данных о составе рассеянного органического вещества / Ю.И. Корчагина, О.И. Четверикова. - М.: Недра, 1980.

4. Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России / Под ред. К.А. Клещева, А.Э. Конторовича, Н.А. Крылова и др. - М.: Изд-во ВНИГНИ, 2000.

5. Кучеров Г.Г. Стратиграфические ловушки - основной резерв наращивания ресурсов и запасов УВ / Г.Г. Кучеров, А.В. Динков, Г.М. Зайчиков, И.В. Боева, В.А. Фомичев // Газовая промышленность. - 2000. - № 9.

6. Тюменская сверхглубокая скважина (интервал 0-7502 м). Результаты бурения и исследования / Научное бурение в России. Вып. 4: сб. докладов. - Пермь: КамНИИКИГС, 1996.

Abstract

Problem of oil and gas potential prospects of deep-occurred deposits in the north of West Siberia appears to be urgent due to exhausting reserves in upper horizons and up to the present is the subject of discussions. Rather high extent of upper horizons investigations in complex with unsufficient HC reserves increase dictates a necessity of more detailed approach to the problem of oil and gas fields searching in deep-buried deposits (more than 4 km), in particular in Triassic and Upper Jurassic complexes. Drilling of deep and superdeep wells and especially Tyumen (bottomhole is 7502 m) in Urengoy oil and gas region in axial part of Nizhmepursky megatrough allowed to widen ideas not only about geological structure, oil and gas potential and carbonate rocks composition but to approach recognizing quantitative parameters of HC resources.

Application of a system of complex investigations of rocks and fluids and methods of scientific accompanying of drilling deep and superdeep wells allowed to get a considerable volume of qualitatively new information. Carried wide well logging complex, a large volume of sampled deep core (about 140© m) in detail tested at micropetrographic, molecular and isotope levels, a wide spectrum of gas study make it possible to create an objective basis for geological reconstructions and deep horizons prospects evaluation. The main results of drilling and investigations of Tyumen well are as follows:

For the first time for the north of West Siberia the most complete succession of Triassic and Jurassic deposits was drilled and thoroughly studied.

Knowledge about continuous consolidation of terrigene rocks and the absence of reservoirs at large depths was rejected.

Development of regional and zonal rock seals in Triassic and Jurassic deposits was revealed.

Oil and gas source rocks were identified in much more depth intervals than it was assumed, etc.

Таблица 1 Характеристика глубокопогруженных НГМ свит

Параметры	Нефтегазоматеринские свиты
Параметры	1	2	3	4
Глубина, м:
кровля	6012	5048	4798	4305
подошва	6191	5425	4967	4705
Возраст	Т₃к	J₁P	J₁t + J₂а	J₂a-b
Содержание С_орг (средневзвешенное)	1,75	1,09	1,03	2,00
Стадия катагенеза по витриниту	АК₁	МК₅	MK₅	MK₃.₄
Доминирующий тип ОВ	Гумусовый
Время ГЗН, млн лет:
начало	150 (J₃o)	120 (К₁v)	118 (K₁g)	117 (K₁g)
конец	125 (K₁V)	80 (K₂s)	79 (K₂s)	78 (K₂s)
Плотность эмиграции:
нефти, млн т/км²	0,33	0,09	0,05	0,22
газа, млрд м³/км²	1,21	0,39	0,18	0,79

Таблица 2 Исходные данные для вероятностной оценки ресурсов газовой залежи

Параметр	Значение параметра			Тип распределения
Параметр	min	мода	max	Тип распределения
Площадь, км²	71	502	1316	Треугольное
Толщина пласта, м	19	28	50	"
Пористость, доли ед.	0,05	0,09	0,16	"
К_г, доли ед.	0,95	0,95	0,95	"
Кр	775	775	775	Константа
K_t, доли ед.	0,65	0,65	0,65	-
В_г, доли ед.	0,90	0,90	0,90	"
Ресурсы, млрд м³	29	545	4535	Треугольное

Примечание. К_г - коэффициент газонасыщенности; K_p, K_t - поправочные коэффициенты, учитывающие изменения давления и температуры; В_г - коэффициент, учитывающий водорастворенное состояние газа.

Рис. 1. ФРАГМЕНТ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА УРЕНГОЙСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО РАЙОНА И ПРИЛЕГАЮЩИХ ТЕРРИТОРИЙ С ВЫДЕЛЕНИЕМ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ОБЪЕКТОВ (по [5] с изменениями и добавлениями авторов)

1 - песчано-алевролитовые природные резервуары; 2 - глинистые региональные флюидоупоры; 3 - карбонатные эрозионно-тектонические останцы; 4 - резервуар в вулканогенных породах; 5- рекомендованные поисковые скважины; 6 - числитель - газопоказания, знаменатель - результаты испытаний; 7- числитель - пористость, % (по керну и ГИС), знаменатель - проницаемость, фм² (по керну и ГИС)

Рис. 2. СХЕМАТИЧЕСКИЙ ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ СГ-6

1 - коллекторы: 2- флюидоупоры; 3- нефтегазоматеринские породы

Рис. 3. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ ПРЕДПОЛАГАЕМОЙ ЗАЛЕЖИ В КОРОТЧАЕВСКОЙ СВИТЕ (по Ю.А. Ехлакову, А.Н. Угрюмову)

1 - кора выветривания; 2- базальты; 3- вулканические туфы; 4 - терригенные породы: 5 - аргиллиты; 6 - предполагаемая газовая залежь

Рис. 4. ФРАГМЕНТ РЕГИОНАЛЬНОГО СЕЙСМИЧЕСКОГО ПРОФИЛЯ 25

Рис. 5. РЕЗУЛЬТАТЫ ВЕРОЯТНОСТНОЙ ОЦЕНКИ РЕСУРСОВ УВ

1 - прогнозные ресурсы с вероятностью 0,9; 2- Q(det) - график функции распределения ресурсов при детерминированной оценке; 3- F(x) - график плотности распределения вероятности ресурсов