1. ОБОСНОВАНИЕ ПОСТАНОВКИ РАБОТ
Акватория Обской губы в последние годы является объектом интенсивных геологоразведочных работ. Северная и центральная части Обской губы и прилегающие территории суши к настоящему времени достаточно хорошо изучены сейсморазведкой МОГТ 2D/3D. На выявленных крупных структурах проведено поисково-разведочное бурение, в результате чего выявлены промышленные залежи газа на крупных месторождениях Каменномысское и Северо-Каменномысское. В северной части губы в 2018 году выявлено многопластовое газовое месторождение на Северо-Обской площади. Кроме названных месторождений установлено распространение в акваторию Обской губы залежей углеводородов (УВ) Салмановского, Тамбейского и Геофизического месторождений (Рис.1).
Рис. 1. Обзорная схема района Обской губы
Южная часть Обской губы изучена сейсморазведкой в меньшей степени (Рис.2), однако даже имеющаяся здесь редкая сеть работ МОВ, выполненных в 60-х годах прошлого века и МОГТ 2D, проведенных в 2001 и 2008 гг., позволяет в общих чертах судить о структурном плане и тектонике нефтегазоперспективных толщ пород и оценивать, тем самым, возможность наличия перспективных ловушек различных типов.
Рис. 2. Схема геолого-геофизической изученности южной части акватории Обской губы и прилегающих территорий
Рассмотрим геологические предпосылки, определяющие возможность наличия нефтегазоносных объектов и целесообразность постановки геологоразведочных работ в южной части акватории Обской губы. Как известно, основными показателями при прогнозе нефтегазоносности малоизученных территорий являются:
-
наличие на прилегающих территориях нефтегазопродуктивных пластов, из которых по результатам бурения глубоких скважин получены промышленные притоки УВ;
-
наличие в пределах прогнозируемой территории (акватории) пластов – коллекторов в перспективной части разреза;
-
наличие покрышек, обеспечивающих формирование и сохранность залежей УВ.
Исходя из анализа названных факторов, рассмотрим перспективы нефтегазоносности южной части Обской губы.
В нефтегазоносном отношении акватория южной части Обской губы находится в зоне сочленения территорий Щучьинского НГР Ямальской НГО, Ярудейского НГР Фроловской НГО и Надыского НГР Надым-Пурской НГО. На прилегающих землях расположены разведанные и разрабатываемые месторождения. С юга расположено уникальное по запасам газовое Медвежье разрабатываемое месторождение (сеноман). Открыта газовая залежь в отложениях сеномана на Танусалинском месторождении. К акватории губы непосредственно примыкает Сандибинское нефтяное месторождение. Залежь приурочена к отложениям готеривского возраста – пласту БН6. В южном направлении расположено Лензитское нефтяное месторождение (пласты Ю2-5) и Надымское месторождение (пласты БН7, БН12). Близ южной оконечности губы открыта высокопродуктивная нефтегазоконденсатная залежь пласта ЮН2-4 Ярудейского месторождения. На южном берегу Ямальского полуострова выявлено и разрабатывается крупнейшее Новопортовское газонефтяное месторождение с залежами УВ от сеноманских отложений до палеозойских образований включительно.
Таким образом, на прилегающих к губе территориях выявлены залежи УВ в широком стратиграфическом диапазоне пород. Однако, открытие Лензитского месторождения, выявление высокопродуктивной залежи на Ярудейском месторождении, получение притоков нефти на Ныдинской и Западно-Медвежьей площадях (скв. 40 и 101) позволяет наиболее высоко оценить перспективы среднеюрского нефтегазоносного комплекса. Отметим, что наиболее перспективна кровельная часть тюменских отложений. Так на Ярудейского ЛУ фонтанирующие притоки нефти из пласта ЮН2 достигают 32,5м3/сут. (скв.8), в скважине 7, из нижней части пласта ЮН2-4 получена смесь нефти с конденсатом дебитом 286 м3/сут, из верхней части пласта – газ с конденсатом дебитами соответственно 215,2 тыс.м3/сут. и 46,0 м3/сут. на 14-мм штуцере.
В тектоническом отношении Ярудейская структура приурочена к одноименному мегавалу, который вытянут в северном направлении, замыкание его, судя по материалам сейсморазведки, находится акватории Обской губы и осложнено локальной Шугинской структурой. Сейсморазведкой приблизительно оконтурена лишь южная периклиналь этой структуры, выходящая на сушу, ее форма, размеры и амплитуда, ввиду слабой изученности сейсморазведкой, пока не установлены. На Рисунке 3 показана архивная структурная карта по ОГ Б, составленная по результатам сейсмической съемки МОВ СП 29/62-63 и СП 23/62. На карте видно, что Шугинская структура раскрывается в сторону акватории Обской губы. Конфигурация и положение свода структуры отрисованы условно. На суше, в южной части структуры пробурены две поисковые скважины 82 и 83. В скважине 82 выполнен ограниченный по сравнению с применяемым в настоящее время комплекс ГИС, что не позволяет достаточно уверенно интерпретировать пласты. Отметим, что в результате аварии скважина не испытана, характер насыщения пластов верхов тюменской свиты, имеющих несколько повышенные электрические сопротивления, остался под вопросом.
Рис. 3. Выкопировка из структурной схемы по ОГ «Б», Шугинская площадь
Скважина 83 по ОГ Т1 (кровля тюменской свиты) находится на 100 м гипсометрически выше скважины 82. Из интервала тюменской свиты поднят керн с признаками насыщения УВ – запахом бензина на свежем сколе, что свидетельствует, как минимум, о следах миграции УВ. В скважине 83 в разрезе тюменской свиты вскрыты мощные высокопроницаемые песчаные пласты (Рис.4), аналогичные продуктивным пластам соседнего Ярудейского месторождения. По данным ГИС тюменские пласты в скв.83 характеризуются повышенными электрическими сопротивлениями до глубины 2094 м. Разница в сопротивлениях пластов в верхах тюменской свиты и нижележащих водоносных пластов отмечается достаточно уверенно, несмотря на большие зоны проникновения (судя по показаниям каверномера). На наш взгляд, повышенные сопротивления пластов в верхах тюменской свиты с высокой вероятностью связаны с нефтегазоносностью коллекторов. В процессе строительства скважины 83 геологической службой ГРЭ были намечены 6 объектов испытания в пластах, представляющих наибольший интерес для определения характера насыщения, однако сведения о том, проводились ли испытания и каковы их результаты в имеющемся деле скважины отсутствуют.
Рис. 4. Скважина 83 Шугинской площади
характеристика по ГИС пластов Ю2-4 тюменской свиты
Анализ имеющихся данных позволяет сделать вывод о том, что перспективы Шугинской структуры скважинами 82 и 83 однозначно не установлены, однако материалы ГИС скважины 83 указывают на высокую вероятность наличия залежи, распространяющейся в акваторию губы. Как видно на сейсмическом разрезе, проходящем вдоль Ярудейского вала вплоть до береговой линии (Рис.5), к северу от скважин 82, 83 намечается выступ палеозойского фундамента, который, очевидно, контролирует Шугинскую структуру. С большой долей вероятности сводовая часть структуры находится за пределами суши. Большая мощность песчаных пластов с хорошими коллекторскими свойствами, их высокая продуктивность в непосредственной близости на Ярудейском месторождении, и наличие надежной покрышки позволяет ожидать в Шугинской ловушке наличия значительного скопления УВ.
Рис.5. Фрагмент композитного сейсмического разреза вдоль Ярудейского мегавала
Большой интерес в плане распространения выявленных залежей УВ в акваторию Обской губы представляет и Лензитское нефтяное месторождение (Рис.6). Месторождение открыто скважиной 70, залежь нефти приурочена к пласту Ю2-5 тюменской свиты (Рис.7). Последний раз запасы по залежи оперативно переоценивались в 1996 году и больше не корректировались.
Рис. 6. Лензитское месторождение
Рис. 7. Подсчетный план по пласту Ю2-5 (Лензитское месторождение)
Залежь вскрыта четырьмя скважинами (70, 71, 72 и 76). Максимальный приток нефти, полученный при испытании продуктивных отложений, составил 4.8 м3/сут. на СДУ-700 м (скв.70). Нефтенасыщенность пласта доказана испытанием во всех скважинах, дебиты притоков нефти не превышают 1 м3/сут. Проведенный анализ испытаний скважин показал, что получение незначительных притоков нефти обусловлено не столько фильтрационно-емкостными свойствами пластов тюменской свиты, сколько качеством работ по бурению и исследованию вскрытых отложений. Применение утяжеленных растворов при бурении (1,32-1,52 г/см3) резко снижало и без того невысокие коллекторские свойства пластов. В результате при испытании скважин, тем более в открытых стволах, получение низких притоков флюида или неполучение притоков является закономерным.
Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются от 6.4 м (скв.71) до 21.6 м (скв.76). Водонасыщенные коллекторы вскрыты в скважине 80 на абс. отм. – 3421 м.
Нефтяная залежь в западной части ограничена тектоническим экраном, с севера предполагаемой зоной глинизации. ВНК принят условно наклонным в южном направлении на абс.отм.-3420-3505 м.
Залежь массивного типа, с предполагаемыми элементами тектонического и литологического экранирования. Размеры залежи в пределах условно принятых границ нефтеносности составляют 45х20 км, высота - 230-320 м.
Из приведенных построений (Рис.7) видно, что развитие залежи прогнозируется в северо-западном направлении, вплоть до береговой линии (скв. 77) и далее в акваторию. Анализ результатов скважины 77 показал, что бурение велось на утяжеленном растворе 1,52 г/см3, что вело к образованию глубоких зон проникновения, которые затрудняют интерпретацию перспективных пластов. В скважине юрские отложения испытаны открытым стволом, притока пластового флюида не получено. В кровельной части тюменской свиты пройдено с отбором керна 15 м, отобрано 10 м керна (67%), песчаные разности водонасыщены.
В прибрежной скважине 2, керн не отбирался, при опробовании в процессе бурения в интервале тюменской свиты притока пластового флюида не получено (незначительный приток ФБР).
Таким образом, по району Лензитского месторождения можно констатировать, что тектонические и литологические границы выявленной здесь скважиной 70 нефтяной залежи отрисованы условно, а результаты ГИС и опробования береговых скважин 2 и 77 неоднозначны. Согласно составленных нами схем корреляции, в направлении акватории губы коллекторские свойства пластов значительно улучшаются (скважина 77). Пласты песчаников здесь имеют существенно большую толщину и более однородны. Очевидно, что при наличии нефтенасыщения коллекторов, при испытании в скважинах могут быть получены притоки нефти, сравнимые с полученными на Ярудейском месторождении.
Тип ловушки, контролирующей залежь (залежи), пока не ясен. Возможно, она имеет литологическое, либо тектоническое ограничение. Не исключено так же, что залежь контролируется крупной положительной структурой, большая часть которой расположена в акватории Обской губы. В любом случае, по нашей оценке, нефтяная залежь в районе Лензицкого месторождения распространяется в акваторию южной части Обской губы и имеет значительные размеры.
Таким образом, проведенный краткий анализ нефтегазоносности сопредельных с акваторией южной части Обской губы территорий, а так же результатов проведенных здесь геологоразведочных работ показывает, что существуют достаточно надежные геологические предпосылки распространения в акваторию Обской губы залежей УВ в районе Ярудейского и Лензитского месторождений. Наиболее уверенно по материалам сейсморазведки и ГИС скважины 83 можно судить о продолжении Ярудейского вала в акваторию губы и наличии в его осевой части нефтегазоперспективной Шугинской структуры.
Кроме названных участков перспективы нефтегазоносности акватории губы связаны с перспективными ловушками, которые могут быть выявлены при комплексной обработке и интерпретации имеющейся сейсмической и геолого-геофизической информации прошлых лет с применением современных обрабатывающих комплексов. Очевидно, что на этом этапе работ должны быть привлечены и результаты грави- и магниторазведки для изучения тектонического строения палеозойского фундамента.
В акватории губы, наибольший интерес, на наш взгляд, представляют зоны разломов, особенно их опущенные блоки, которые могут контролировать значительные по размерам тектонически экранированные перспективные ловушки. Одна из таких разломных зон в акватории губы (к северо-западу от скв.2) показана на сейсмическом разрезе (Рис. 8). На том же разрезе видно, что общая мощность юрской толщи с суши в направление акватории резко сокращается, что, при наличии в Лензитских береговых скважинах мощных песчаных пачек, позволяет предполагать в пределах губы достаточно емких литологических ловушек. Очевидно, что изучение разломной тектоники недр и геологического строения нефтегазоперспективных резервуаров в пределах южной части Обской губы будет являться одной из основных задач работ по переинтерпретации геолого-геофизической информации.
Рис. 8. Композитный сейсмический разрез через Обскую губу
На основе предлагаемых работ по переинтерпретации сейсмических и геологических материалов работ прошлых лет, с учетом геологической информации по прилегающим береговым территориям, будет изучено геологическое строение разреза пород неокома и юры, составлена тектоническая модель территории, выделены нефтегазоперспективные толщи пород, выявлены перспективные ловушки, оценены ресурсы УВ. На этой основе будут выделены и ранжированы по степени перспективности участки акватории, представляющие интерес для лицензирования, обоснована программа ГРР.
На основе полученных результатов могут быть приняты решения по лицензированию участков в акватории южной части Обской губы и постановке детальных сейсморазведочных работ с целью подготовки объектов поискового бурения.
2. ЦЕЛИ РАБОТ
2.1. Уточнение геологического строения южной части Обской губы (далее – Территория исследований), на основе результатов переобработки материалов региональных и площадных сейсморазведочных работ МОГТ 2D в объёме 3000 пог. км, комплексной интерпретации и увязки морских и сухопутных данных, результатов бурения и ГИС (25 скв.).
2.2. Оценка перспективных и прогнозных локализованных ресурсов в пределах Территории исследований, прогноз их перевода в запасы.
2.3. Разработка Программы геологоразведочных работ (ГРР).
2.4. Разработка программы лицензирования.
3. ОБЪЕМ РАБОТ
3.1. Анализ геолого-геофизической изученности Территории исследований, формирование базы данных исходной информации.
3.2. Формирование каркаса опорных сейсмических профилей, переобработка материалов сейсморазведочных работ МОГТ 2D с уровня полевых сейсмограмм, направленная на обеспечение максимально высокого соотношения сигнал/помеха (включая палеозойские интервалы фундамента), повышение разрешенности сейсмозаписей (разрезов) в целевых интервалах. Увязка сейсмических профилей в точках пересечения отдельных съёмок 2D между собой и с системой региональных профилей по временам отражений, амплитудному и фазовому спектру сигнала, а также по уровню амплитуд основных отражений. Объем обработки 3000 пог. км по графику, согласованному с Заказчиком.
3.3. Стыковка и увязка материалов по суше и морю.
3.4. Сбор, анализ и обобщение материалов геофизических исследований (ГИС), испытания и исследования скважин.
3.5. Сбор, анализ и обобщение результатов лабораторных исследований керна, ФЕС пород, физико-химического состава газа, нефти, конденсата, пластовой воды.
3.6. Корреляция разрезов скважин с созданием единой схемы расчленения и индексации.
3.7. Физико-литологическая характеристика перспективных отложений.
3.8. Обработка, качественная и количественная интерпретация материалов ГИС по 25 скважинам. Увязка имеющихся лабораторных керновых данных ФЭС по глубинам с диаграммным материалом ГИС. Построение связей «керн-керн», группирование продуктивных пластов по ФЭС и определение граничных значений «коллектор- неколлектор». Определение ФЭС пород коллекторов (пористость, проницаемость, газонефтенасыщенность). Определение граничных значений ГИС «коллектор-неколлектор» по результатам опробования и испытания скважин. Определение граничных значений характера насыщения пластов-коллекторов и флюидных контактов по данным ГИС, опробований и испытаний скважин.
3.9. Анализ состояния изученности и оценка результатов исследования скважин в пределах нефтегазоносных зон и прилегающих территорий.
3.10. Характеристика ФЕС коллекторов продуктивных и перспективных пластов по материалам керна, гидродинамических исследований скважин и ГИС.
3.11. Исследование свойств и состава пластовых флюидов (газ, конденсат, нефть, вода), изучение закономерностей изменения по площади и разрезу.
3.12. Сейсмостратиграфическая (инструментальная) привязка сейсмических разрезов к геологическим разрезам поисковых и разведочных скважин на основе данных ВСП и сейсмогеологического моделирования.
3.13. Корреляция опорных отражающих горизонтов
3.14. Выделение и трассирование тектонических нарушений по временным разрезам.
3.15. Сейсмофациальный, палеотектонический анализ.
3.16. Построение структурных карт по опорным отражающим горизонтам Г, ГЗ, М’, М, Н, Б, Т1, Т4, Iа, А и перспективным горизонтам ачимовского НГК.
3.17. Прогноз наиболее вероятных зон нефтенакопления.
3.18. Выделение новых нефтегазоперспективных объектов, уточнение геологического строения и подсчетных параметров ранее выявленных и подготовленных.
3.19. Вероятностная оценка геологических и извлекаемых ресурсов газа, конденсата и нефти.
3.20. Выбор оптимальных методических решений по проведению геологического изучения Территории исследований.
3.21. Обоснование программы лицензирования южной части акватории Обской губы.
4. РЕЗЮМЕ ПРОЕКТА ОЦЕНКИ РЕСУРСНОГО ПОТЕНЦИАЛА АКВАТОРИИ ЮЖНОЙ ЧАСТИ ОБСКОЙ ГУБЫ
Актуальность работы обусловлена высокими перспективами нефтегазоносности меловых и юрских отложений целевой зоны, возможностью открытия новых месторождений в районе с активно развивающейся производственной и транспортной инфраструктурой.
Методика решения поставленной задачи предусматривает совместную обработку и интерпретацию материалов региональных и площадных морских и наземных сейсморазведочных работ (около 3 тыс. пог. км), надежную увязку разнородных сейсмических материалов 2D, отработанных в сухопутной, морской и транзитной зонах с минимизацией расхождения амплитудных, фазовых и частотных характеристик сейсмической записи. обусловленных использованием различной регистрирующей аппаратуры и источников возбуждения сейсмических волн, параметров регистрации и схемы наблюдений, предоставление единого решения статических поправок, поля скоростей и амплитудно-фазовой коррекции. корректный учет имеющихся на площади статических аномалий , связанных с особенностями строения ВЧР; интерпретацию данных ГИС по 25 параметрическим, поисково-оценочным, разведочным скважинам; прогноз наиболее перспективных зон нефтегазонакопления локализация поисковых объектов, оценка перспективных и прогнозных ресурсов УВ сырья. Результат работ — геологическая модель южной части акватории Обской губы и прибрежных территорий. оценка локализованных ресурсов, паспорта перспективных объектов, предложения по геологическому изучению и лицензированию нераспределенного фонда недр.
