Моделирование геофлюидальных систем обводняющихся залежей сеномана Надым-Пур-Тазовского региона тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат наук Богданов Олег Александрович

• Богданов Олег Александрович
• кандидат наук
• 2019

Оглавление диссертации кандидат наук Богданов Олег Александрович

ВВЕДЕНИЕ

1. Геологическое строение и газонефтеносность сеноманского комплекса Надым-Пур-

Тазовского региона Западной Сибири

1.1. История изучения северных областей Западной Сибири

1.2 Литолого-фациальная характеристика сеноманских отложений

1.3 Тектоническое строение Надым-Пур-Тазовского региона

1.4 Газонефтеносность альб-сеноманского структурно-литолого-флюидального комплекса

1.5 Литологическая неоднородность и вариации ФЕС коллекторов продуктивной сеноманской толщи

1.6 Выделение коллекторов в сеноманских отложениях

1.7 Контроль за обводнением сеноманских залежей

1.8 Существующие представления о величинах коэффициента извлечения газа при эксплуатации залежей

2. Анализ степени отработки газоносных пластов в процессе эксплуатации сеноманских залежей

2.1 Определение текущего коэффициента газонасыщенности по данным исследований однозондовой аппаратурой нейтронного каротажа

2.2 Определение текущего коэффициента газонасыщенности по данным исследований многозондовой аппаратурой нейтронного каротажа

2.3 Методология определения текущего коэффициента газонасыщенности по данным исследований методом 3-ННКт в сеноманских скважинах

2.4 Выделение неработающих интервалов в сеноманской толще

2.4.1 Выделение слоев, газонасыщенность которых не изменилась в процессе разработки в обводнившейся части разреза по временным замерам НГК

2.4.2 Выделение неработающих интервалов в перфорированной части разреза методами ГДИ

3. Фильтрационно-емкостные характеристики неработающих слоев

3.1 Оценка пористости и удельного электрического сопротивления неработающих на газоотдачу слоев сеноманской залежи Юбилейного месторождения

3.2 Литолого-петрофизическая модель сеноманских отложений

3.3 Вероятностная оценка фильтрационных свойств сеноманских отложений

4. Создание моделей внутренних флюидоупоров сеноманских залежей севера Западной

Сибири

4.1 Зависимость скорости продвижения ГВК от ФЕС обводнившихся пород по результатам скважинных исследований

4.2 Построение модели внутренних флюидоупоров

4.3 Анализ текущего положения ГВК с использованием модели внутренних флюидоупоров

4.4 Прогноз выхода скважин в бездействие по причине обводнения

5. Мониторинг процесса обводнения залежей природного газа методом гравиметрических исследований

5.1. Методика проведения и обработка данных гравиметрического мониторинга

5.2. Методика интерпретации вариаций сил тяжести

5.2.1 Решение прямой и обратной задач гравиразведки

5.2.2 Моделирование гравитационного эффекта, обусловленного изменением пластовых условий

5.2.3 Гравитационное моделирование подъема газоводяного контакта

5.2.4 Построение карт текущего положения ГВК

6. Выделение геолого-промысловых факторов, влияющих на скорость обводнения сеноманских залежей в процессе их освоения, с целью повышения коэффициента извлечения

газа

6.1 Скорость обводнения сеноманских залежей

6.2. Факторы ускоренного обводнения сеноманских залежей

6.2.1 Влияние геологического строения сеноманской газовой залежи на скорость ее обводнения

6.2.2 Влияние технико-технологических факторов на скорость обводнения сеноманской

залежи

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПЕРЕЧЕНЬ ИЛЛЮСТРАТИВНОГО МАТЕРИАЛА

140

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования

Промышленная эксплуатация сеноманских газовых залежей крупнейших месторождений севера Западной Сибири была начата в 70-х годах прошлого века. В настоящее время их разработка вступила в стадию падающей добычи с закономерным проявлением естественных признаков старения месторождений [17, 51, 55, 89, 108 и др.].

По различным оценкам, использование традиционных технологий освоения сеноманских газовых залежей ограничивает конечную газотдачу на уровне 85 - 87% [64, 65, 89, 143]. Таким образом, только в сеноманских залежах месторождений Большого Уренгоя остаточные запасы газа превысят 1 трлн. м3. Извлечению этих запасов препятствуют основные проблемы, возникающие на заключительной стадии разработки месторождения - падение пластового давления, обводнение и «самозадавливание» скважин конденсационной и пластовой водой, разрушение пласта-коллектора, образование песчаных пробок и т.д. [5, 51, 89, 134]

Выбытие скважин в бездействующий фонд в результате обводнения снижает уровень добычи газа по залежи, а эффект этот тем значительней, чем меньше фонд эксплуатационных скважин [33, 98]. Дорогостоящие водоизоляционные работы (ВИР) не всегда приводят к положительному результату. В период простоя обводненной скважины происходит насыщение призабойной зоны пласта (ПЗП) водой. В условиях низких пластовых давлений вызвать приток из таких пластов зачастую становится невозможно.

В такой ситуации возрастает роль прогноза обводнения различных участков залежи в процессе эксплуатации. На основании прогноза появляется возможность подбора оптимальных режимов работы скважин для снижения скорости подъема газоводяного контакта (ГВК), а также проектирования опережающих ВИР. Качественный прогноз обводнения залежи может быть осуществлен на основе совместного анализа геолого-промысловых факторов, влияющих на скорость подъема ГВК, и динамики обводнения залежи. Комплексный подход к разработке месторождения может принести значительный экономический эффект не только за счет сохранения эксплуатационного фонда, но и по причине гораздо более низкой стоимости тематико-аналитических работ по сравнению с подземным ремонтом скважин.

Как правило, процесс обводнения залежи отслеживается методами геофизических исследований скважин (ГИС), по результатам интерпретации которых строятся карты текущего положения ГВК, при этом, положение контакта в межскважинном пространстве не контролируется с требуемой точностью. Эта проблема усугубляется в периферийных частях залежей и на участках с редкой сетью наблюдательных скважин [83]. Недостаточность данных о положении ГВК не позволяет отслеживать динамику обводнения газовой залежи, что может

привести к преждевременному выбытию скважин в бездействующий фонд, снижению показателей добычи и уменьшению извлекаемых запасов.

В данной работе рассмотрены геолого-промысловые аспекты комплексирования полевых гравиметрических и контрольных скважинных исследований с целью определения положения уровня ГВК в сеноманских залежах севера Западной Сибири. Изучены факторы, влияющие на скорость подъема контакта в процессе освоения залежей газа, и предложены методы прогнозирования динамики обводнения залежей, в том числе с использованием геологических моделей локальных флюидоупоров. На основе анализа и обобщения результатов геофизических исследований скважин и газодинамических исследований (ГДИ), предложены алгоритмы выделения потенциальных неколлекторов, в которых может произойти защемление газа.

Степень разработанности темы

Особенности геологического строения газовой залежи и окружающего водонапорного бассейна, системы разработки и контроля освоения определяют коэффициент конечного извлечения углеводородного сырья. Изучение геологического строения гигантских сеноманских газовых залежей началось в 60х годах прошлого века. Неоценимый вклад в исследования геологического строения продуктивных отложений месторождений природного газа севера Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (ЗСНГБ) внесли ученые и геологи В.С. Бочкарев, А.М. Брехунцов, Ф.Г. Гурари, С.В. Гольдин, Э.М. Галимов, В.И. Ермаков, В.П. Казаринов, Ю.Н. Карогодин, А.Э. Конторович, Н.Х. Кулахметов, Н.С. Моргунов, В.Д. Наливкин, Н.Н. Немченко, С.Г. Неручев, И.И. Нестеров, В.Т. Подшибякин, Л.И. Ровнин, Н.Н. Ростовцев, М.Я. Рудкевич, В.Н. Сакс, Ф.К. Салманов, В.А. Скоробогатов, А.А. Трофимук, Ф.З. Хафизов, В.И. Шпильман, Ю.Г. Эрвье, А.С. Фомичев, Г.Г. Шемин и др.

Изначально считалось, что строение сеноманского резервуара достаточно однородно, а высокие начальные пластовые давления позволят достичь, в условиях водонапорного режима, газоотдачи в 93-95 %. При детальном изучении залежей строение их оказалось более сложным. Это связано с рядом факторов, в том числе, наличием в разрезе непроницаемых пластов, простирание которых, в условиях сеноманского разреза, зачастую не прослеживается по скважинным и, тем более, сейсмическим данным.

Фактический материал, накопленный за годы разработки газовых месторождений севера ЗСНГБ, по энергетическому состоянию, режимам работы залежей, динамике обводнения продуктивных пластов, технологическим режимам работы скважин позволяет выполнить уточнение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов. На основе анализа результатов газодинамических и геофизических исследований в эксплуатационных и наблюдательных скважинах выделены слои, которые по своим емкостным характеристикам

классифицируются в качестве коллекторов, но газонасыщенность которых практически не изменилась в процессе эксплуатации залежей.

Падающие уровни ежегодной добычи на уникальных месторождениях Надым-Пур-Тазовского региона (НПТР) и рост числа обводнившихся скважин диктуют необходимость долгосрочного прогнозирования процессов обводнения залежи. Изучение и анализ литературных данных показывает недостаточность исходных данных, в том числе о геологическом строении водоносной толщи горных пород, подстилающих сеноманскую газовую залежь и положении газоводяного контакта (ГВК) в межскважинном пространстве, для гидродинамического моделирования процессов разработки.

Проблемам моделирования обводнения водоплавающих газовых залежей месторождений Западной Сибири посвящены труды известных авторов: С.Н. Бузинова, Ю.Н. Васильева, П.А. Гереша, О.М. Ермилова, С.Н. Закирова, В.П. Ильченко, В.Н. Корценштейна, А.Н. Лапердина, А.С. Малыха, В.Н. Маслова, Ю.А. Перемышцева, В.Ф. Перепеличенко, А.И. Пономарева, Н.Г. Степанова, Е.В. Шеберстова, В.Н. Щелкачева, А.И. Ширковского и др. Гравиметрический мониторинга процесса разработки газовой залежи и построение геологических моделей локальных псевдофлюидоупоров и флюидоупоров призваны существенно снизить неопределенности гидродинамического моделирования.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Моделирование геофлюидальных систем обводняющихся залежей сеномана Надым-Пур-Тазовского региона»

Цель р работы

Геолого-промысловое моделирование объектов разработки в сеномане Надым-Пур-Тазовского региона Западной Сибири для прогнозирования условий их обводнения.

Основные задачи исследования

1. Анализ фильтрационных и емкостных характеристик продуктивных отложений.

2. Разработка графа вероятностной оценки фильтрационных свойств отложений сеноманского яруса.

3. Выделение в разрезе слоев коллекторов, газонасыщенность которых не изменилась в процессе разработки залежи по результатам контрольных геофизических исследований скважин.

4. Выделение геолого-промысловых факторов, влияющих на скорость обводнения исследуемых залежей.

5. Создание моделей локальных псевдофлюидоупоров и флюидоупоров внутри газовых залежей сеномана.

6. Разработка методики комплексной интерпретации данных гравиметрического мониторинга и промыслово-геофизических исследований скважин, контролирующих процесс обводнения залежи.

7. Прогнозирование особенностей обводнения газовых залежей сеноманского яруса.

Научная новизна

Проведено обобщение данных геофизических и газодинамических исследований скважин. В сеноманском интервале разреза конкретных месторождений выделены слои, по емкостным характеристикам классифицируемые в качестве коллекторов, но газонасыщенность которых практически не изменилась в процессе эксплуатации залежи.

Проведен анализ результатов определения ФЕС пород сеноманского интервала разреза. Построена вероятностная модель проницаемости продуктивных отложений, подтверждающая наличие высокоёмких слоев, не участвующих в формировании дренажной системы скважин.

Установлено влияние геометрии непроницаемых прослоев на особенности продвижения газоводяного контакта в процессе разработки залежи. Показано, что учет характера распространения локальных флюидоупоров в составе продуктивных отложений позволяет контролировать и прогнозировать процесс дальнейшего обводнения газовых залежей. На основании выявленных закономерностей распространения локальных псевдофлюидоупоров и флюидоупоров актуализированы литолого-флюидальные модели сеноманских залежей Ямбургского, Уренгойского и Заполярного месторождений.

Для повышения надежности определения подъема газоводяного контакта в межскважинном пространстве и, следовательно, качества литолого-флюидального моделирования, выполнено комплексирование материалов гравиметрического мониторинга и скважинных геолого-геофизических данных.

Практическая значимость

Результаты выделения интервалов потенциальных неколлекторов были использованы при актуализации литолого-флюидальной модели сеноманской залежи Юбилейного месторождения.

Модели локальных псевдофлюидоупоров и флюидоупоров сеноманских залежей Ямбургского и Заполярного месторождений используются в геологической службе ООО «Газпром добыча Ямбург».

Гравиметрический мониторинг разработки сеноманских залежей в настоящее время проводится на территориях Бованенковского, Ямсовейского, Юбилейного и Заполярного месторождений.

Методика комплексной интерпретации данных гравиметрических и скважинных исследований по определению текущего положения ГВК вошла как составная часть в Стандарт организации СТО Газпром добыча Ямбург 3.1-315-2011 «Проведение наземного гравиметрического мониторинга разработки сеноманских газовых залежей месторождений ООО «Газпром добыча Ямбург».

Методы диссертационного исследования

В диссертационной работе при решении поставленных задач использовались методы статистической обработки результатов петрофизических исследований керна и интерпретации данных ГИС, выполненных в рамках подсчетов запасов газа по сеноманским залежам НПТР, по методикам, утвержденным в ГКЗ РФ.

Геофизические и газодинамические исследования в скважинах выполнены в соответствии с «Технической инструкцией по проведению геофизических исследований в скважинах», утвержденной в 1984 г. и «Технической инструкцией по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах», утвержденной в 2001 г. (РД 153-39.0-072-01).

Гравиметрические наблюдения, обработка и интерпретация результатов съемок проводились в соответствии со Стандартом организации СТО Газпром добыча Ямбург 3.1-3152011 «Проведение наземного гравиметрического мониторинга разработки сеноманских газовых залежей месторождений ООО «Газпром добыча Ямбург».

Защищаемые положения

1. Геолого-промысловое обоснование выделения газоносных пластов, газонасыщенность которых не снижалась в процессе эксплуатации залежи (неработающие «коллекторы»).

2. Дифференциация локальных псевдофлюидоупоров и флюидоупоров в сеноманской газовой залежи, в том числе на основе вероятностной оценке проницаемости продуктивных отложений, для повышения достоверности литолого-флюидальных моделей и, соответственно, надёжности прогнозирования процессов обводнения.

3. Методика комплексной интерпретации скважинных геолого-геофизических данных и гравиметрических наблюдений, обеспечивающая возможность оценки обводнения сеноманских газовых залежей в межскважинном пространстве.

Объекты исследования и фактический материал

В работе обобщены геолого-геофизические и геолого-промысловые материалы по газовым залежам сеномана Большого Уренгоя, Ямбургского, Заполярного, Юбилейного и Ямсовейского месторождений.

В основу диссертационной работы положены:

• анализ результатов петрофизических исследований керна по 5.7 тысяче образцов, отобранных из отложений сеноманского яруса северной части Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (ЗСНГБ);

• материалы контрольных ГИС, проведенных с целью определения текущего положения ГВК по 257 наблюдательным скважинам;

• материалы ГДИ, проведенных в 80 эксплуатационных скважинах;

• данные гравиметрических съемок, выполненных на территориях Заполярного и Ямсовейского месторождений в 2008-2013 г. г.;

• построенные автором геологические модели залежей сеноманского яруса Большого Уренгоя, Ямбургского и Заполярного месторождений.

Публикации и апробация работы

Основные положения работы были опубликованы в одиннадцати статьях в периодических изданиях, в том числе в восьми из перечня, рекомендованного ВАК. Результаты отдельных исследований по теме диссертации докладывались на Международных научно-практических конференциях «Геомодель 2007 и 2008», «Тюмень 2015 и 2017. Новые технологии для старых провинций», II Международной научно-практической конференции «Актуальные проблемы и перспективы освоения месторождений углеводородов».

Апробация результатов отдельных исследований проводилась на секциях НТС ООО «Газпром добыча Уренгой», ООО «Газпром добыча Ямбург», ООО «Газпром добыча Надым» и ООО «Газпром Георесурс».

Личный вклад автора

Автором проводилась систематизация и обобщение результатов геологических, геофизических и промысловых исследований с целью контроля за разработкой сеноманских залежей месторождений севера Западной Сибири.

Выполнена вероятностная оценка проницаемости продуктивных отложений на основании комплексного анализа петрофизических исследований керна, интерпретации промыслово-геофизических материалов и промыслово-геологических данных.

Проведен анализ результатов ГИС и ГДИ по простаивающему и действующему фонду эксплуатационных скважин с целью определения механизма обводнения различных участков сеноманских залежей. На основании полученных результатов автором разработаны рекомендации по построению моделей локальных флюидоупоров сеноманских залежей севера Западной Сибири.

Автор принимал участие в создании методики гравиметрического мониторинга процесса разработки ряда сеноманских залежей севера ЗСНГБ (Заполярное, Ямсовейское, Бованенковское и др.) в части комплексирования гравиметрических и скважинных исследований.

Автор искренне признателен д.г.-м.н. Филиппову Виктору Павловичу, под руководством которого началась работа над диссертацией. За оказанную помощь при работе над диссертацией, ценные советы и консультации автор выражает благодарность д.г.-м.н. Скоробогатову Виктору Александровичу, д.г.-м.н. Страхову Павлу Николаевичу, д.г.-м.н.

Полякову Евгению Евгеньевичу, д.г.-м.н. Соловьеву Николаю Николаевичу, д.г.-м.н. Фоменко Владимиру Григорьевичу, д.г.-м.н. Резванову Рашиту Ахмаевичу, д.э.н. Андроновой Ирине Владимировне, к.г.-м.н. Кирсанову Сергею Александровичу, к.г.-м.н. Сапожникову Алексею Борисовичу, к.г.-м.н. Писклову Сергею Сергеевичу, Иванову Сергею Александровичу, Еланскому Михаилу Юрьевичу, Гарееву Камилю Рустэмовичу, а также своим коллегам из НПФ Инжиниринговый центр ООО «Газпром Георесурс», АО «Пангея» и ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг».

1. Геологическое строение и газонефтеносность сеноманского комплекса Надым-Пур-

Тазовского региона Западной Сибири

По данным Министерства энергетики Российской Федерации, в 2017 году добыча природного газа в России вышла на рекордный уровень - 692 миллиарда кубометров газа. Основным центром добычи остается Ямало-Ненецкий автономный округ (ЯНАО), а главным продуктивным комплексом является сеноманский, содержащий уникальные по начальным запасам скопления свободного газа [107].

Ближайшие перспективы развития отечественной газовой промышленности также, в первую очередь, связаны с разработкой сеноманских отложений ЗСНГБ, поскольку они характеризуются достаточно большими остаточными геологическими запасами газа в НПТР, практически «нетронутыми» запасами на Ямале, сравнительно небольшими глубинами залегания скоплений и высокими добывными характеристиками [103].

В ЗСНГБ в разрезе осадочного мезозойского чехла выделяют три основных литолого-стратиграфических комплекса: альб-сеноманский, неоком-аптский и юрский, разделенные региональными и локальными флюидоупорами.

Большая часть начальных разведанных запасов газа ЗСНГБ сосредоточена в уникальных нефтегазоконденсатных месторождениях - Уренгойском, Ямбургском, Бованенковском, Медвежьем и Заполярном, а практически 75% разведанных запасов газа северной части Западной Сибири выявлено в пределах НПТР.

Сеноманские газовые залежи севера Западной Сибири имеют сходное геологическое строение - массивно-пластовые сводовые залежи, имеющие многочисленные литологические и реже тектонические экраны [58, 59, 112, 123].

Одной из отличительных особенностей строения целого ряда сеноманских залежей являются наклонные ГВК [60, 66]. В ряде случаев это может быть не единый наклонный контакт, а контакты различных тектонически экранированных залежей (Нижне-Мессояхский вал), но в большинстве случаев понижение отметок ГВК в северном и северо-восточном направлении связано с активностью водоносного бассейна (движение пластовых вод с юга на север).

Бурение в Западной Сибири специальных скважин с применением промывочной жидкости на нефтяной основе (РНО) позволило отобрать керн с сохранением естественного состояния остаточной водонасыщенности. На сеноманский газоносный комплекс такие скважины были пробурены на Уренгойском (скв. 110 и 127), Ямбургском (скв. 41), Ван-Еганском (скв. 150), Русском и других месторождениях. В процессе исследования керна из скважин, пробуренных с применением РНО, в Центральной лаборатории Главтюменьгеологии был получен фактический материал по естественной остаточной водонасыщенности

газонасыщенных пород, минерализации и химическому составу остаточных вод. Оказалось, что минерализация и состав остаточных вод по газонасыщенному разрезу сеноманских залежей непостоянны и изменяются по высоте залежи [9, 10, 35, 67-69, 81].

Покрышкой для сеноманских залежей служит мощная (до 500-800 м) толща глин турон-нижнеолигоценового возраста [112, 123]. В северных и центральных районах ЗападноСибирской синеклизы в олигоцен-четвертичной толще широко распространены многолетнемерзлые породы (до 300-400 м) [46, 94].

1.1. История изучения северных областей Западной Сибири

Возможность нефтегазоносности 3ападно-Сибирской плиты (ЗСП) впервые была высказана И.М. Губкиным в 1932-1934 гг. Эта гипотеза, имевшая и сторонников, и противников, сыграла важную роль в продвижении нефтеразведочных работ за Уральский хребет, сначала в Приуральскую область и, далее, в Приобье и на север.

Изучение недр ЗСП начиналось с окраинных южных и западных малоперспективных районов. Обобщение результатов многолетних исследований, проведённых до 1943 года, нашло свое отражение в работе «Перспективы нефтегазоносности Западной Сибири», изданной 1948 году коллективом авторов: М.К. Коровиным, Н.А. Кудрявцевым, Д.Л. Степановым, А.В. Тыжновым и Г.Е. Рябухиным [32, 34, 44, 90, 91 и др.]

Планомерное изучение северной части ЗСП осуществлялось в 1952-1955 гг. экспедициями ВСЕГЕИ, ВАГТ и НИИГА в процессе геологического картирования масштаба 1:1 000 000 [155-157, 161, 167, 175, 178, 181 и др.]. Были пробурены первые колонковые скважины, вскрывшие четвертичные и палеогеновые отложения, изучены обнажения пород этого возраста и разработана детальная стратиграфическая схема четвертичных образований. Результаты работ обобщены Ф.А. Алявдиным и Н.П. Мокиным на изданной в 1958 г. Государственной геологической карте СССР масштаба 1:1 000 000 листа Q-43 - Новый Порт под редакцией С. В. Яковлевой [104].

Геофизические исследования севера Западной Сибири начаты коллективом НИИГА - к 1950 г. закончена аэромагнитная съемка масштаба 1 : 2 500 000. В 1953-1954 гг. проведена съемка масштаба 1 : 1 000 000. Новосибирским геофизическим трестом в 1959 г. завершена аэромагнитная съемка масштаба 1 : 200 000 с последующим изданием карт аномального магнитного поля. Планомерные магниторазведочные работы масштаба 1 : 50 000, начатые с 1977 г. Западным геофизическим трестом (впоследствии Севзапгеологией), позволили изучить глубинное строение территории и установить магнитные микроаномалии в верхней части разреза осадочного чехла плиты. Их природа к настоящему времени точно не установлена [159, 178 и др.].

Западно-Сибирским геофизическим трестом, под руководством И.Г. Земского, гравиразведочные работы выполнялись с 1953 г. Гравиметрическая съемка масштаба 1 : 1 000 000 проводилась Ямало-Ненецкой КГРЭ и Красноярским геологическим управлением, а в масштабах 1 : 200 000 и 1 : 50 000 в 1978-1985 гг. - Западным геофизическим трестом, Центргеофизикой и другими организациями. В результате выявлены дизъюнктивные и пликативные дислокации, проведено тектоническое районирование региона, получены сведения о вещественном составе складчатого фундамента ЗСП [162, 169, 176, 177 и др.].

Площадь НПТР в 1973-1988 гг. была покрыта равномерной сетью региональных сейсмических профилей МОВ, ОГТ, КМПВ, ГСЗ, а начиная с 1960 г. - площадной сейсморазведкой в масштабе 1:500 000 - 1: 50 000. Работы выполнялись Ямало-Ненецким и Ханты-Мансийским геофизическими трестами, ПГО «Ямалгеофизика» и «Хантымансийскгеофизика», «Надымгазпромом», «Севморнефтегеофизикой» и другими организациями [164-166, 179 и др.]. С конца 1970-х годов в практику полевых работ был внедрен метод МОГТ, кратность исследований которого постоянно увеличивалась и позволяла более детально решать поставленные задачи. К настоящему времени на территории НПТР отработано более 400 тыс. пог. км сейсмопрофилей в модификации 2Б. Наименьшей плотностью сейсмических исследований характеризуются северные и юго-восточные районы территории.

Обобщение полученной информации под руководством В.С. Соседкова, Л.Ш. Гиршгорна, В.А. Галунского [36-40, 132, 160, 174] позволило построить разномасштабные структурные карты по основным отражающим сейсмическим горизонтам и провести стратиграфическое расчленение разреза, выделить разнопорядковые структуры и продуктивные пласты, что привело к открытию крупных залежей углеводородов (УВ).

В 1953 г. при испытании опорной скважины, заложенной в Березовском районе, на северо-западе провинции, было открыто первое газовое месторождение, а через 5 лет в районе Шаима, на р. Конде (Шаимский мегавал), открыто первое нефтяное месторождение. В 19611965 гг., помимо подтверждения газоносности Березовского и нефтеносности Шаимского и Красноленинского районов, была установлена промышленная нефтеносность отложений мела и юры центральной части Тюменской и западных районов Томской областей, а также промышленная газоносность северной части бассейна. К началу 1974 г. было открыто более 100 нефтяных и газонефтяных месторождений и свыше 50 газовых месторождений.

В северных нефтегазоносных областях (НГО) первое промышленное месторождение -Тазовское нефтегазовое - было открыто одноименной опорной скважиной в 1962 г. Открытие в 1964 г. на юго-востоке п-ова Ямал Новопортовского нефтегазоконденсатного и ряда других месторождений УВ, в том числе уникальных по запасам Заполярного (1965 г.), Уренгойского

(1966 г.), Медвежьего (1967 г.) и Ямбургского (1969 г.), способствовало резкому увеличению объемов и видов геологических и геофизических работ [78].

Поисковое и разведочное бурение в пределах НПТР проводилось с начала 60-х годов прошлого века. Более чем за пятидесятилетнюю историю проведения геологоразведочных работ пробурено более 5500 поисковых (поисково-оценочных) и разведочных скважин. Максимальная плотность бурения глубоких скважин приходится на Пуровский район на юге региона. Продуктивные и перспективные комплексы осадочного чехла характеризуются понижением степени изученности глубоким бурением сверху вниз от верхнемелового до палеозойского комплексов. Наиболее изучены бурением турон-олигоценовый, апт-сеноманский и неокомский осадочные комплексы, значительно меньше - верхнеюрский и нижнесреднеюрский, и крайне слабо изучены бурением триасовые и палеозойские породы[45].

К 2018 г. в пределах Надым-Пур-Тазовского региона пробурен ряд сверхглубоких параметрических скважин. С целью детального изучения геологического строения и нефтегазоносности нижних горизонтов осадочного чехла северных районов ЗСП на изучаемой территории построены сверхглубокая скважина СГ-6 - Тюменская (забой 7502 м), а в 160 км северо-западнее от нее, в верховьях р. Енъяха, правого притока р. Хадуттэ - СГ-7 - Ен-Яхинская (8250 м). По результатам бурения установлена высокая насыщенность углеводородными газами вскрытых скважинами триас-юрских образований, что позволяет сделать вывод о перспективности обнаружения промышленных залежей УВ в глубоких комплексах осадочного чехла, а возможно и верхней части фундамента на севере Западной Сибири [3, 18-25, 76, 77, 82, 104-106, 113, 144, 151 и др.].

За весь период ведения поисково-разведочных работ на нефть и газ в северных областях ЗСП (1962-2017 г.г.) - Надым-Пурской, Пур-Тазовской, Ямальской, Гыданской и ЮжноКарской областях - в глубокое бурение было введено 380 перспективных площадей и открыто 234 месторождения УВ [44, 78, 129, 135]. По данным А.М. Брехунцова в Западной Сибири сеноманский комплекс вскрыт в 19950 поисковых и разведочных скважинах, в том числе в НПТР (в пределах ЯНАО) - в 5100 скважинах.

1.2 Литолого-фациальная характеристика сеноманских отложений

Песчано-алевролитовые отложения апта, альба и сеномана ЗСНГБ слагают проницаемый комплекс мегарезервуара покурской свиты, перекрытый сложно построенной региональной покрышкой. Она представлена преимущественно глинистыми отложениями морского генезиса турон-маастрихта и палеоцен - олигоцена [32, 58, 60, 75, 110 - 112, 114 - 117, 123, 153 и др.].

В Надым-Пур-Тазовском междуречье проницаемый комплекс апт-альб-сеномана представлен песчано-глинистой толщей покурской свиты, осадки которой накапливались в

континентальных аллювиальных, пойменных и озерно-болотных условиях. По структурно-фациальному районированию (СФР) территория исследований относится к Тазовско-Уренгойскому подрайону Омско-Уренгойского СФР и подразделяется на три части (подсвиты). Для северных районов распространения покурской свиты в ней выделено 22 пласта с эталонным разрезом по Уренгойской скважине 17.

Общая мощность покурской свиты 710-1030 м. С кровлей свиты связан опорный отражающий сейсмический горизонт Г.

В разрезе свиты практически отсутствуют сколько-нибудь выдержанные реперные горизонты, поэтому их отсутствие и резко выраженное неоднородное строение разреза создают определенные сложности в проведении корреляции отложений покурской свиты не только в НПТР, но и в пределах одного месторождения.

Главные ресурсы УВ в апт-альб-сеноманском резервуаре НПТР сосредоточены в отложениях сеномана - верхней подсвите покурской свиты. В разрезе сеномана выделяются горизонты (пласты) от ПК1 до ПК10, в альбе - ПК11-ПК15, в апте - ПК16-ПК22, прослеживаемость которых неравномерная, а строение сложное за счет прослоев глинисто-алевритового материала. Часто пласты сливаются друг с другом, а в единичных случаях наблюдается их полное замещение глинистыми отложениями, имеющими сложное строение из-за появления внутри них алеврито-песчанных прослоев. В пределах залежей фиксируется присутствие невыдержанных по площади маломощных карбонатизированных песчаников и алевролитов, которые не являются коллекторами и четко выделяются по качественным признакам ГИС [35, 50, 67, 117 и др.].

Песчаники и алевролиты, слагающие продуктивную толщу сеномана, преимущественно серые и светло-серые, иногда с желтоватым и зеленоватым оттенком; встречаются темно-серые разности. Породы обычно слабосцементированные и на поверхность из скважин часто поднимается рыхлый песок. При этом характерен непрерывный и постоянный переход из одной разности в другую. Разделяющие песчаные прослои глины темно-серые до черных, слюдистые, плотные, часто алевритистые или песчанистые. Наряду с ними встречаются алевролиты темно-серые, глинистые, плотные и серые известняки плотные, крепкие, скрытокристаллические или мелкозернистые. По керну часто отмечается тонкая горизонтальная и линзовидная слоистость в песчаниках за счет прослоек до 2-3 мм глинистого, углисто-глинистого и алевролитового материала.

Отложения верхней части покурской свиты представляют собой сложный полифациальный комплекс прибрежно-морских, аллювиальных и дельтовых отложений.

На многих месторождениях (Медвежье, Уренгойское, Ямбургское) в верхней части продуктивной толщи присутствуют органические остатки, которые позволяют определить

фациальную обстановку накопления отложений их содержащих (микрофауна, водоросли, чешуя рыб и пр.) [57, 58, 110, 111].

Индикаторы мелководно-морских условий ограничены верхней половиной разреза продуктивной толщи. Этот факт свидетельствует о преобладании мелководно-морского режима осадконакопления в позднесеноманское время на большей части территории НПТР. Спорадическое распределение горизонтов с морской фауной в верхней части разреза позволяет предположить прерывистый характер проникновения моря в виде языков и заливов в пределы аккумулятивной равнины. Верхняя часть продуктивного разреза, представленная отложениями прибрежного мелководья, содержит фации авандельты, прирусловых баров и пляжей [110, 111].

Нижняя часть разреза характеризуется повышенной угленосностью, постоянным присутствием включений янтаря, что позволяет отнести отложения этой части разреза к аллювиально-дельтовым образованиям. В нижних частях разреза могут быть выделены русловые и пойменные отложения, в совокупности составляющие полную фазу аллювиального осадконакопления. Русловым фациям, как речной системы, так и дельтовых проток, свойственно эрозионное залегание, рукавообразная форма тел, отсутствие связи их распространения с современной структурой. Образованиям озерных и болото-пойменных фаций соответствуют пласты алеврито-глинистых отложений.

В объеме сеноманской толщи наблюдается резко выраженная литолого-фациальная неоднородность как в выделенных типах разреза, так и на площадях месторождений, которая является следствием многообразия фаций и их закономерной смены в каждом генетическом типе осадков [111, 115-117].

Смена аллювиально-дельтовых фаций по разрезу фациями морского мелководья и авандельты постепенная, без видимого перерыва в осадконакоплении. Причем, максимальная глубина (100 метров от кровли сеномана) горизонтов с морской фауной отмечается на месторождении Медвежье. В восточном направлении (Уренгойское и Ямбургское месторождения) мощность отложений с присутствием фаций морского мелководья уменьшается до 10-15 метров. К югу, на значительном удалении от Медвежьего (в разрезе Вынгапуровского месторождения), мелководно-морские фации отсутствуют.

В разрезе аллювиально-дельтовых отложений в восточном направлении от Медвежьего к Ямбургскому месторождению отмечается увеличение доли озерно-болотных фаций. На долю аллювиально-дельтовых фаций приходится около 2/3 общей мощности сеноманских отложений региона [110].

1.3 Тектоническое строение Надым-Пур-Тазовскогорегиона

Изучению чехла и фундамента ЗСП, как взаимосвязанных структурно-литологических образований, посвящено большое число геологических и геофизических исследований [7, 11, 18, 20, 22-27, 33, 34, 36-42, 52, 70-72, 76, 77, 79, 80, 85, 88, 99, 121, 122, 126, 135-139, 140, 146, 150 и др.].

В пределах исследуемой территории, как и принято в целом для ЗСП, выделяются три структурно-тектонических этажа:

• нижний (складчатый) - собственно складчатое основание плиты;

• средний (переходный), представленный осадочными и эффузивно-осадочными породами триасовой и частично пермских систем, формирование которых осуществлялось в условиях параплатформенного и постплатформенного режимов;

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Богданов Олег Александрович, 2019 год

СПИСОК ТАБЛИЦ

Таблица 1.1. Начальные разведанные запасы свободного газа литолого-стратиграфических

нефтегазовых комплексов Западной Сибири [129]..........................................................................21

Таблица 1.2. Начальные разведанные запасы свободного газа гигантских, сверхгигантских и уникальных газосодержащих месторождений Западной Сибири (суша и шельф Карского моря)

[44].........................................................................................................................................................21

Таблица 1.3. Статистические данные по конечным коэффициентам извлечения газа [143]........34

Таблица 2.1. Результаты выделения неработающих интервалов по скважине 273 Юбилейного

месторождения.....................................................................................................................................50

Таблица 3.1. Типизированное литологическое описание образцов керна [9]................................55

Таблица 3.2. Границы групп коллекторов по емкостным параметрам [9].....................................55

Таблица 3.3. Значения коэффициентов пропорциональности для различных классов

коллекторов по керну...........................................................................................................................59

Таблица 3.4. Значения коэффициентов пропорциональности для различных классов

коллекторов в масштабе пластов ........................................................................................................ 61

Таблица 5.1. Решение прямой задачи гравиразведки для залежи пласта ПК1 Бованенковского месторождения.....................................................................................................................................85