Реализация поисковой программы в Югре приносит свои плоды
Н.В. Боровинская, В.М. Южакова, Е.М. Горбылева, А.А. Тепляков (ГП «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана»)
Проблема восполнения и увеличения минерально-сырьевой базы Югры все острее становится в условиях естественного ухудшения ресурсной базы и истощения запасов основных объектов добычи нефти (неоком и верхняя юра). Но, несмотря на существующие проблемы в нефтегазовом комплексе, регион обладает огромным потенциалом и в обозримом будущем останется основным центром добычи в стране. Для поддержания добычи нефти, как известно, необходимым условием является ввод в разработку новых месторождений. Количество новых открытий за последние пять лет заметно уменьшилось. В 2007, 2008 годах было открыто по одному месторождению, в то время как с 1997 по 2001 годы их открывалось по 15-20 в год. В 2000-2001 годах было достигнуто прямое восполнение добычи, то есть годовой прирост промышленных запасов сравнялся с уровнем добычи.
Следует отметить, что сегодня отсутствуют нормативные документы, регламентирующие распределение полученных изменений запасов углеводородов промышленных категорий по графам «разведка» и «переоценка», в связи с чем к приросту запасов по ГРР относят изменение запасов, полученное за счет «так называемого» опережающего эксплуатационного бурения. Фактически при переоценке запасов или переводе их из категории С1 в категорию В происходит увеличение подсчетных параметров, в том числе и КИН. В результате показываемые компаниями приросты по графе «разведка» не дают реального представления об эффективности геологоразведочных работ (рис. 1).
Рис. 1. Прирост запасов с 2003-2008 гг.
В последние годы изменение запасов в сторону увеличения происходило, в основном, за счет эксплуатационного бурения. Еще более незатратным методом пополнения (восстановления) запасов стало изменение подсчетных параметров, особенно увеличение КИН. При такой путанице не представляется возможным сделать какой-либо прогноз прироста на перспективу.
Нефтедобывающие компании геологоразведочные работы проводят в границах долгосрочных лицензий и в пределах поисковых участков. Если в границах разрабатываемых месторождений основной целью ГРР является уточнение моделей залежей, перевод запасов нефти категории С2 в категорию С1, то на поисковых участках основная задача — поиск новых месторождений. Но процесс открытия новых месторождений в 2007 году был приостановлен. Одной из причин может быть то, что не все ЛУ еще опоискованы бурением. Другая причина в том, что не всегда при испытании скважин получают промышленные притоки нефти, так как в опоискование вводятся участки с низкопроницаемыми коллекторами в перспективных отложениях.
Рис.2. Количество месторождений, открытых с 1999 по 2009 годы
С 2008 года в границах поисковых участков увеличился объем поискового бурения и составил 28% от общей годовой проходки по округу.
Рис.3. Соотношение объема бурения на поисковых участках к общей проходке
Хочется верить, что такое отношение к поисковому бурению сохранится и приведет к открытию значительного количества новых месторождений. Поэтому не может не радовать открытие одиннадцати месторождений за 2009 год — Колтогорского, Западно-Охтымлорского, им.О.А.Московцева, Айского, Озерного (нефтяного), Южно-Ляминского, Восточно-Ляминского, Восточно-Рогожниковского, Высотного, Нижневынгапуровского и Южно-Гавриковского.
По размеру 9 месторождений мелкие, одно, им.О.А.Московцева, среднее и одно, Колтогорское, с запасами более 35 млн.т, крупное.
Дебиты скважин на вновь открытых месторождениях изменяются в широком диапазоне, от фонтанных до непереливающих. Максимальный фонтанный приток нефти 79.8 м3/сут на штуцере 8 мм получен в скв.53П из пласта БС8 на месторождении им. О.А. Московцева. Наибольший непереливающий дебит на уровне 945 м составил 11.59 м3/сут при испытании пласта ЮС2 Южно-Ляминского месторождения.
Распределение залежей новых месторождений по разрезу следующее: в неокомском – 1, в ачимовской толще — 2, к верхнеюрским отложениям приурочено 3 залежи (причем 1 из них — к баженовской свите) и 3 залежи выявлены в среднеюрских отложениях.
Колтогорское месторождение по величине извлекаемых запасов нефти крупное. Месторождение открыто ЗАО «Сибирская геологическая компания» на территории Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа — Югры в 130 км к северо-востоку от г.Нижневартовск и в 170 км юго-восточнее г.Новоаганск.
Тектонически приурочено к Колтогорскому прогибу.
Ближайшие месторождения: Новоаганское и Северо-Хохряковское.
Месторождение открыто по результатам бурения и испытания скв.141П, в которой из интервала 2944-2949 м (а.о.-2849-2854 м) после ГРП был получен приток нефти дебитом 13.6 м3/сут, воды – 15.4 м3/сут и выявлена залежь в пласте ЮВ1.
Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважинах, вскрывших пласт ЮВ1, изменяется от 7 до 8.2 м.
По данным керна, отобранного из пласта, коллектор представлен песчаником серым, средне-мелкозернистым с прослоями углистого материала с признаками нефти.
Уровень ВНК принят условно на а.о.-3000 м.
Площадь нефтеносности ограничивается уровнем водонефтяного контакта, тектоническим нарушением и зоной глинизации.
Размер залежи 40 х 10 км, высота около 150 м.
Запасы нефти категории С1 выделены на расстоянии 1 км от скв.141П, остальные запасы залежи отнесены к категории С2. Извлекаемые запасы нефти составили: по категории С1 325 тыс.т, по категории С2 35207 тыс.т.
Залежь площадью около 400км2 находится на четырех поисковых блоках, принадлежащих ЗАО «Сибирская геологическая компания», а на севере и юге частично выходит на территорию «ЮГРА-НЕДРА» (нераспределенный фонд недр).
Рис.4. Подсчетный план по пласту Ю1 Колтогорского месторождения
Западно-Охтымлорское месторождение открыто ООО «Нафта-Юганск» и административно находится в южной части Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа — Югры в 240 км к югу от г.Сургут.
Тектонически месторождение приурочено к Западно-Охтымлорской структуре, расположенной в пределах Каймысовского свода. Структура выявлена и подготовлена к глубокому бурению сейсморазведочными работами МОВ ОГТ 2D сп 4/87-88, сп 15/00-01 и сп 15/07-08.
Ближайшее разрабатываемое месторождение – Тайлаковское.
Западно-Охтымлорское месторождение открыто поисковой скв.21, давшей приток нефти с пластовой водой дебитом 6.2 м3/сут на 2-мм штуцере из пласта Ю11, при этом содержание нефти составило 40%. Залежь пласта вскрыта на а.о.-2371 м, эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине составила 4.9 м.
Уровень ВНК принят условно по подошве нефтенасыщенного коллектора в скв.21П на а.о.-2375.9 м.
Залежь по типу пластовая сводовая, размерами 3.4 х 1.5 км, высотой около 21 м.
Запасы нефти категории С1 выделены на расстоянии 1 км от скв.21П, с востока и севере ограничены контуром ВНК, остальная часть залежи оценена по категории С2.
Извлекаемые запасы нефти составили: по категории С1 201 тыс.т, по категории С2 204 тыс.т.
Рис.5. Подсчетный план по пласту Ю11 Западно-Охтымлорского месторождения
Озерное нефтяное месторождение открыто ОАО «Сургутнефтегаз» и административно находится на севере Сургутского района в 220 км севернее г. Сургут.
В тектоническом плане месторождение расположено в пределах Леклорского прогиба, в южной части Северо-Сургутской мегатеррасы.
Ближайшими разрабатываемыми месторождениями являются месторождения Тянской группы: Мурьяунское, Лукъявинское и Юкъяунское.
Месторождение открыто скв.6302П, при испытании которой получен приток нефти из пласта ЮС0К. Залежь пласта вскрыта в интервале 3168.4 – 3190.6 м (а.о.-3032.2-3054.4 м). Эффективная нефтенасыщенная толщина составила 8.8 м. При испытании пласта в интервале 3168.0 – 3178.0 м (а.о.-3031.8-3041.8 м) получен фонтанный приток нефти дебитом 15 м3/сут на 4-мм штуцере.
Уровень ВНК принят условно на а.о.-3053.0 м по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя в скв.6302П. По типу залежь пластовая сводовая, ограниченная литологическим экраном, размеры 7 х 3.5 км, высота около 23 м.
Запасы нефти категории С1 выделены на расстоянии 1 км от скв.6302П, остальная часть залежи оценена по категории С2.
Извлекаемые запасы нефти составили: по категории С1 572 тыс.т, по категории С2 711 тыс.т.
Рис.6. Подсчетный план по пласту ЮС0К Озерного месторождения
Южно-Ляминское месторождение открыто ОАО «Сургутнефтегаз» и административно находится на территории Ханты-Мансийского района, в 180 км на северо-запад от г.Сургут. В тектоническом плане расположено в пределах центральной части Фроловской мегавпадины.
Ближайшие разрабатываемые месторождения: Северо-Селияровское, Сыньеганское, Западно-Камынское.
Месторождение открыто поисковыми скважинами 9003П и 9010П, при испытании которых получены притоки нефти из пласта ЮС2.
Скважина 9003П вскрыла полностью нефтенасыщенный коллектор пласта в интервале 2898.6 – 2918.2 м (а.о.-2827.6-2847.2 м) с эффективной толщиной 5.2 м. При испытании пласта в интервале 2894.0 – 2920.0 м (а.о.-2824.2-2850.2 м) был получен приток нефти дебитом 4.89 м3/сут при Ндин=1149.5 м.
Скважина 9010П вскрыла полностью нефтенасыщенный коллектор пласта ЮС2 в интервале 2918.6 – 2933.0 м (а.о.-2835.3-2849.7 м) с эффективной толщиной 3.8 м. При испытании пласта в интервале 2918.0 – 2933.0 м (а.о.-2836.9-2851.9 м) был получен приток нефти дебитом 11.59 м3/сут при Ндин=945 м после ГРП.
Залежь пласта ЮС2 приурочена к литологически замкнутой песчаной линзе. Площадь нефтеносности ограничена условной линией отсутствия коллекторов. Размер залежи 20.0 х 9.0 км, высота около 35 м.
Запасы нефти категории С1 выделены на расстоянии 1 км от скв.9003П и 9010П, остальная часть залежи оценена по категории С2.
Извлекаемые запасы нефти составили: по категории С1 389 тыс.т, по категории С2 1901 тыс.т.
Рис.7. Подсчетный план по пласту ЮС2 Южно-Ляминского месторождения
Месторождение им. О.А. Московцева открыто на Чупальском лицензионном участке ОАО «НК «Роснефть». Месторождение названо в честь Олега Алексеевича Московцева, главного геолога, заместителя генерального директора производственного нефтегазодобывающего объединения «Юганскнефтегаз».
Административно месторождение расположено на территории Нефтеюганского района. В тектоническом плане приурочено к Чупальскому куполовидному поднятию в пределах северо-западного борта Юганской мегавпадины. Ближайшие разрабатываемые месторождения: Малобалыкское, Среднебалыкское, Кузоваткинское.
Месторождение открыто по результатам бурения и испытания поисковых скважин 53П, 53б, 57П, 54П.
В скв.53П из пласта БС8 был отобран и исследован керн. С отбором керна по пласту пройдено 17.8 м. Керн представлен мелкозернистым песчаником с включением углистого детрита с признаками нефти. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта по данным ГИС составила 17 м. Скважина была ликвидирована по техническим причинам.
Рис.8. Подсчетный план по пласту БВ8 месторождения им. О.А. Московцева
Скважина 53б (дублер скв. 53П) вскрыла пласт БВ8 на отметке – 2314 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составила 20.4 м. При испытании в колонне из интервалов глубин 2393 — 2396 м, 2400 — 2414.5 м, 2417 — 2418 м (а.о.-2315.6 — 2318.6, -2322.6 — 2337.1, -2339.6 — 2340.6 м) получен фонтанный приток нефти дебитом 79.8 м3/сут на 8-мм штуцере.
Скважина 57П вскрыла коллектор пласта БВ8 на а.о.-2336.4 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составила 8.2 м. При испытании интервала 2407 – 2410 м (а.о.- 2336.4 — 2339.4 м) был получен фонтанный приток нефти дебитом 3.9 м3/сут, воды 21.1 м3/сут.
В скв.54П, вскрывшей залежь пласта на а.о.- 2333 м, с отбором керна пройдено 8.4 м. Керн представлен мелкозернистым буровато-серым песчаником с признаками нефти. Эффективная нефтенасыщенная толщина по данным ГИС составила 13 м. Испытаний в скважине не проводили.
Скв.58П вскрыла водонасыщенный пласт на а.о.-2352 м. В результате испытания из интервала а.о.-2349.6-2355.6 м получен приток воды дебитом 4 м3/сут.
Уровень ВНК принят условно по данным ГИС на а.о.-2346 м.
Залежь пластовая сводовая, размерами 5.2 х 10.9 км, высота 34 м.
К категории С1 отнесены запасы центральной части залежи с учетом данных испытания скв.57П и 53б и данных интерпретации ГИС по скв.54П, остальная часть залежи оценена по категории С2.
Извлекаемые запасы нефти составили: по категории С1 6018 тыс.т, по категории С2 5703 тыс.т.
Айское месторождение открыто ООО «МОЛ-Западная Сибирь» и расположено на территории Нефтеюганского административного района в 76 км юго-западнее г.Нефтеюганск. Тектонически приурочено к западному борту Юганской мегавпадины.
Ближайшие разрабатываемые месторождения: Малобалыкское, Среднебалыкское.
В 2009 году на Айской структуре пробурена поисковая скважина №1, которая установила нефтеносность пластов Ач1, Ач3 валанжинского яруса нижнего мела, пластов ЮС2 и ЮС3 отложений батского яруса средней юры.
Пласт Ач1 приурочен к отложениям верхней части ачимовской толщи, при опробовании интервала 2727 – 2731 м (а.о.-2643.1-2648.1 м) получен приток нефти дебитом 1.44 м3/сут при депрессии 99.7 атм.
ВНК принят условно на а.о.- 2648 м.
Залежь пластовая сводовая, размеры 1.7 х 1-1.5 км, высота 14 м.
Запасы нефти категории С1 выделены в радиусе 1 км от скв.1П в пределах контура залежи, остальная площадь залежи отнесена к категории С2. Извлекаемые запасы нефти составили: по категории С1 54 тыс.т, по категории С2 18 тыс.т.
Пласт Ач3 приурочен к отложениям нижней части ачимовской толщи. При испытании из интервала 2837-2870 м (а.о.-2754-2787 м) получена техническая вода с пленкой нефти при депрессии 156.4 атм. Дебит жидкости составил 0.73 м3/сут.
ВНК принят условно по подошве нефтенасыщенного коллектора на а.о.-2763 м.
Площадь нефтеносности ограничивается уровнем водонефтяного контакта и зоной глинизации. Высота залежи достигает 26 м.
Запасы залежи отнесены к категории С2 и составляют 814 тыс.т.
Пласт ЮС2 приурочен к отложениям тюменской свиты. Из пласта в результате испытания двух интервалов 2969 — 2987 и 2999 — 3006 м (а.о.-2886 — 2904 м, -2916 — 2923 м) получен приток нефти дебитом 4.2 м3/сут при депрессии 163.9 атм.
ВНК принят на отметке — 2923 м.
Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная. Высота залежи 39 м.
Запасы категории С1 выделены в районе скв.1 и составили 409 тыс.т. На остальной площади залежи запасы подсчитаны по категории С2 в количестве 551 тыс.т.
Пласт ЮС3 приурочен к отложениям тюменской свиты. При испытании интервала 3022 — 3031 м (а.о.-2939.1 — 2948.1 м) получен приток нефти дебитом 2.48 м3/сут при депрессии 113.5 атм.
ВНК принят на отметке -2954 м.
Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная. Высота залежи 19 м.
Запасы категории С1 выделены в районе скв.1 и составили 96 тыс.т. На остальной площади залежи запасы подсчитаны по категории С2 в количестве 30 тыс.т.
В целом по месторождению запасы категории С1 составили 559 тыс.т, категории С2 1413 тыс.т.
Восточно-Ляминское месторождение открыто ОАО «Сургутнефтегаз» и административно находится на территории Ханты-Мансийского района в 180 км на северо-запад от г.Сургут. В тектоническом плане расположено в пределах центральной части Фроловской мегавпадины.
Ближайшие разрабатываемые месторождения: Северо-Селияровское, Сыньеганское, Западно-Камынское.
Месторождение открыто поисковыми скважинами 9002, 9004 и 9005, при испытании которых получены притоки нефти из пласта ЮС0.
Скв.9002 вскрыла коллекторы пласта ЮС0 нефтенасыщенной толщиной 2.2 м. При испытании интервала 2870.0 – 2900.0 м (а.о.-2763.6-2793.6 м) был получен приток нефти дебитом 8.9 м3/сут при Ндин=1073 м.
Скв.9004 вскрыла коллекторы пласта нефтенасыщенной толщиной 3 м. При испытании интервала 2858.0 – 2878.0 м (а.о.-2766.6-2786.6 м) получен приток нефти дебитом 3.39 м3/сут при депрессии 188.4 атм.
Скв.9005 вскрыла коллекторы пласта нефтенасыщенной толщиной 1.6 м. При испытании интервала 2830.0 – 2858.0 м и 2859.0 – 2862.5 м получен приток нефти дебитом 4.5 м3/сут при Ндин=1105.2 м.
Керн, отобранный из скважин, представлен битуминозными аргиллитами от бурых до темно-серых, с включениями пирита и кальцита.
Запасы нефти категории С1 в размере 169 тыс.т выделены на расстоянии 1 км от скв.9002, 9004 и 9005.
Высотное месторождение открыто ОАО «Сургутнефтегаз» и административно находится на территории Ханты-Мансийского района в 175 км на северо-запад от г.Ханты-Мансийск. В тектоническом плане приурочено к Красноленинскому выступу.
Ближайшее месторождение — Рогожниковское.
Месторождение открыто поисковой скважиной 880П, вскрывшей нефтеносные вулканогенные отложения триасового возраста. Из интервала 2610.0 – 2643.0 м (а.о. -2499.0-2532.0 м) получен фонтанирующий приток нефти с пластовой водой дебитом 18.55 м3/сут (дебит нефти 14.32 м3/сут) на 6-мм штуцере.
Керн, отобранный из скважин, представлен туфами, туффитами, эффузивными породами кислого состава.
Залежь литологически ограниченная, размеры 5.0 х 6.0 км, высота 170 м.
Запасы в районе скв.880П отнесены к категории С1 и составили 1144 тыс.т, остальная часть залежи отнесена к категории С2. Запасы категории С2 составили 2937 тыс.т.
Рис.9. Подсчетный план по пласту Тр Высотного месторождения
Восточно-Рогожниковское месторождение открыто ОАО «Сургутнефтегаз» и административно находится на территории Ханты-Мансийского района в 175 км на северо-запад от г.Ханты-Мансийск. В тектоническом плане приурочено к зоне сочленения Красноленинского свода и Фроловской мегавпадины.
Ближайшие месторождения — Рогожниковское, Назымское, Центральное.
Месторождение открыто поисковой скважиной 890П.
При испытании Тр из интервала 2768.0 – 2950.0 м (а.о. -2640.8-2822.8 м) получен фонтанирующий приток нефти дебитом 2.87 м3/сут на 2-мм штуцере.
Коллектор пласта представлен эффузивными породами кислого состава.
Залежь массивная, с запада и юга литологически ограниченная, размеры 9.5 х 4.5 км, высота 95 м.
Запасы нефти категории С1 в размере 146 тыс.т выделены на расстоянии 1 км от скв.890П. Остальная часть залежи отнесена к категории С2. Запасы категории С2 составили 548 тыс.т.
Рис.10. Подсчетный план по пласту Тр Восточно-Рогожниковского месторождения
Нижневынгапуровское месторождение открыто ООО «Заполярнефть» и в административно находится на территории Нижневартовского района в 65 км на восток от г.Ноябрьск. В тектоническом плане приурочено к южной части Вэнгапурского вала.
Месторождение открыто по результатам бурения и испытания поисково-оценочной скважины 417ПО и разведочной скважины 503Р.
При испытании пласта ЮВ2 в скв.417ПО из интервалов перфорации 3002.0 – 3003.5 м (а.о. -2873.2-2874.7 м) и 3005.0 – 3008.0 м (а.о. -2876.2-2879.2 м) получен приток нефти дебитом 1.77 м3/сут при СДУ =1635 м.
При испытании пласта в скв.503Р из интервалов перфорации 3031.0 – 3034.0 м (а.о. -2903.4-2906.4 м) получен приток нефти дебитом 1.1 м3/сут при СДУ =1846.5 м. После дострела интервалов 3034.0 – 3036.0 м (а.о. -2906.4-2908.4 м) и 3037.5 – 3040.0 м (а.о. -2909.9-2912.4 м) получен приток нефти дебитом 2.5 м3/сут при депрессии 102.5 атм.
Отобранный керн представлен песчаником серым и темно-серым, мелкозернистым, кварцевым, с неравномерными вкраплениями углистого материала.
Залежь пластовая сводовая, ограниченная тектоническими нарушениями с севера и востока, размеры 7.5 х 7.0 км, высота 44 м.
Извлекаемые запасы нефти по категории С1 составили 1477 тыс.т, по категории С2 1499 тыс.т.
В связи с получением новой геолого-геофизической информации были пересмотрены материалы по пластам Ю2, Ю3, Ю4 и Ю7 Вынгапуровского месторождения. В результате произошло разделение запасов между Вынгапуровским и Нижневынгапуровским месторождениями.
В целом по месторождению запасы составили: по категории С1 4124 тыс.т, по категории С2 4091 тыс.т.
Южно-Гавриковское месторождение открыто ООО «Южно-Гавриковское» и административно находится на территории Сургутского района в 275 км к югу от г. Сургут.
В тектоническом плане приурочено в северной части Демьянского мегавала.
Месторождение открыто по результатам бурения и испытания скважины 1.
Южно-Гавриковское месторождение расположено в пределах двух лицензионных участках – Южно-Гавриковского (Югра) и Усть-Тегусского (юг Тюменской области).
При испытании пласта Ю2 из интервала 2507.5 – 2511 м (а.о. -2410.64-2414 м) был получен фонтанирующий приток нефти дебитом 7.3 м3/сут на 4-мм штуцере.
Уровень ВНК принят условно по замыкающей изогипсе – 2420 м.
Залежь пласта Ю2 пластовая сводовая, размеры 10 х 1-2.6 км, высота более 30 м.
Площадь запасов категории С1 выделена вокруг скв.1 и ограничена на юге на расстоянии 1 км от скважины линией ВНК. Остальная часть залежи отнесена к категории С2.
Извлекаемые запасы категории С1 составили 58 тыс.т, категории С2 566 тыс.т.
Рис.11. Подсчетный план по пласту Ю2 Южно-Гавриковского месторождения
При испытании пласта Ю4 из интервала 2531 – 2550 м (а.о. -2434.14-2453.14 м) был получен фонтанирующий приток нефти дебитом 12.6 м3/сут нп 6-мм штуцере. После интенсификации дебит составил 33.6 м3/сут при депрессии 10.7 МПа.
Уровень ВНК принят условно по замыкающей изогипсе – 2460 м.
Залежь пласта Ю4 пластовая сводовая, размеры 10.5 х 0.3-2.1 км и высота более 40 м.
Площадь запасов категории С1 выделена вокруг скв.1 и ограничена на юге на расстоянии 1 км от скважины с других сторон линией ВНК. Остальная часть залежи отнесена к категории С2.
Извлекаемые запасы категории С1 составили 456 тыс.т, категории С2 662 тыс.т.
Рис.12. Подсчетный план по пласту Ю4 Южно-Гавриковского месторождения
В целом по месторождению запасы категории С1 составили 514 тыс.т, категории С2 1227 тыс.т.
Итого по одиннадцати новым месторождениям Ханты-Мансийского автономного округа – Югры получен прирост запасов категории С1 в количестве 10206 тыс.т, категории С2 в объеме 49852 тыс.т.
