Обнаружение и прогноз нефтеносности доюрских образований на Ханты-Мансийско-Фроловском лицензионном участке

 

А.М. Ванисов, Ю.А. Тренин (ЗАО «ЗапСибЮГ»), И.Н. Михайлов (ФГУП «ВНИИГеофизика»), А.Л. Клопов (АУ «Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В.И. Шпильмана»), В.Б. Скоробогатов («Назымская нефтегазоразведочная экспедиция»)

Проблема расширения ресурсной базы УВ за счёт поиска глубокозалегающих залежей, включая залежи в породах фундамента, давно является одной из актуальных, хотя известны уже сотни месторождений подобного типа.

С этих позиций основной поисковый интерес в комплексе пород фундамента в Западной Сибири, с точки зрения их коллекторских свойств и потенциальной нефтегазоносности, представляют терригенно-карбонатные отложения палеозоя.

Трудность обнаружения залежей УВ в доюрских образованиях общеизвестна из-за сложности их строения и глубины залегания. По В.В. Поспелову «…с точки зрения литологической приуроченности, большинство известных залежей нефти в породах фундамента находятся в гранитоидных породах. На долю этих пород приходится 32,5%, 29% концентрируется в метаморфических породах, 14% – в карбонатах и 12,5% – в вулканогенных образованиях. Месторождения в коре выветривания интрузивов занимают не более 7%» [4].

Кроме трудностей обнаружения и оконтуривания залежей УВ в доюрских образованиях существуют и вопросы их генезиса и концентрации в определённых районах, тем более, что в различных регионах мира есть множество необъяснимых фактов, например, таких, как по группе западноканадских месторождений.

«Запасы тяжелой нефти месторождения «Карбонатный Треугольник» в среднедевонских -каменноугольных карбонатах составляют 215 млрд т нефти. Количественная геохимиче ская модель органического нефтегазообразования, примененная к установленным нефтегазоматеринским породам в вышеуказанном районе, может объяснить генезис только 7% запасов нефти в нижнемеловых песках. Где же органический источник остальных 93% ресурсов нефти нижнемеловых песчаников и 215 млрд т нефти среднедевонских-каменноугольных карбонатов «Карбонатного Треугольника»? Такой органический источник не известен. Очевидно, что нефти упомянутых западноканадских месторождений имеют глубинное происхождение» (Иванов В.С. и др., 2008.)

Вполне очевидно, что при дальнейшем более углублённом изучении проблемы нефтегазоносности доюрских образований в нашем регионе мы также столкнёмся с подобными вопросами.

Однако цель настоящей работы несколько иная – разработка технологии прогноза нефтеносности и обнаружения залежей в доюрских образованиях с последующей оценкой геологических запасов УВ на примере Ханты-Мансийско-Фроловского ЛУ.

Район выполненных работ расположен возле г.Ханты-Мансийск, его северная часть находится в междуречье рек Обь и Иртыш, южная – к юго-западу от р. Иртыш.

В тектоническом плане территория исследований, согласно представлениям В.С. Суркова, находится в юго-восточной части Уват-Ханты-Мансийского срединного массива, для которого, так же как и для остальной части ЗСП, характерна многоярусность тектониче ского строения. По результатам многочисленных исследований выделяются:

1. Архейско-протерозойские глубокометаморфизованные образования, залегающие на глубине 3.5-5.0 км и глубже.

2. Нижне-среднепалеозойские вулканогенно -осадочные, терригенно-карбонатные, карбонатные накопления изменённые, в разной степени дислоцированные.

3. Раннемезозойские (триасовые) параплатформенные вулканогенно-осадочные отложения, залегающие на нижележащем комплексе с резким угловым несогласием.

4. Платформенный мезозойско -кайнозойский осадочный чехол.

Архейско-протерозойский комплекс пород в пределах района исследований пробуренными скважинами не вскрыт, при максимальной глубине в скважине Ханты-Мансийская 50 – 4006 м.

Отложения среднего палеозоя, представленные терригенно -карбонатными, карбонатными и вулканогенно -осадочными породами, охарактеризованы керном и фаунистической привязкой (Ханты-Мансийские скв. 5, 8, 11 и др.).

Триасовые отложения представлены вулканогенно-осадочными породами ( Ханты- Мансийские скв.6, 10, 14, 18, 22).

По мезо-кайнозойскому чехлу в пределах рассматриваемого района сейсморазведкой выделены Ханты-Мансийская, Горелая, Гамбитовая, Фроловская, Западно-Фроловская и др. структуры более мелкого порядка.

Свидетельством интенсивной тектонической активности в пределах рассматриваемого района является наличие разломов, выделенных по результатам сейсморазведочных работ, аэро-космодешифрирования и потенциальным полям, а также установленные по бурению и посчитанные по магниторазведке активные интрузивные тела различного состава.

Система дизъюнктивных нарушений представлена разломами северо-западного и северо-восточного направления, но наиболее контрастны широтные разломы. Они оказывают большое влияние на формирование тектонически экранированных залежей и на распределение их по площади. Субмеридиональные нарушения, по данным сейсморазведки, являются более выдержанными, секущими нарушения других направлений, а следовательно, наиболее молодыми. Многочисленные более мелкие тектонические нарушения создают впечатление мозаично-блокового строения изученной территории, так называемый эффект «битой тарелки».

В нефтегазоносном отношении площадь исследований расположена в юго- восточной части Фроловской НГО в Ляминском НГР.

В течение 30-ти лет в пределах исследуемого района велись поисково-разведочные работы на обнаружение залежей нефти в карбонатных отложениях палеозоя. Особенно интенсивно началось бурение после открытия в 1982 г. Горелого месторождения. Здесь в скв.5 из интервала 3118-3152 м на 8-мм штуцере из карбонатных отложений палеозоя было получено 302,8 м3/ сут нефти (по данным оперативного подсчёта запасов из дела скважины). Позднее этому району было уделено повышенное внимание со стороны разных исследователей. Было дано множество рекомендаций, которые после проверки бурением, однако, ни разу не подтвердились. И лишь через 20 лет на выявленной сейсморазведкой 3D Ханты-Мансийской структуре была пробурена продуктивная по 3 интервалам палеозоя скважина №50, которая подтвердила перспективность палеозойских образований на данной территории.

Как показывает опыт гравиметрических работ, карбонатным комплексам отвечают положительные аномалии силы тяжести, совпадающие в плане с отрицательным магнитным полем. Именно такое сочетание аномальных полей характерно для известных промышленно нефтегазоносных районов в разных регионах страны. Этим условиям отвечают нефтегазоконденсатное Ново-Портовское и нефтяное Ханты-Мансийское месторождения, которые являются эталонами для Тюменской области. Но эти признаки работают лишь на уровне масштаба 1:200 000, что, впрочем, уже важно для выбора направления поисковоразведочных работ. Но в подавляющем большинстве месторождения в Западной Сибири многозалежные и выделение в потенциальных полях традиционными способами эффектов от залежей УВ весьма неоднозначно. Для обнаружения залежей УВ в карбонатных отложениях девон-карбона предлагается применять нестандартные методики локального прогноза «Рельеф-2» и «ГОНГ» (гравиметрическое обнаружение нефти и газа). Плановое положение предполагаемых залежей УВ выявляется по сейсмическим и гравиметрическим материалам, а так как по одной гравиразведке практически невозможно определить глубину залегания аномалиеобразующего объекта, его привязку необходимо осуществлять по данным сейсморазведки, для чего применяется методика «Рельеф-2». Данные методики были неоднократно опробованы в различных районах Западной Сибири и для неоком-юрских отложений подтвердили локальный прогноз – на уровне 70-75%. Комплекс эффективно работает и по доюрским образованиям. К примеру, на Восточно-Новопортовской площади по методике «Рельеф-2» были пробурены 3 скважины, в которых из девонских карбонатных отложений получены аварийные притоки газа дебитом от 1,3 млн м3/сут (скв.300) до 2.0-4.0 млн м3/сут (скв.217). По результатам обработки гравиметрического материала по методике «ГОНГ» на Ханты-Мансийской площади пробурена наклонная скважина № 5101, в которой из девонских известняков в процессе эксплуатации получали до 200 м3/сут нефти.

Гравимагнитные работы на площади исследования начали проводиться в 1958 г. с выполнения в пределах Фроловского участка гравиметрической съемки масштаба 1:100 000. В 1983 г. на остальной части площади выполнена съемка масштаба 1:200 000, а в 1984 г. она была перекрыта детальными работами масштаба 1:50 000. В 1997 г. в районе Горелой структуры ОАО «Ханты-Мансийскгеофизика» выполнило высокоточные гравиметрические работы масштаба 1:25 000 по сети 75 на 250 м. Гравиметрические профили были пройдены по каждому 10-му сейсмическому профилю съёмки 3D, что и обеспечило такой масштаб и высокую детальность выделения нефтегазоперспективных аномалий.

Полученные данные всех перечисленных съемок использованы для построения на отчетную площадь гравиметрической карты аномалий силы тяжести в редукции Граафа-Хантера. Для интерполяции наблюденных значений в узлы регулярной сети размером 1×1 км, а также для оформления и вывода на печать отчетных карт используется пакет Surfer 7.00 фирмы Golden Software.

Любое геопотенциальное поле является результатом суперпозиции (наложения, суммирования) аномальных эффектов от всего геологического разреза, как по глубине, так и по латерали. Кроме того, в наблюденных полях находят отражение различного рода помехи и ошибки измерения. Подавление аномалийпомех и выделение из наблюденного поля полезного сигнала от целевого геологического объекта является основной задачей обработки и интерпретации гравимагнитных наблюдений.

Известно, что в региональном плане, как на территории всей Западной Сибири, так и в пределах отчетной площади, потенциальные поля в наибольшей степени отражают строение фундамента. Для того чтобы подчеркнуть аномалии, вызванные строением его верхней части, и уменьшить влияние глубинных аномально образующих факторов, наблюденные поля были подвергнуты фильтрации в окне 10*10 км. Преобразования выполнены средствами комплекса статистического и корреляционного анализа данных COSCAD-3D (автор А.В.Петров, МГРА, 2000).

Вся площадь исследования покрыта аэромагнитной съемкой масштаба 1:50 000, выполненной в 1979-1980 годах Уральским и Новосибирским ТГУ. В распоряжении авторов были результаты оцифровки сводной карты изодинам полного вектора магнитного поля. На их основе средствами пакета Surfer посчитана регулярная сеть с шагом 1×1 км.

Кроме указанных качественных преобразований, ряд магнитных аномалий был подвергнут количественной интерпретации. Работа выполнена с помощью демонстрационной версии пакета Potent v.04.06.02 фирмы Geophysical Software Solutions P/L. Пакет позволяет решать прямую и обратную задачи магниторазведки для 7 различных типов трехмерных тел.

Выполненные расчёты по магниторазведке и результаты глубокого бурения свидетельствуют о том, что в строении доюрского комплекса пород в районе исследований участвуют интрузии основного и среднего состава, эффузивные образования и терригеннокарбонатный комплекс пород.

В ходе комплексной интерпретации нами была использована аэромагнитная съёмка масштаба 1:50 000, материалы которой привлекались для локального прогноза как вспомогательная информация.

Хорошей информативностью обладают материалы аэро-космофотодешифрирования, которые неоднократно использовались нами в комплексе с другими геофизическими методами.

Все эти дополнительные сведения позволяют повысить достоверность оценки перспектив нефтеносности территории исследования.

В основу локального прогноза залежей УВ на площади положены нестандартные методики локального прогноза «ГОНГ» и «Рельеф-2». Коротко, суть применяемых методик ГОНГ и « Рельеф-2» сводится к анализу микроструктуры волнового и гравимагнитных полей, с последующим выделением по определённой технологии предполагаемых нефтегазоперспективных аномалий [5]. Далее следует комплексная интерпретация аномалий совместно с материалами ГИС и бурения. Методики достаточно широко известны и опробованы, и ранее полно описаны и опубликованы в ряде работ [1,5,6].

Любое гравитационное поле является интегральным, отображающим суммарные аномальные эффекты от всего геологического разреза, как по глубине, так и по латерали.

Собственно на базе эмпирических закономерностей отображения залежей УВ в гравитационных полях и для объяснения независимости аномальных эффектов от глубины залегания залежей разработана методика «ГОНГ» [1] и была высказана гипотеза о физико-теоретических представлениях о природе гравитационного поля [7]. Методика широко использовалась в условиях Западной Сибири с высоким коэффициентом подтверждаемости бурением [9], она достаточно хорошо известна специалистам и поэтому не требует дополнительной расшифровки.

Общая площадь, на которой была проведена комплексная интерпретация потенциальных полей, с целью выделения нефтеперспективных аномалий, составляет около 3,5 тыс.км2. В пределах этой площади находится лицензионный участок (ЛУ), принадлежащий Назымской НГРЭ, площадь ЛУ составляет около 1900 км2. Практически весь ЛУ покрыт гравиметрической съёмкой масштаба 1:50 000 общим объёмом 1750 км2. Лишь небольшой участок в юго-восточной части участка, площадью в 300 км2, закрыт съёмкой м-ба 1:100 000. Объём съёмки м-ба 1:25 000 в пределах Горелого и Ханты-Мансийского локальных поднятий составляет 100 км2.

Все вышеперечисленные материалы и послужили основой для обработки и интерпретации графиков поля силы тяжести по неформализованной методике локального прогноза залежей УВ-методике «ГОНГ» (гравиметрическое обнаружение нефти и газа). В результате обработки графиков поля силы тяжести на площади исследования, а это около 3,5 тыс. км2, было выделено более 120 нефтеперспективных аномалий (рис.2). Они имеют самую разную форму – выделяются кольцевые, дуговые, линейно-вытянутые, эллипсовидные, изометричные аномалии. Выявленные нефтеперспективные аномалии, на первый взгляд, не имеют какого-либо закономерного распределения по площади, т.е. структурного, тектонического и другого рода контроля. При рассмотрении отдельно взятого участка, размерами примерно 5 на 10 км, они вполне геологичны и могут являться основой при построении прогнозной модели залежи. Линейно- вытянутые аномалии имеют преимущественно северо-западное и северо-восточное простирание. Субмеридиональное простирание аномалий характерно для площади, закрытой съёмкой м-ба 1:100 000. Хотя выявленные нефтеперспективные аномалии имеют одну физическую природу, и они практически равноценны по способу выделения, на прогнозной карте аномалии имеются две градации – уверенные и менее уверенные, из-за наличия на профиле некондиционных точек физнаблюдений.

Рис.1. Фрагмент карты нефтегазоперспективных аномалий доюрского комплекса, выделенных по методике «ГОНГ»

Рис.1. Фрагмент карты нефтегазоперспективных аномалий доюрского комплекса, выделенных по методике «ГОНГ»
 

Рис.2. Выкопировка из «Карты нефтегазоперспективных аномалий Ханты-Мансийского и Фроловского ЛУ, выделенных по методике «ГОНГ»

Рис.2. Выкопировка из «Карты нефтегазоперспективных аномалий Ханты-Мансийского и Фроловского ЛУ, выделенных по методике «ГОНГ»

 

Выделение нефтеперспективных аномалий в доюрском комплексе проводилось и по сейсморазведке. Для целей локального прогноза на площади применялась нестандартная методика обнаружения залежей УВ – «Рельеф-2». Но ввиду того, что сеть наблюдений по сейсморазведке составляет в основном 2 на 3 км, что для сложнопостроенных залежей в доюрском комплексе явно недостаточно, нами за основу была взята площадь нефтеперспективных аномалий, выделенных по гравиразведке. В данном методе сеть наблюдений регулярная, в основном строго широтная с плотностью физнаблюдений 250 м на 1,0 км.

Как и на любой сейсмической площа ди, полученные материалы, даже в результате проведённой комплексной интерпретации, по нашему мнению, не могут быть однозначно истолкованы. Сложность проблемы поиска залежей УВ в доюрских отложениях очевидна. Основные направления работ должны быть нацелены на систематическое, целенаправленное изучение доюрских образований, которое должно включать и региональные работы, и детальные, и особенно съёмки 3D, которые часто не доходят до стадии локального прогноза залежей УВ, иногда из-за отсутствия опыта в этом вопросе или просто от непонимания поставленной задачи. Сейсморазведчики порой считают, что главное – выделить так называемую ловушку залежей УВ, а это их основная задача, и геологическое задание выполнено, но, как показывает практика работ по доюрским образованиям в соседних Новосибирской и Омской областях, это не отвечает поисковым требованиям и после проверки бурением залежей УВ оказывается, что там их просто нет. После таких дорогостоящих проектов, обоснование предложений по поводу локального прогноза залежей УВ и их высокой вероятностной оценки (в пределах 20-30%) в отложениях доюрского комплекса в настоящее время, в частности, в пределах Тюменской области практически и теоретически не доказано. В определяющих ситуациях возможность реального прогноза естественно должна строиться на комплексе методов, прошедших проверку бурением, а не набором стандартных преобразований временного поля, часто не имеющих физического и геологического смысла.

Основанием и толчком для оценки эффективности карты нефтеперспективных аномалий и подсчёта геологических запасов нефти в доюрском комплексе пород по категориям В, С1, С2 и С3 стали результаты испытания по скважине Ханты-Мансийская 66. Она удалена от известных вертикальных продуктивных скважин № 3, 5, 50, 51, 52 и наклонных № 5201, 5202 на 25 км к юго-западу (рис.1). Эта скважина была задана и пробурена в пределах нефтеперспективной аномалии, выделенной по гравиметрическим данным в модификации «ГОНГ» на профиле 43 пикет 110. Скважина при забое 3530 м вскрыла карбонатные отложения на глубину около 330 м и из них не вышла. При испытании кровли доюрского комплекса в инт. 3196-3229 м было получено 11,14 м3/сут нефти и 6 м3/сут воды. Дополнительно в скважине получен промышленный приток нефти из отложений баженовской свиты.

Бурение и испытание этой скважины имеют принципиальное геологическое значение не только для района исследований, но и для всего региона.

Во-первых, установлен факт наличия нефтяной залежи в палеозойских образованиях не только в пределах карбонатного выступа на Ханты-Мансийском локальном поднятии, но и на значительном удалении от него.

Во-вторых, гравиразведка, в модификации «ГОНГ», в очередной раз доказала свою эффективность как надёжный инструмент для поиска и разведки сложнопостроенных залежей УВ в карбонатных отложениях палеозоя в условиях Западной Сибири.

Интересны следующие цифры, полученные в ходе интерпретации графиков поля силы тяжести по территории исследования:

Площадь нефтеперспективных аномалий в пределах съёмки м-ба 1:50 000 (1750 км2), в сумме с профильными, составляет 430 км2, что соответствует 24,6%.

На территории, где проведена съёмка м-ба 1:100 000 (1450 км2), выделено 230 км2 нефтеперспективных аномалий, что составляет 16% от объёма.

В пределах лицензионного участка площадью 1900 км2 выявлено около 350 км2 нефтеперспективных аномалий, т.е. 19% территории, подлежащей опоискованию.

На участке, где была проведена сейсморазведка 3D площадью 100 км2, выделено 20,7 км2, что составляет около 21%.

Эти данные говорят о том, что по эффективности применения масштабы гравиметрической съёмки отличаются незначительно. Независимо от объёмов и масштаба работ насыщенность нефтеперспективными аномалиями составляет около 20% площади исследований.

Выводы

Впервые на территории Западной Сибири проведена принципиальная и достаточно корректная оценка геологических запасов в доюрских образованиях на площади 3,5 тыс.км2 по категориям В-Д1.

Дана принципиальная оценка нефтеперспективности изучаемого участка работ, но без глубинной привязки предполагаемых залежей. Это и достоинство, и недостаток методики ГОНГ, который был устранен разработкой методики локального прогноза залежей УВ по сейсмическим данным – методики «Рельеф-2» (Ванисов А.М., Михайлов И.Н., Фёдоров Ю.Н.), позволяющей определять глубины предполагаемых залежей [5].

В пределах площади пробурено около 30 скважин, которые требуют переобработки материалов ГИС, керна (дополнительные фаунистические и др. определения) и анализа проводки и испытания скважин.

После детальной проработки материала необходимо привлечь результаты гравимагнитных съёмок, которыми покрыта вся площадь работ, и сейсморазведку, там, где она есть.

Было бы целесообразно привлечь и результаты аэро-космофотодешифрирования площади, они вполне удовлетворительно согласуются с интерпретацией геофизических полей.

И только после комплексной интерпретации, используя все возможности, заложенные в геофизических методах, и с современных геологических позиций, реальна корректная оценка ресурсной базы УВ территории исследований и выработка предполагаемых моделей залежей. Приведенные выше примеры в какойто степени помогут решить эту проблему.

Учитывая, что по данным В.В. Поспелова на долю карбонатов по статистике приходится лишь 14% известных в мире залежей нефти, а на площади работ нефтегазоперспективные аномалии (около 120 участков) составляют около 20%, мы не исключаем обнаружения залежей и в осадочно-вулканогенных отложениях триаса. Т.е. часть выявленных аномалий обусловлена этими предполагаемыми залежами.

Отечественные предприятия и фирмы при изучении доюрского комплекса, в отличие от зарубежных, слабо привлекают при интерпретации данные потенциальных полей и других лёгких методов и практически полностью полагаются на материалы сейсморазведки. При этом они как-то забывают, что сейсморазведка нуждается в дополнительных сведениях и имеет определённые ограничения в части разрешающей способности метода. Комплексное изучение проблемы не под силу многим производственным геологическим службам, здесь сказывается отсутствие опыта работы с подобными материалами, сложность объекта и своего рода инерционность в методических вопросах поиска и разведки доюрских залежей нефти и газа.

Как представляется авторам, в регионе проблема палеозойской нефти становится все более и более актуальной и требует повышенного внимания не только со стороныруководителей геологоразведочных и нефтегазодобывающих предприятий и фирм, но и особенно со стороны геологических структур административных органов власти. Предложенный комплекс геофизических работ для оценки перспектив доюрских образований позволит существенно снизить степень риска при поисковом бурении и может быть с успехом использован для всей территории Западной Сибири и в первую очередь для юга Тюменской области.

ЛИТЕРАТУРА

1. Агафонов Ю.К., Ванисов А.М., Михайлов И.Н. и др. Оптимизация технологии геолого-поискового процесса для прогнозирования залежей углеводородов.//Геология нефти и газа.– М.– Недра.– 1990. – №11.

2. Иванов К.С. и др. Новые данные о гранитоидах фундамента Широтного Приобья ЗСНГБ (по скважине Северо-Нялинская 31- П). Материалы Международной научной конференции (Х чтения А.Н. Заварицкого), Екатеринбург, 2004.

3. Иванов К.С. и др. Новые данные о возрасте и составе метаморфических комплексов фундамента ЗСНГБ. Материалы Международной научной конференции (2-е чтения памяти С.Н. Иванова), Екатеринбург, 2006.

4. Поспелов В.В. Кристаллический фундамент: геолого -геофизические методы изучения коллекторского потенциала и нефтегазоносности. – Ижевск, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2006.

5. Ванисов А.М., Михайлов И.Н. Опыт использования методики «ГОНГ» в условиях Западной Сибири // Геофизические методы локального прогноза нефтегазоносности в Западной Сибири. Труды ЗапСибНИГНИ, 1989.

6. Михайлов И.Н. Разработка новых принципов интерпретации гравиразведки// Повышение геологической эффективности и практические способы интерпретации гравиразведочных работ. (Сб.научных трудов). М.: ВНИИгеофизика (ротапринт), 1981, с. 40-48.

7. Михайлов И.Н. Гравитация и гравиразведка. Физические основы и практическая реализация. — Геофизика, 1.2005, изд. ГЕРС, ЕАГО, с.38-49.