Тюменниигипрогаз

Секция 1

Выявление мегатрещиноватости сенонских отложений в пределах Медвежьего НГКМ на основе комплексного анализа геолого-геофизических данных

Пережогин А. С. (ООО «Газпром геологоразведка»)

Сенонские отложения в некоторых районах Западно-Сибирского бассейна содержат газонасыщенные резервуары и рассматриваются в качестве самостоятельного газоносного комплекса.

Сенонский газоносный комплекс является гетерогенным и содержит ловушки и залежи газа двух основных типов. К первому типу относятся газовые залежи, связанные с гранулярным типом коллекторов, распространенным в восточной части Западно-Сибирского бассейна и приуроченным к газсалинской пачке.

Второй тип газоносности сенонских отложений связан с глини- сто-кремнистыми породами, относящимися к нижней подсвите березовской свиты и распространенными в западной части бассейна.

Сенонский комплекс рассматривается, прежде всего, в качестве возвратного объекта разработки на месторождениях с выработанными запасами сеноманского газа. К ним можно отнести в первую очередь Медвежье месторождение с площадью газоносности сенона, намного превышающей сеноманскую, где при бурении поисково-раз- ведочных и эксплуатационных скважин на нижележащие отложения наблюдались многочисленные газопроявления в интервале сенона.

Рис. 1. Фрагмент временного разреза в интервале сенона

40

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов

Породы-коллекторы сенонских отложений имеют, по сравнению с сеноманом, более низкие коллекторские свойства и меньшие эффективные толщины.

По составу пород в пределах Медвежьего мегавала интервал нижнеберезовской подсвиты представлен глинами с прослоями песчаников и тонкозернистыми породами, обогащенными органо- генно-хемогенным кремнистым материалом.

Рис. 2. Седиминтационный срез в интервале горизонта С3 (сенон)

По данным сейсморазведки МОГТ 3D на седиментационных срезах в интервале сенона наблюдается характерная картина, напоминающая в плане поверхность «такыра». Такой сейсмический облик может формироваться за счет дегидратации гелеобразного осадка опок в процессе диагенеза и уплотнения. В дальнейшем, в процессе «усыхания» осадка в нем образуется дополнительная пустотность, порода сегментируется на равносторонние многогранники, чаще всего гексагональной формы, разделенные системой септарных трещин [1].

Подобная картина наблюдается и в районе Северного моря и многих других осадочных бассейнах. Системы полигональных сбросов или борозд, трактуемых как структуры уплотнения осадков, описаны А. Ге и др. [2] в отложениях от позднего миоцена до современных в бассейне Нижнего Конго.

Большая часть пород в интервале сенона имеет низкую проницаемость скелета и для добычи газа с промышленно-рентабель-

41

Секция 1

ными дебитами требуется наличие естественной трещиноватости пород и проведение многостадийного ГРП для образования вторичных техногенных трещин.

Рис. 3. Карта временных толщин между ОГ Г и ОГ СЗ

В пределах выделяемых разрывных зон ожидается распространение коллекторов сенона с более высокими ФЕС и наличием трещинной проницаемости.

Список литературы:

1.Бакуев О. В. Перспективы нефтегазоносности березовской свиты на территории ХМАО и сопредельных районов // Вестник недропользователя ХМАО. Хан- ты-Мансийск: СУР ХМАО, 2002. № 11. С. 30–37.

2.Gay A., Lopez M., Cochonat P., Sermondadaz G. Polygonal faults-furrows system related to early stages of compaction – upper Miocene to recent sediments of the Lower Congo Basin // Basin Research. Vol. 16. № 1. March 2004. P. 101–116.

42

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов

Перспективы поисков залежей нефти и газа в верхнеюрских отложениях юго-востока Западной Сибири

Садыкова Я. В. (ИНГГ СО РАН)

Наибольший вклад в изучение нефтегазоносности юго-востока Западной Сибири внесли Ф. Г. Гурари, И. И. Нестеров, Н. П. Запивалов,

В.Б. Белозеров, А. Э. Конторович, В. С. Старосельцев и др. Административно район исследования расположен в пределах

граничных территорий Омской, Томской и Новосибирской областей. Согласно нефтегазоносному районированию Западно-Сибир- ская провинция включает части Пологрудинского, Демьянского, Каймысовского и Нюрольско-Колтогорского нефтегазоносных районов (НГР) Каймысовской нефтегазоносной области (НГО), Межовского и Пудинского НГР Васюганской НГО и Парабельского НГР Пайдугинской НГО. На исследуемой территории в верхнеюрском комплексе открыто 13 газовых и газоконденсатных, 5 нефтегазоконденсатных и 37 нефтяных залежей.

Использование гидрогеологических показателей при оценке перспектив нефтегазоносности районов и горизонтов основано на большой роли подземных вод в процессах нефтегазообразования. Основными критериями оценки являются:

1)количество и длительность элизионных этапов гидрогеологических циклов в истории развития бассейна;

2)количество и длительность инфильтрационных этапов;

3)удаленность от зоны инфильтрации;

4)выделение зон палеопьезомаксимумов и палеопьезоминимумов;

5)количественная оценка объемов отжатых вод, участвовавших в элизионном водообмене;

6)определение возможных путей миграции (вертикальной и ла-

теральной) углеводородов.

Верхнеюрский гидрогеологический комплекс после завершения этапаседиментогенезаиобразованиямощнойтолщигеоргиевско-ку- ломзинского водоупорного горизонта развивался преимущественно как элизионная система, за исключением Барабинско-Пихтовой мегамоноклизы, которая могла испытывать на себе незначительное воздействие инфильтрогенных вод.

Проведенные палеогидрогеохимические реконструкции свидетельствуют о захоронении сингенетичных вод на элизионных этапах развития системы совместно с морскими таласогенными

43

Секция 1

осадками в бассейне опресненного типа, соленость которого не превышала 20 г/дм3. Исключением являлись наиболее глубоководные участки «баженовского» моря, где минерализация достигала

35г/дм3.

Впроцессе диагенетического и катагенетического преобразования водовмещающих пород состав сингенетичных вод преобразовывался за счет вертикальной, латеральной миграции и элизионного водообмена. Подземные воды и растворенное органическое вещество мигрировали под действием разности геостатических нагрузок от зон питания к зонам скрытой разгрузки. Проведенные реконструкции палеогидродинамических условий позволяют сделать аргументированный вывод о том, что палеопьезомаксимумы трассировали зоны генерации углеводородов (УВ) и области питания подземных вод, а регионы, соотносящиеся с палеопьезоминимумами, представляли собой зоны аккумуляции УВ и области разгрузки подземных вод.

Расчеты объемов вод, отжатых в процессе элизионного водообмена и поступивших в верхневасьюганский водоносный горизонт, показали, что внутренние области питания, являющиеся поставщиками подземных вод, характеризовались суммарными объемами от 50 до 80 млн м3/км2, а зоны разгрузки – от 0 до 35 млн м3/км2. По остальной территории происходил транзит флюидов от зон питания к зонам разгрузки.

Опираясь на перечисленные критерии, было выделено 11 зон, высокоперспективных для поиска новых месторождений УВ. Кроме того, были обозначены мало- и среднеперспективные земли, которые на данный момент недостаточно изучены глубоким бурением.

44

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов

Фациальное моделирование отложений танопчинской свиты с целью оптимизации геологоразведочных работ на Малыгинском и Тасийском месторождениях

Санькова Н. В., Мазуркевич В. В. (ООО «Газпром геологоразведка»)

В работе обоснованы наиболее информативные комплексы геофизических исследований скважин (ГИС) для диагностики фаций отложений танопчинской свиты Малыгинского и Тасийского месторождений. Выполнена диагностика фаций рассматриваемых отложений.

По результатам выполненного фациального анализа установлено, что формирование нижней части танопчинской свиты (поднейтинская толща, пласты группы ТП16–ТП22) происходило преимущественно в прибрежно-морских условиях и в обстановках мелководной части шельфа. В интервале пластов ТП3–ТП15 по данным ГИС диагностированы фации аллювиальной равнины: русловых отложений, внешней (песчаной) и внутренней (глинистой) частей речных пойм. Формирование пластов ТП1–ТП2, происходило в прибрежно-морских и переходных от континентальных к при- брежно-морским условиям. В интервале рассматриваемых пластов по данным ГИС диагностированы преимущественно отложения барового комплекса.

Установлено, что наибольшие эффективные толщины и коллекторы с улучшенными свойствами приурочены к отложениям русловых фаций (пласты ТП3–ТП15).

Анализ суммарных эффективных толщин пластов ТП3–ТП15, позволил выявить русловые каналы рек, ориентированные с юго-запада на северо-восток (в сторону Обской губы). Определено местоположение в плане основных крупных палеорусел на Тасийском и Малыгинском месторождениях.

Поскольку верхняя часть танопчинской свиты формировалась в континентальных условиях, то для нее характерно неравномерное чередование песчано-алевритовых и глинистых прослоев, невыдержанных по площади и по разрезу, с различными литологическими переходами и фациальными вариациями, в связи с чем риск вскрытия заглинизированной части разреза при бурении новых скважин очень велик. Следует отметить, что залежи, приуроченные к отложениям танопчинской свиты, недоразведаны, запасы категории С1 составляют всего около 50 %.

45

Секция 1

Рекомендации по размещению разведочной скважины на Малыгинском месторождении

В связи с этим в работе даны рекомендации по размещению новых разведочных скважин. На рисунке показан пример выбора точки заложения разведочной скважины на Малыгинском месторождении с учетом выявленного местоположения основного палеорусла.

Показано различие распределений коэффициента пористости (Кп) для отложений русловых фаций и внешней части речной поймы, что необходимо учитывать при дифференцированном подсчете запасов.

Заключение

1.Обоснованы места заложения разведочных скважин согласно выявленному простиранию крупных палеорек на Малыгинском и Тасийском месторождениях.

2.Даны рекомендации по способу оценки коэффициента пористости для дифференцированного подсчета запасов.

46

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов

Формирование субрегионального интегрированного банка геолого-геофизических данных по полуострову Ямал с использованием информационно-аналитической «Системы мониторинга недропользования»

Тимканова Н. А. (ООО «Газпром геологоразведка»)

Необходимость формирования субрегионального интегрированного банка геолого-геофизических данных возникла при планировании геологоразведочных работ на месторождениях и лицензионных участках ОАО «Газпром» в пределах полуострова Ямал.

Цель данной работы – создание объединенного, систематизированного и верифицированного регионального банка геолого-ге- офизических и экологических материалов по полуострову Ямал, реализованного на основе «Системы мониторинга недропользования» (СМН) (разработка ООО «СибГеоПроект»).

СМН обеспечивает систематизацию, ввод и хранение геоло- го-геофизической информации, возможность поиска, визуализации и экспорта данных для дальнейшей работы, позволяет выполнять мониторинг лицензионных обязательств и ведение ресурсной базы углеводородного сырья, обеспечивает оперативный доступ к документам и формирует регламентированную и произвольную отчетность.

Геолого-геофизическая информация вводится в СМН после выполнения оценки достоверности и актуальности исходных данных.

При формировании банка данных был произведен анализ геоло- го-геофизической и экологической информации полуострова Ямал.

В рамках данной работы собраны в банк данных материалы по сейсморазведочным работам 2D (по всему полуострову Ямал) и 3D (по всем лицензионным участкам ОАО «Газпром» и

ООО «Газпром добыча Надым»), отчеты по полевым работам, обработке и интерпретации, сейсмические каротажи скважин.

По каталогам координат и файлам SPS, UKOOA сформированы слои – изученность сейсморазведкой 2D и 3D в геоинформационной системе ArcGIS.

По скважинам, пробуренным на полуострове Ямал, в базу данных занесены дела скважин, лабораторные анализы керна и пластовых флюидов (нефть, газ, конденсат), геофизические исследования скважин (LAS-файлы), акты испытания и опробования скажин,

47

Секция 1

данные о конструкциях и контроле строительства скважин, координаты, инклинометрия.

Введены данные по лицензированию недр, включая обязательства и выполнение по лицензионным соглашениям. Паспорта месторождений введены в банк данных как документы, связанные с объектами месторождений.

Балансы запасов по месторождениям ОАО «Газпром» и ООО

«Газпром добыча Надым» представлены в соответствии с формой 6-ГР, по остальным месторождениям запасы введены в соответствии с государственными балансами запасов. По всем залежам на месторождениях, принадлежащих ОАО «Газпром» и ООО «Газпром добыча Надым», в комплексе ArcGIS оцифрованы подсчетные планы и карты эффективных нефтегазонасыщенных толщин.

Паспорта перспективных структур введены в базу данных как документы, связанные с объектами «перспективные структуры». По тем структурам, ресурсы которых оценены по категории С3, данные о ресурсах введены в базу данных.

Вывод:

Сформированный субрегиональный интегрированный банк ге- олого-геофизических данных содержит комплекс геолого-геофи- зической информации, необходимой для планирования геологоразведочных работ на месторождениях и лицензионных участках ОАО «Газпром» в пределах полуострова Ямал.

48

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов

Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений Енисей-Хатангского регионального прогиба

Фомин М. А. (ИНГГ СО РАН)

Енисей-Хатангский региональный прогиб расположен на севере Сибирской платформы. В настоящее время в пределах этого осадочного бассейна проводятся активные геологоразведочные работы, в результате которых появилось большое количество нового фактического материала. В последние годы значительно усовершенствованы методики обработки и интерпретации геолого-ге- офизической информации. Все это позволило построить серию структурных карт, отвечающих современной степени изученности бассейна. Вместе с временными сейсмическими разрезами и данными глубокого бурения они явились фактическим материалом для изучения на современном уровне строения юрско-меловых осадочных комплексов Енисей-Хатангского регионального прогиба и уточнения оценки перспектив их нефтегазоносности.

Интерпретированы временные разрезы вдоль серии сейсмических профилей и выполнена стратификация реперных отражающих горизонтов F, A, Б, М и Г. Предложена оригинальная схема распространения дизъюнктивных нарушений в мезозойско-кай- нозойском осадочном чехле. Большинство разрывных нарушений, проникающих в мезозойские отложения, были сформированы на этапе позднеюрско-раннемеловой тектонической активизации.

Построены карты тектонического районирования юрско-мело- вых мегакомплексов Енисей-Хатангского регионального прогиба. Результаты структурно-тектонического анализа позволили выделить в мезозойско-кайнозойском осадочном чехле серию новых тектонических элементов разных порядков, наиболее крупными из которых являются Гыдано-Пясинская гемиантеклиза, Матудский и Хэрбэйский мегапрогибы.

Установлено, что Енисей-Хатангский региональный прогиб унаследованно развивался на протяжении всего мезозоя и кайнозоя. В отличие от северных районов Западно-Сибирского мегабассейна, где доминирующее влияние на современное строение осадочного чехла оказали кайнозойские тектонические процессы, в Енисей-Хатангском региональном прогибе определяющим стал берриас-аптский этап развития, в течение которого был сформирован современный облик практически всех ключевых положи-

49