Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Геологическое построение Надым-пур-тазовского междуречья и научное обоснование направлений геолого-разведочных работ на нефть и газ

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Геологическое построение Надым-пур-тазовского междуречья и научное обоснование направлений геолого-разведочных работ на нефть и газ"

На правах рукописи

?Г6 од

НИКУЛИН БОРИС ВАСИЛЬЕВИЧ

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ НАДЬЫ-ПУР-ТАЗОВСКОГО МЕЖДУРЕЧЬЯ И НАУЧНОЕ ОБОСНОВАНИЕ НАПРАВЛЕНИЙ ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧШК РАБОТ НА НЕФТЬ И ГАЗ

Специальность 04.00.17 - "Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений"

Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук в форме научного доклада

Пермь, 1996

Работа выполнена в АО "Пурнефтегазгеология'

Научный консультант : - доктор геолого-минералогических наук,

профессор В. И. Галкин

Пермский государственный технический университет

Официальные оппоненты: - доктор геолого-минералогических наук

Т.Б.Белоконь

КамНИИКИГС, г.Пермь

- доктор геолого-минералогических наук, действительный член Горной Академии В.А.Сиоробогатов

ВНИИГАЗ, г.Москва Ведуне предприятие: - ЗапСибНИГНИ, г.Тюмень

Защита состоится Ж- II ЮН 1996г. в'л!_часов

на васедании диссертационного совета К 063.66.05 в Пермском государственном техническом университете по адресу 614600, г.Пермь, ГШ-45, Комсомольский проспект,29а. С диссертацией можно огнакомиться в библиотеке ПГТУ Автореферат разослан МЙ Л1996г.

Ученый секретарь диссертационного Совета, кандидат геолого-минералогических наук,, доцент

В.П.Наборщиков

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Изучаемый регион, расположенный на северо-востоке Западно-Сибирской равнины, один из самых перспективных для тошшвно-энергетического комплекса России.

Залежи углеводородов установлены в широком стратиграфическом диапазоне осадочного разреза - от нюкне-среднесрских отложений до туронских пластов верхнего мела. Основным нефтегазосодержащим комплексом являются отложения неокома, в которых сосредоточено более 45Z разведанных запасов нефти и более 20% газа. В верхнеюр-сиом и апт-сеноманском комплексах находится по 25Х запасов нефти, в нижнесреднеюрском 5Х. Около 807. свободного газа связано с апт-сеноманским комплексом.

Для региона по сравнении с соседними, наблюдается усложнение особенностей геологогичесюто строения резервуаров УВ. Многоде-битные нефтяные пласты мела Среднего Приобья сменяются в Уренгойском нефтегазоносном районе (НГР) преимущественно на многоде-битные газовые, а в Пуровском НГР в отложениях мела, как правило, развиты тощие залежи нефти, газа и конденсата.

К настоящему времени проведено 92 тыс.км сейсмических профилей, пробурено 255 поисковых средней глубиной 3 км и 6125 разведочных скважин. В результате открыто более 50 месторождении, включающих 390 залежей углеводородов. Среди них известны такие крупные месторождения как Губкинское, Вэнга-Яхинское, Таркоса-линское, Харампурское и др.За последние годы коэффициент успешности поисковых скв£кия снизился с 0.52 до 0.33 , но перспективы региона, связанные с поиском норых месторождений, как в мезозойских, так и в практически неизученных палеозойских отложениях, весьма велики. Немалый резерв открытия новых залежей связан с до-раззедкой изученных месторождений.

В связи с увеличившимися затратами на поисково-разведочные работы возникла настоятельная необходимость обобщения и анализа результатов выполнения геологических исследовании с целью разработки научного обоснования дальнейших направлений поисково-разведочных работ.

Цель и основные задачи работы. Цель работы - научное обоснование направлений нефтепоисковых работ, обеспечивающее повышение

эконоыической эффективности освоения ресурсов углеводородного сырья. Для реализации поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

- проанализировать атапность выполнения поисково-разведочных работ и оценить их результативность;

- изучить геологическое строение домезозойских отложений;

- выполнить оценку перспектив нефгегааоносности палеозойского фундамента;

- дать анализ изменчивости мезозойских нефтегазоносных комплексов по разрезу и плсхцади;

- проанализировать качество вскрытия пластов с целью оценки их потенциальной продуктивности;

- проанализировать показатели, контролирующие нефтегазонос-ность структур;

- выполнить локальный прогноз нефтегазоносных и дать оценку перспективных ресурсов углеводородов.

Научная новизна исследований. 1. Впервые предложена типизация доиезойских тощ в регионе исследовании и выполнена оценка перспектив их нефтегазоносности.

2. Установлена определявшая роль Уренгойско-Пуровской шовной зоны в распределении нефтегазоносности отложений с запада и востока от нее.

3. Изучено строение клиноформных тел юрско-неокомской толщи и установлены основные закономерности их распространения.

4. Получены статистические зависимости между вероятностью нефтегазоносности структуры и ее морфологическими характеристиками.

5. Предложены методы, совершенствующие эффективность вскрытия пластов и анализ данных ГНС.

6. Научно-обоснованы главные направления геолого-разведочных работ в Пур-Тазовском междуречье.

Практическая ценность и реализация работы.На основании установленных критериев нефтегазоносности выделены зоны наиболее благоприятные для поисков в них залежей для западных и восточных территорий.

-3В процессе разведки месторождении по рекомендациям автора внедрены различные методы интенсификации притоков применительно к конкретным типам коллекторов, специальные методы ГИС, начато планомерное изучение гидрогеологических, геохимических условий залегания нефти и газа, что позволило определить особенности размещения залежей, а в ряде случаев дать оценку промышленной значимости месторождений.

Фактический материал.Работа основана на результатах двадцатипятилетней геологической деятельности автора на территории северо-востока Западно-Сибирской равнины.

При написании диссертации автором использованы анализы керна, материалы промысловой и разведочной геофизики, испытания и газогидродинамические исследования более 2 тысяч поисковых и разведочных скважин. Кроме того, изучены геологические материалы различных организаций работавших на севере Западно-Сибирской провинции. В изучении геологического строения и нефтегазоносности территории большую роль сыграли работы: М.И.Бинштока, В.Н.Бород-кина.В.С.Бочкарева, А.М.Волкова, Л.Ш Гиржгорна; Г.И.Гогоненкова, Ю.М.Карагодина, В.И.Кислухина.А.Э.Конторовича, Н.Х.Кулахметова, А.Л.Наумова, И.И.Нестерова, Н.Ростовцева,М.Я.Рудкевича, А.В.Рьшь-кова, Ф.К.Санникова , В.С.Суркова, В.С.Соседкова, А.А.Трофимука, А.Я.Трушковой, В.З.Хафизова, В.И.Шпильмана, Г.С.Яйовича.

Автор настоящей работы непосредственно принимал участие в открытие и разведке таких известных месторождений как Уренгойское (залежи углеводородов в неокомских и ачимовских отложених), Севе-ро-Уренгойское, Южно-Русское, большой Харампур, Тарасовское и Восточно-Тарасоаское, Северо-Губкинское, Комсомольское, Губкинс-кое, Взнга-Яхинское и других месторождений (всего более 40) о суммарными запасами по промышленным категориям по нефти более 1 млрд.т., газа более 3 трил.м3 и газового конденсата около 700 млн.т. В настоящее время 22 месторождения введены в разработку.

Рекомендации автора по постановке и проведению поисково-разведочных работ и исследованию разрезов скважин явились составной частью планов нефтегазопоисковых работ АО "Пурнефтегазгео-логия" и использовались при планировании сейсмических работ в АО "Ямалгеофизика". Целый ряд рекомендаций реализован для заложения глубоких скважин на палеозойские отложения и для планирования региональных геофизических работ.

Предложения автора использовались при составлении "Комплексных проектов геолого-разведочных работ на нефть и газ в Западно-Сибирской провинции" в 1976-1980, 1981-1985, 1986-1990 годах и в ежегодных планах Главтюменьгеологии.

Апробация работы и публикации. Основные положения диссертации докладывались на Всесоюзных семинарах в гг.Тюмени (1990), Джубге (1990), ежегодных научно-технических конференциях ПГТУ (г.Пермь), АО Пурнефтегаагеология (г.Тарко-Сале), ЗапСибНИГНИ (г.Тюмень). Результаты исследовании нашли отражение в ежегодных отчетах о результатах геолого-разведочных работ "Пурнефтыазгео-логия" (1981-1993), проектах и рекомендациях.

Положения диссертации освещены в фондовых научно-производственных и тематических отчетах, включая отчеты по подсчету запасов. По теме диссертации опубликовано 19 работ, из них одна монография.

В процессе работы автор постоянно ощущл поддержку В.С.Боч-карева, В.И.Галкина, И.Л.Левинэона, О.Б.Качалова, В.А.Каштанова, Н.Х.Кулахметова, В.П.Мякишева, А. А. Нежданова,А.В.Рылъкова. Всем им автор выражает искреннюю признательность.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ 1. Основные этапы поисково-разведочных работ в Надым-Пур-Тааовском междуречье Западной Сибири

Первые работы по изучению геологического строения территории относятся к концу 40-х началу 50-х годов столетия. В 1949-1953 годах были проведены аэромагнитные исследования, в 1961 году гравиметрическая съемка и сейсмические работы. Выполненная сейсморазведка позволила установить общие черты тектонического строения региона. С ее помощью были выделены крупные гоны поднятий - своды, мегавалы, где последующие детальные сейсморазведочные работы выявили целый ряд перспективных структур. К 1975 г. этими работа^ ми масштабов 1:200000 и 1:100000 был выявлен ряд крупных поднятий - Северо-Губкинское, Венга-Яхинское, Северо-Комсомольское, Восточно- Тарное алинское, Вэнга-Пуровское.

Основной объем поисково-разведочного бурения на этих поднятиях был нацелен на поиск сеноманских газовых залежей, залегающих на глубинах 700-1200 м. Это было время максимальной эффективности работ - коэффициент успешности бурения поисковых скважин изменялся от 0.5 до 0.8.

В 1965 году на подготовленной геофизиками структуре первая поисковая при испытании дала мощный фонтан газа из сеноманских отложении. Эта скважина N 101 была пробурена на Пурпейской площади, впоследствии нагнанной Губкинским месторождением.

С 1969 года было начато глубокое поисковое бурение (до ЭОООм) со вскрытием отложении верхней и средней юры (тюменская свита) включительно. В первой же глубокой скважине на Губкинском месторождении, законченной бурением в 1969 году, был получен фонтан нефти из верхнеюрских отложении (пласт КН).

В дальнейшем, вплоть до 1975 года! бурение аналогичных скважин на соседних площадях существенных открытий не принесло. Это вызвало сопротивление ряда научных организаций, доказывавших, что под крупными газовыми залежами в сеномаре не может быть открыто значительных скоплений нефти в нижележащих горизонтах. Только в конце 1975 года, после открытия нефтяных залежей на Тарасовской площади в меловых отложениях- мегионской свиты, поисково-разведочные работы в районе получили второе направление.

Второй период 1975-81 гг. характеризуется интенсивным наращиванием объемов поисково-разведочных работ, направленных на поиск и разведку нефтяных месторождений, а также на поиск залежей нефти под ранее открытыми газовыми месторождениями. Так, если за 1965-77гг. бурение поисковых скважин (не более 20-30 тыс.м в год) проводилось на 11 площадях, то за 1978-84гг. уже на 30, а в 1985-90гг. в бурение введено 83 объекта. Соответственно увеличились объемы бурения.

В результате проведенных геологоразведочных работ было открыто ряд крупных нефтегазовых месторождений в нижних горизонтах -Восточно-Тарасовское, Харампурское, Северо-Губкинское, также выявлены крупные залежи нефти на ранее открытых месторождениях -Вэнга-Яхинском и Восточно-Таркосалинскш. К концу этого периода было начато бурение первых поисковых скважин со вскрытием отложении нижней юры (до 3800 м.) [21.

Третий период изучения района начался в 1982 году. Этот период характеризуется полным переходом сейсморазведки от MOB к ОГГ, увеличением поисково-разведочных работ в восточной части территории, а также планомерным изучением нижнеюрских и палеозойских отложении на всей территории. К настоящему времени со вскрытием палеозоя в' районе пробурено 15 глубоких скважин.

До 1979г. объем детальной сейсморазведки масштаба преимущественно 1:200000 был сравнительно небольшим, что позволяло картировать не более 3 структур в год. ПЬдготоиса велась, в основном, крупных структур площадью 300-800кы2 к Солее. S 80-х годах объемы поисковой сейсморазведки и , их детальность (до 1:50000) возросли в несколько раз, как и количество подготавливаемых объектов. В основном картировались ловушки структурного типа, площади 60-100 га<2. Детадизационные работы позволили наряду со структурными, выявить ряд литологических и тектонических ловушек [3,4].

За весь период работ проведено 91,3 тыо.км сейсмических профилей, пробурено 256 поисковых скважин средней, глубиной Зкм и 6125 разведочных. Изученность территории сейсморазведкой, включая региональные профиля, на конец 1990 г. составила 0,69 км/км2. Это средний показатель, фактически же территория покрыта сейсмическими профилями неравномерно: центральная часть имеет довольно высокую плотность профилей, восточная - изучена слабо. Общий обием поисково-разведочного бурения составил 2,8 млн. метров. Коэффициент успешности бурения поисково-разведочных скважин за весь период работ равен 0,52. В последнее время, в связи с более сложными геологическими условиями и освоенностью ресурсов верхних горизонтов, он снизился до 0,47, в том числе, для поисковых скважин до 0,33. Статистический анализ годовых показателей (Г-год) показывает, что начиная о 1980 года коэффициент успешности поискового бурения (Куо.г.) изменялся по следующей зависимости:

Кусп.-30.59-0.0152 Г, при Г—0.72; .

а коэффициент успешности разведочного бурения (КУСр) изменялся цо зависимости:

Кус.р»-10.69+0.0056 Г, при г-0.51,

причем за этот период средние размеры открываемых залежей (R) уменьшаются по следующей тенденции:

1?»302.01-0.1498 Г, при г-0.76. Данная зависимость, в основном, и объясняет снижение успешности поискового бурения за анализируемый период.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ Д0МЕ30ЙСКИХ ОБРАЗОВАНИЙ

2.1. Стратиграфия

Для междуречья Пура и Таза стратиграфия палеозоя и докембрия практически не разработана, не созданы стратиграфические схемы; корреляция разрезов единичных скважин, вскрывших домезозойские образования, с соседними районами проведена условно. Поэтому для расчленения и увязки разрезов бьш осуществлен сейсмостратиграфи-ческий анализ с учетом палеонтологических и диалогических определений по керну скважин (6,12,14).

В составе домезозойских образований района выделяются интенсивно метаморфизованный комплекс основания архейско-протерозойс-гаго возраста и плитный рифейско-палеозойский, существенно терри-генно-карбонатный.

Комплекс основания по аналогии с Сибирской платформой, отнесен к кудерейской свите, представленной зеленовато-серыми, бурыми, пятнистыми,хлоритовыми и хлорито-серицитовыми сланцами, филлитами, сургучными аргиллитами, темно-серыми амфиболитами. Породы интенсивно дислоцированы и метаморфизованы. Предполагаемая мощность 2000 м.

В основании плитного комплекса с размывом залегает верхнеп-ротероаойская нижнетунгусская свита, сложенная темно- и светло-серыми доломитами, известняками, пестроцветными алевролитами, аргиллитами, песчаниками, конгломератами. Мощность 1000 м. Выше без видимого перерыва намечается вездеходная толща венда, представленная светло-серыми, серыми строматолитовыми доломитами, до-ломитизированными аргиллитами, линзами туфопесчаников, конгломератов. Предполагаемая мощность до 500 м.

На размытой поверхности венда, выделяется монотонная и довольна устойчивая по волновой картине толща, сопоставляемая с кембрийскими отложениями приенисейской части Западно-Сибирской плиты. Здесь по аналогии предлагается выделить жигаловскую толщу,

представленную красноцветными алевролитами, гравелитами, глинистыми сланцами, пестроцветными доломитами, мергелями и известняками, возможно рифогенными, а также ссшеносные толщи приуроченные к впадинам в кембрийском рельефе. Мощность отложений кембрия - 1000м.

В IIyp-Тазовском междуречье на отложениях кембрия по аналогии с соседними Чулымо-Енисейским и Турухано-Енисейским районами предполагается согласное залегание няргинской толщи нижнего ордовика (чунскии ярус), представленной темно-серыми водорослевыми, сгустковыми известняками с примесью терригенного материала, с прослоями доломитов и линзами алевролитов. Мощность 500 м. На размытой поверхности няргинской толщи предполагается развитие осадков лымбельской толщи, представленных мергелями и глинистыми известняками. Мощность 500 м. .

Выше, предположительно с размывом, залегают отложения мирной толщи нижнего девона, сложенной известняками черными, темно-серыми глинистыми мергелями, аргиллитами, глинистыми сланцами,туфо-генными породами.

Отложения среднего и верхнего девона предполагаются в составе трех толщ, взаимоотношения между которыми в районе пока не установлены. Ларьенганская толщ представлена чередованием серых, зеленовато-серых филлитизированных аргиллитов, гуфоалевритов с линзами известняков, одивиновых долеритов. Мощность - 500 м. Мед-ведевская толща сложена зелеными, серыми диабазовыми порфиритами. Мощность - 150 м. Герасимовская толща состоит из известняков темно-серых, серых, кремовых, строматопоровых с биогермами и биост-ромами. Предполагаются рифогенные постройки мощностью до 500 м.

Отложения фаменсного и турнейского ярусов вскрытые скв.15 Ютырмальской плопрди в интервале 2859-4100 представлены темно-серыми массивными аргиллитами, мергелями, радиоляритами, светло-серыми известковистыми алевролитами, темно-серыми известняками с фауной брахиопод и мшанок о обломками аргиллитов чередующихся с миндалекаменными базальтами. Наибольшая видимая мощность палеозойских толщ этого возраста вскрыта скв.199 Комсомольской площади (Северный свод) ^интервале 3635-4500 м. Здесь наблюдаются черные, местами серые глинисто-кремнистые сланцы, инъецированные пиритом по слоям, трещинам и в виде редких гнезд до 2 см. Породы дислоцированы до плойчатости.

Все породы перечисленных комплексов собраны в пологие складки, образующие различные структурно-тектонические формы, прорваны интрузиями и раздроблены дизъюнктивными нарушениями.

Во впадинах вскрыты отложения киевской толщи верхов карбона и чкаловской толщи пермского возраста. Киевская толща представлена сероцветными конгломератами, гравелитами, брекчиями, аргиллитами, эффузивами дацитового и андезктового состава. Мощность -1600 м. Чкаловская толща состоит из красноцветных, зеленовато-серых конгломератов и брекчии, гравелитов с галькой глиноземистых пород, зеленых полимиктовых песчаников, алевролитов и аргиллитов. Мощность - 400 м. По палеозойской вулканогенной толще развита кора выветривания, перекрытая аргиллито-конгломератовой толщей, содержащей очень бедный комплекс спор и пыльцы верхнего триаса -низов юры.

2.2. Тектоника

Анализ материалов региональных сейсмических профилей МОГТ, высокоточной аэромагнитной съемки, данных бурения и общегеологические реконструкции дают возможность предложить вариант модели геологического строения домезозойских образований Пур-Тазовского междуречья, детализирующий и уточняющий предыдущие построения (6,12,14).

Исследования показывают, что в районе имеется два жестких тектонических блока, условно названных Восточным и Западным, разделенных довольно узким (30км), неглубоким (0,4 км) Среднепурским мегапрогибом, раскрывающимся к северу в крупнейшую Уренгойскую синеклизу.

В составе Восточной структурно-формационной зоны выделяется дугообразный Среднетазовский мегапрогиб, на юге и севере субширотного, в центре субмервдионального простирания глубиной до 1,2 км, осложненный неглубокими Ираткыльсной и Каоныссной впадинами.

К западу от мегапрогиба располагается Часельский мегавал сложной конфигурации, в состав которого входят Часельский вал, Вкно-русский и Красноселькупский структурные носы. Амплитуда ме-гавала по кровле палеозойских отложений составляет 0,3 км.

Ошув часть Восточной структурной зоны слагает столообразное обширное Восточное плато размерами более 200 х 200 юл. В его

югс-восточной части выделяется Светлогорский грабен (Сигуль-да-Чорская впадина) и Туль-Чорский вал (Ширтовское поднятие).

Центральная структурная зона состоит из: а) Харампур-Часель-сной моноклинали, в состав которой входят Хараыпурский вал, Толь-кинская впадина и Верхнечасельское поднятия; б) Среднепурского мегапрогиба, осложненного Хадуттей-Пурской и Хатыяхской впадинами; в) Пурокой моноклинали с Мульчикусской впадиной и Верхнепурс-ким мегавалом, протягивающимся далеко на юг за пределы территории. В составе Верхнепурского мегавала, амплитуда которого по кровле палеозойских отложении составляет более 1,0 км, выделяются субмеридионально вытянутые Вэягаяхинсюш и Етыпурский валы, разделенные Томчару-Яхской впадиной.

Западная структурная зона представлена брахиантиклинальной структурой - Пурпейским сводом, размерами более 120 х 120 км и амплитудой по кровле палеозойских отложений более 1,2 км.

Дизъюнктивные нарушения подчиняются общему северо-восточному простиранию, имеют небольшие амплитуды смещения (до 0,6 км) и приурочены, как правило, к бортовым частям выше поименованных структур.

В заключении следует отметить, что образования комплекса основания и рифейско-вендские толщи повсеместно перекрыты более молодыми палеозойскими платформенными отложениями и нигде на исследуемой территории не выходят в подошву мезозоя. Кембрийские отложения с предполагаемыми рифовыми постройками в подошву осадочного чехла выходят сравнительно узкой полосой в северной части района, в левобережье р.Таз. Почти всю восточную часть района (правобережье р. Таз), под меаазойсгаши осадками, слагают терригенно-карбонатные, терригенные и туфогенно-осадочные породы ордовика-силура. Эти же отложения в подошве чехла фиксируются в виде отдельных пятен в районе Ютырмальской скв.15, к западу от нее и в районе Харампурской с кв. 340. Остальная территория под мезозойскими толщами выполнена существенно терригенно-карбонатными и туфогенно- осадочными породами верхнего палеозоя с пятнами эффузивов и их порфировых разночидностей. К западу от Чертовых озер в подошву мезозоя выходят маломощные толщи порфиритов верхнего палеозоя.

-113. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ МЕЗОКАЙНОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ

На большей части описываемого региона палеозойский фундамент перекрыт осадочным чехлом мезозоя и кайнозоя мощностью 4-4,5 км. Уренгойско-Пуровсюой шовной еоне, разделяющей территорию иа еа-падную и восточную части, в мезозойских отложениях соответствует система мегапрогибов меридионального простирания, четко ограниченных мегаваламк с запада, и имеющая неоднозначное ограничение с востока, поскольку на восток борта прогибов постепенно переводят в региональную моноклиналь.

Шовная зона не только отражается в морфологии, но и предопределяет существенные изменения в отроении разрезов западных и восточных частей региона.

К западу от нее палеозойское основание представлено известняками и глинистыми сланцами; в пределах мегапрогибов самой шовной зоны и прилегающих к ним с востока моноклиналей - вулканитами. Шовная зона ограничивает распространение битуминозных пород баженовской свиты (волжский ярус), а в Целом весь комплекс верх-неирских отложений имеет существенно разное строение к западу и к востоку от этой зоны. Существенно изменяется и строение неокомс-кого разреза. В южной части региона Уренгойско-Пуровская система мегапрогибов под острым углом сопрягается с Колтогорско-Толькинс-кой. К западу от шовной зоны выделяется Надым-Пурский (Ярудейс-но-Тагринский) геоблок, состоящий из Северного свода, Етыпурско-го, Вэнгапурского мегавалов и разделяющих их контрастных прогибов.

К востоку от шовной зоны выделяются Пур-Тазовский (Русс-но-Часельский) и Приенисейкий геоблоки. Русско-Часельский геоблок состоит из одноименного мегавала, протягивающегося на 300 км вдоль всей восточной границы геоблока, и обширной системы моноклиналей, падающих на запад. Приенисейский геоблок в пределах описываемой территории представлен синеклизами, осложненными поднятиями.

На данной территории наблюдается три системы разрывных нарушений пересекают описываемый район: меридионального, северо-восточного и северо-западного простираний. В Приенисейском геоблоке

преобладает северо-восточная система разломов. В Русско-Часель-сксм - меридиональная и ва юге - северо-западная. Надым-Пурсккй геоблок пересекают гее ч-ри выделенные сиилемы.

В исгарии развития мезокаинозойского осадконанопления можно выделить 7 этапов: повднетриасово-среднеюрский, келловей-волж-ский, неокомский, апт-сеноыавский, поздний мел-палеогеновый, неогеновый и четвертичный, которые определили формирование шести нефтегазоносных комплексов НТК: сеишан-аптского, неокомского, ачимовского, баженовского, васюганского (верхнеюрского) и ниж-не-среднеюрского. Пласты-коллекторы, в основном, представлены по-лимиктовыыи песчаниками порового типа с глинистым, глинисто-карбонатным или карбонатным цементом, открытая пористость которых изменяется, как правило в диапазоне 10-252. Среди пластов-флюидо-упоров выделяются две суперрегиональные покрышки: верхнеюрско-ме-ловая и верхний мел-палеогеновая; а также серия зональных и локальных покрышек.

Нижне-ореднеюрскийНГК слагается преимущественно континентальными отложениями мощностью до 1 км, залегает на глубинах 2,8 ш, перекрыт региональной толщей глин келло-вейского возраста. В его составе выделяется ряд подкомплексов: джангодсш-лаидинский , вымско-леонтьевский , малышевский - которые могут отождествляться с самостоятельными резервуарами сложного строения СЗ].

Покрышка над комплексом сложена ва востоке глинами точинской свиты в центре - глинами нижневасюгаиской подсвиты, мощностью соответственно 40-70 и 20-50 м. На западе, где песчано-алевритовые породы оюсфорда (васюганской свиты) заменяются глинами, мощность покрышки резко увеличивается до 100-250 м; ее образуют глины от келловейского до валанжинского яруса.

Основные пласты- коллекторы Юг , Вз . литологические не выдержанные, с относительно невысокими свойствами. Открыто всего 9 залежей; выявлено лишь 0,8 Z от потенциальных ресурсов УВ (табл.1).

В ас юганокий (верхнеюрский) НТК слагается морскими песчано-алевритовыми породами васюганской на западе, и сиговской и яновстанской - на востоке, свит. Глубина его залегания изменяется от 2,5-2,9 км на приподнятых участках до 3,2-3,5 км в депрессиях.

Табляца 1

Коллекторские свойства основных пластов НТК

- 1----г Комплекс |КпД |Кпр,мд ■г— ~ |Дебиты "Г1 ! ------- | Открыто I Выявлено залежей*2

1 1 |нефти | залежей 1-г 1--

1 1 ■ 1 |т/суткя | *1 | 1 I н | 1 1 НГ | 1 г 1

.и-Ле 16 5-ю 15-20 9/0 6 1 2

Вассгап- 14-19 3-80 2-200 В6/16 40/8 12/4 14/4

ский Лз 16

Ачимовский 12-20 1-30 > 20 19/18 18/18 1 -

16 9

Неокомский 13-26 до1000 1-175 179/50 99/35 27/4 53/11

19 70-100

Сеноман- 17-35 до1200 > 30 115/0 31 20 64

аптский 26 200

Примечание: *1 - В знаменателе количество не структурных залежей

*2 - Залежи: Н,-нефтяная, НГ-нефтегазовые, Г-газовые.

Верхнеюрско-нижне-меловая суперрегиональ нал покрышка, экранирующая залежи УВ в регионально продуктивном пласте Юь распространена повсеместно и сложена разными глинами: на западе -алевритовыми глинами георгиевской свиты мощностью до 20 м, битуминозными глинами баженовской свиты и слабобитуминозкыми глинами берриасса, а в тех разрезах, где отсутствует песчано-алевритовая ачимовская толща - дополнительно глинами нижнего валанжина мощностью 100-300 м; на'востоке покрышку образуют слабобитуминоаные и небитуминозные глины кимеридж-берриасского возраста, мощностью 200-250 и более метров.

Васюганский НТК распространен почти на всей описываемой территории за исключением северных частей Северного свода и Етыпурс-ного мегавала, где проходит граница глинизации проницаемых пород комплекса.-,.

Песчаные пласты ЮЧ» Ю2!, Ю31. Ю4!, имеют широкое площадное распространение, последовательно (снизу вверх) выклиниваясь в западном направлении.

Несмотря на низкую изученность, в отложениях васюганского НТК открыто 66 залежей (табл.1), 50 залежей приурочено к ловушкам структурного типа, осложненных в ряде случаев тектоническими нарушениями.

БаженовскийНГ К связан с одноименной свитой волжского яруса и представлен тонкоотмученными битуминозными глинами. Коллекторские свойства обусловлены трещиноватостью, Промышленная нефтеносность доказана в центральной и западной частях района. Распределение коллекторов имеет очень сложный характер, что делает прогноз залежей весьма неопределенным. Ка временных сейсмических разрезах с кровлей свиты связана одна из главных отражающих границ - горизонт "Б", являющийся опорным для структурных построений по глуСокозалегающкм отложениям нескома и верхней юры. Выявленные и прогнозируемые залежи приурочены к неструктурным ловушкам. В настоящее время промышленные притоки нефти получены на Еэнгаяхинскш и Известинском месторождениях, нефгелроявленкя отмечались яа Губкинской, Иохтурской и ряде других площадей.

Ачимовский Н Г К представлен песчаниками берри-ао-валанжинского возраста, распространен практически по всей тер-риторории западного района. Песчаники слабо сортированы, часто

карбонатизировакы. Слабая освоенность ресурсов связана с неантиклинальным видом ловушек. В западном направлении происходит постепенное омоложение ачимовсксй толщи, имеющей клиноформное строение.

Коллекторские свойства продуктивных пластов невысоки (табл.1).В настоящее время выявлено 1Э залежей, в том числе 18 нефтяных, на Вьюжном, Етыпурском, Западно-Таркосалинскои, Комсомольском, Апакалурском и других месторождениях.

Открытые залежи нефти мелкие по размерам, имеют дебиты меньше 20 т/сут, только в одной залежи. Восточно-Таркосалинского месторождения получены дебиты более 40 т/сут. Почти все,ловушки относятся к типу литологически экранированных.

Неокомок и й Н Г К включает преимущетсвенно морские терригенные отложения нижнего мела различного стратиграфического диапазона в западной и восточной частях района. Связано это с отсутствием единой покрышки, ограничивающей НТК сверху, прослеживается несколько выдержанных по площади зональных покрышек. На западе к ним относятся пачки глин над пластами Ш5-6; БП7; БПз; БПю;Ш12; БП13-14; ВП15; БПхе; БП18-19; на востоке - пачки глин над пластами БТи БТю; БТЧг. Эти пачки глин экранируют газовые, газоконденсатнонефтяные и нефтяные залежи. Мощность покрышек меняется в широких пределах: от 30 до 50 метров, а над пластом БП^з сг 20 до 100 м. Мощность зональных покрышек и однородность глин, образующих их, увеличивается, а экранирующие свойства улучшаются вниз по разрезу и по направлению с востока на запад.

На западе комплекс образован сортымской свитой и низами тан-галовской, ниже покрышки над пластом БГГг; его возрастной диапазон валанжиннижний готерив, в более восточных районах в комплекс включаются только отложения валанжина, начиная с пласта БП12.

Продуктивные отложения имеют хорошие коллекторские свойства (табл.1). Средняя изученность неокомского НТК - 160 км2/скв. К началу 1991 года было обнаружено 179 залежей (табл.1).

Среди выявленных залежей доля мелких составляет 84%, в них содержится 332 выявленных запасов УВ. В структурных ловушках содержится 67Х запасов нефти и В7Х запасов газа. На неокомский комплекс приходится 572 прогнозных ресурсов; ожидается открытие 280 мелких, 40 залежей - среднего размера и одной крупной залежи.

Иа 129 структурных ловушек 49 - тектонически нарушенные. В ловушках неструктурного типа в выявленной части ресурсов ожидается открытие 190 мелких нефтяных, нефтегавовых и газовых еадежей, 30 - средних и крупных залежей.

Сеноман-Аптский нефтегазоносный комплекс распространен на всей описываемой территории, включает в себя отложения покурской свиты и верхи таагаловсной. Комплекс перекрыт глинистыми образованиями верхнего мела и палеогена от 150 до 200 м, которые служат ему надежной покрышкой и способствуют сохранению крупных газовых залежей .

Внутри комплекса выдержанные - зональные покрышки отсутствуют, но локальные покрышки экранируют мелкие по размерам залежи: в готерив-барремских отложениях - в пластах АПг, АПз, АП4-5, АПв, АПв. АПц, ЕПо, БПг, в аптских отложениях - в пластах ПКде, в аль-бских отложениях. - в пластах ПКц-17. Локальные покрышки имеют мощность от 2-5 до 10 метров; они, как правило, неоднородны и не-выдержаны даже на одной площади.

Формирование отложений покурской свиты происходило преимущественно в континентальных условиях, характеризующихся резкой литологической изменчивостью и наличием мощных угольных пластов. В нижней части комплекса преобладают нефтяные и газоконденсатные залежи, а в кровельной - газовые. Продуктивные отложения комплекса имеют самые высокие коллекторские свойства в разрезе мезозоя (табл.1).

К началу 1990 года в сеноманском комплексе открыто 115 залежей, из них 31 нефтяных, 20 нефтегазовых, 64 газовых и газоконденсат ных. По типу ловушек преобладают структурные массивные залежи;

В них содержится около 957. всех выявленных запасов УВ, в том числе 95Х нефти и 96Х газа. На 30 из 88 структурных ловушках имеются тектонические нарушения.

В рассматриваемом комплексе ожидается-открытие около 350 залежей, это прежде всего залежи в нижних частях НТК, треть из них будут литологически, либо тектонически экранированными.

-174. ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГА30Н0СН0СТИ И ОСОБЕННОСТИ ПОИСКОВО- РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ

4.1. Перспективы нефтегаговосности домезоэойских отложений

Проведенные исследования [14] позволяют оценить перспективы нефтегазоносности палеозоя и докембрия описываемой территории достаточно высоко. Результаты научного обобщения позволили выделить в домегоэойских образованиях земли четырех категорий перспективности и установить четыре основных типа ловушек УВ: антиклинальные, рифогенные, зон выклинивания и структурного несогласия, зон разуплотнения С123.

К первому типу перспективности отнесены территории, в пределах которых кембрийские существенно карбонатные отложения с рифовыми постройками и, возможно, солевосными толщами залегают непосредственно под отложениями мезозойского осадочного чехла. Так в 15 км юго-восточнее Красноселькупа в нижнекембрийской толще прогнозируется крупная рифовая постройка, представляющая, на наш взгляд, южную оконечность барьерного рифа, протягивающегося о севера на юг. Размеры этого тела оцениваются нами в 50 км в длину, 10-15 км в ширину и около" 1,5 км в высоту. Выделенный нижнекембрийский пояс, вероятно, протягивается далее на северо-восток, в пределы Сибирской платформы. Ко второму типу отнесены земли, в разрезе которых отмечается наличие карбонатных, вероятно, ордо-викско-силурийских отложений с биогермными постройками, зонами выклинивания, структурного несогласия и разуплотнения. К третьему типу и соответственно третьей категории перспективности отнесены земли с карбонатными отложениями девона и карбона, к четвертому -терригенные и терригенно-карбонатные отложения карбона и перми. О их перспективности свидетельствуют находки углефицированного битума в органогенных известняках скз.15 Ютырмальской площади в интервале 3864-3907 м, возраст которых определен как раннекаменноу-гольный.

К землям с невыясненными перспективами относятся разрезы представленные в верхней части по!фовамн базальтов, туфов и пор-фиритов верхнепалеозойского возраста. Представляют интерес породы трещинно-кавернозного выветрелсго фундамента имеющие достаточно

высокие фильтрационко-емкостные свойства. Не исключено, что это будет важнейшим направлением поисковых работ в аспекте опокскова-ния глубоких горизонтов эпигерцинской платформы.

4.2. Перспективы нефтегазоносности юрско-неокомской толщи мезозоя

Лежащий в основании мезозоя нижнесреднеюрский НПС залегает на глубинах доступных бурению (до Б км), что дает возможность рекомендовать к бурению более 20 поднятий.Наиболее перспективный! в нефтегазоносном отношении являются инверсионные прогибы, претерпевшие неотектоническое вогдымание Для них характерны значительная мощность и песчанистость отложении, высокое гипсометрическое положение в современном структурном плане. Перспективны также зоны выклинивания нижних горизонтов осадочного чехла у выступов до-мезозойского основания, где формируются ловушки примыкания. К числу стругает перспективных для обнаружения ловушек первого типа, относятся »..еверо-Губкинское, Губкинское, Западно- Таркосалинс-кое, Етьшурское поднятия (восточные склоны), крылья Харампурского вала, склоны Восточно-Термокэрстового, Светлогорского, Запад-но-Красноселькупсюого, сводовые части Верхнетазовского, Вж-но-Красноселькупского, Северо-Толькинского поднятий и др. Для поисков ловушек инверсионного типа в первую очередь перспективны Голькинская и Светлогорская приподнятые зоны, Восточно-Термокарстовое локальное поднятие СИ]. Линии глинизации пласта, трассируемые на значительные расстояния, приурочены также к склонам и сводовым частям структур инверсионного развития. Изучение морфологии и основных закономерностей развития структур П-Ш порядков по сейсморазведочным данным позволило выявить классы структур унаследованного и инверсионного развития и выполнить прогноз распространения пласта Юг в песчаных фациях [4,12].

В разрезе нижнеюрских отложений Красносель купской зоны поднятий встречаются коллекторы со вторичной емкостью, характеризующиеся заметной трещиноватостыо и небольшой открытой пористостью (менее 10-11%), причем в восточной части (Красноселькупский выступ, Худосейский мегапрогиб, Пакулихинская моноклиналь), такой тип резервуара будет являться основным, а возможно, и единствен-

ным нефтеносный объектом, так как вышележащие отложения, по данным бурения Туруханских, Ермаковских и Костровских скважин, более промыты пресными водами.

В целом по комплексу 80Х выявленных запасов УВ приурочено к структурным ловушкам, 70Z невыявленных запасов предполагается открыть в ловушках неоструктурного типа.

В составе верхнеюрского H Г К выделяется ряд подкомплексов, причем интервал их нефтегазоносности при движении с запада на восток смещается вверх по разрегу от оксфордских до гашеридж-волжских отложении.

Наиболее широкое плопрдное распространение имеет Васвганский подкомплекс. Песчаные пласты Di-JOi входящие в его состав, нефтеносны на Севере-Губкинском, Губкинском, Вэнгаяхинском, Етьшурекой, Южно-Таркосалинском, Фестивальном, Харампурском, Кынском, Верхнечасельском, Усть-Часельском месторождениях имеют различное площадное распространение и рассматриваются как самостоятельные резервуары.

Сиговский нефтегазоносный подкомплекс кимериджского возраста включает пласты СГ1-4 и JOj. Исходя из особенностей площадного распространения пласта КН рекомендуются для поисков залежей следующие структуры СИ]: Юкно-Часельская, Кыпакынская, Кишо-Кыпа-кынская, Нинельская, Восточно-Асинская; Восточно-Тэрельская, Нер-товая.

Яновстанский (пласты ЯН1-6 волжско-берриасский) предположительно нефтегазоносный подкомплекс развит в самой восточной части рассматриваемой территории глинизируясь уже на меридиане пос. Красноселькуп. Строение подкомплекса похояе на строение неокомс-кой части западного района. Различие заключается лишь в более пологих клиноформах юры. Картирование по отражающим горизонтам последних позволяет выделить как структурные, так и литологические экранированные ловушки. Кроме того, выделяется серия тектонически экранированных ловушек, приуроченных к региональной системе разломав Чатылькинсков, Харампурское, Западно-Таркосалинское и Севера- Комсомольсков месторождения.

Роль неокомокого НТК в восточной и западной части региона совершенно различна, на западе это основной нефтеносный и один из основных газоносных объектов, на востоке это самый бедный

комплекс. В пределах западных районов в НТК сконцентрировано 25% всего углеводородного потенциала этих районов и примерно такая же часть выявленных запасов. Анализ строения разрезов и сейсмопрофи-лей свидетельствуют, что неокомская осадочная толща в пределах описываемого района, как и в других районах Западной Сибири, имеет клиноформное строение [3,4] и характеризуется региональным наклоном в западном направлении, наличием региональных зон выклинивания песчаных пластов неокома, которые постепенно омолаживаются к центру бассейна. Песчаные пласты, расположенные в верхней части неокомского разреза, имеют преимущественно континентальный генезис; синхронные им осадки, формирующиеся в морском бассейне, имеют большую стратиграфическую полноту и значительную мощность, а песчаные пласты этой зоны по морфологии не имеют ничего общего с пластами в континентальных разрезах. В связи с этим в западном направлении появляются новые песчаные пласты, которые отсутствуют в скважинах-стратотипах. Так, на Комсомольском месторождении, расположенном непосредственно к западу от Губкинского, где выбраны стратотипы пластов АП и ЕЛ (скв.38, 41-Р), ряд пластов (БПа, БП7) расщепляется на несколько самостоятельных резервуаров, индексируемых как БПг7, БПга7, ЕП37, БПге, БПэв и т.д. Линии глинизации песчано-алевролитовых пластов в генерализованном виде имеют субмеридиональное простирание. В западном направлении происходит последовательное замещение снизу вверх коллекторов на непроницаемые разности, глинизация отмечается полосовидным развитием коллекторов, ограничением их двусторонними экранами. Ловушки подобного типа выделяются в пределах Пурпейского и Етыпурского валов, на Меретаяхинском месторождении. Обычно такое строение резервуара связано о баровыми отложениями, характеризующимися высокими ем-костно-фильтрационными свойствами, подобные зоны и рассматриваются нами в качестве первоочередных для проведения поисково-разведочных работ.

В пределах восточных районов к неокомскому НТК, в связи с отсутствием надежных покрышек приурочено лишь 87. его потенциала. Перспективен комплекс в пределах северных участков восточной гоны. Здесь нижняя часть неономских отложений представлена морскими

породами нижнехетской свиты, характеризующейся чередованием мощных песчаных и глинистых пластов. Зоны глинизации имеют северо-восточное простирание, ориентированы в сторону Усть-Енисейской впадины. По материалам сейсморазведки выделяется ряд структурных и литологически экранированных ловушек в пределах Промыслово-Террасного вала и Мангазейско-Термокарстового участка, которые и рассматриваются в качестве первоочередных для постановки работ на неокомские отложения.

Перспективы нефтеносности пластов ЕП16-14 также связаны с развитием мощных песчаных линз у подножий склонов мелководных террас (ачимовская толщ). Зоны повышенных песчанистости и мощности последней толщи, зафиксированы на западном и восточном склоне Етыпурского вала, на западном склоне Синзянско-Шно-Пы-рейской приподнятой зоне, на Северо-Губкинской и Губкинской площадях, по западному склону Вэнгаяхинской структуры. Наличие мощных ачимовских песчаников в разрезах скажин Губкинской площади, возможно, указывает на присутствие восточнее древнего конуса выноса, т.е. опесчаненной клиноформы пласта, содержащей коллекторы, выклинивающиеся по восстанию на западном склоне Айваседалурской структуры.

Для поиска структурно-литологических залежей нефти в пластах ЕП12-7 перспективными является западный склон Айваседапурского, Пурпейского и Таркосалинского поднятий, а также западный и южный борты Тотыдзоттинского прогиба.

Резкое возростание мощности пластов БПа2, ЕПю-11 в северо-восточном направлении (например, между скв.101 и 104-Р Верхне-пурпейской площади), а также специфическая форма каротажных кривых указывают на широкое распространение дельтовых отложении, которые простираются на северо-восток от Шно-Танловской до Севе-ро-Комсомольской площади. Зная общие закономерности строения дельтовых толщ, можно ожидать наличия литологических залежей нефти на западном склоне Ижно-Танловского поднятия, на моноклинали между Пякупурским и Южно-Танловским поднятиями на севере Тотыд-зоттинской структуры.

Перспективы вышележащих песчаных пластов неокома на рассматриваемой территории связаны только со структурными залежами на поднятиях, вероятность обнаружения которых определяется точностью

сейсморааведки MOB OTT.

Кроме прогноза залежей в зонах выклинивания и на поднятиях, наличие новых залежей нефти в неокомсном мегакомплексе предполагается на структурах, где поисково-раэвдочные работы законсервированы в связи с их низкой эффективностью. К таким структурам, в первую очередь,относятся Етыпурская, Губкинская и Западно-Тарко-салинская. Учитывая, что в районе широко развиты многозалежные месторождения (Комсомольское, Еарсуковское, Верхнепурпейское), значительные размеры Етыпурского поднятия, его контрастность, тектоническую нарушенность и слабую разбуренность, есть основания предполагать, что диапазон нефтеносности этой структуры до конца не выявлен. В частности, в сводовых частях северного и южного куполов Етыпурсной структуры возможно обнаружение мелких водоплавающих залежей нефти пластово- сводового типа в широком стратиграфическом диапа&-~э - от ачимовской толщи (БП14) до üKie-zo-

Приведенный обзор свидетельствует, что в неономских отложениях в районе работ АО "Пурнефтегазгеология" существует значительный фонд ловушек углеводородов как литологического, так и структурного типов. Однако выявление их нефтеносности требует повышения эффективности поискового процесса. Для этой цели необходимо увеличить точность структурных построений, а также усовершенствовать методику поисков литологических залежей углеводородов.

4.3. Прогноз локальных ловушек

Большая часть поднятий региона заложилась в юрское время. Этапы их интенсивного роста (увеличения амплитуды) связаны с эпохами повышенной тектонической активности, при этом независимо от знака региональных тектонических движении. Многие структуры активно развивались на этапе максимальных скоростей погружения региона в берриас-готеривское время, многие структуры активно увеличивали амплитуду во время неогенового воздымания региона.

Локальные структуры имеют пологие крылья (единицы градусов), часто оконтуриваются общей иэогипсой несколько' локальных поднятии, образуя валы, купола, последние так же объединяются в своды и мегавалы. Какой из объектов этой иерархической системы выступит

-23в качестве структурной ловушки для углеводородов, зависит ог их количества в конкретном районе и комплексе [15]. Для гигантских залежей сеномана единичными структурными ловушками служат мегава-лы. Локальная структура, занимающая доли процента мегавала может быть самостоятельной ловушкой нефти. Распределение замкнутых структурных форм по величине площади имеет полимодальный, убывающий при возрастании площади структур, характер. Снижение частоты встречаемости структур на некоторых интервалах их размеров покапывает , что существует природная, естественная дискретизация объектов по величине площади, которая может быть использована для их классификации, а так же для предсказания, какая часть структур определенного размера была пропущена при проведении поисков, сколько еще таких структур может быть обнаружено. Подобный анализ юрских отложений [103 показывает, что значительное количество структурных объектов среднего размера в районе еще не выявлено (во впадинах, на моноклиналях в пределах слабоизученных участков).

При значительных объемах поисково-разведочных работ в Западной Сибири, даже небольшое снижение вероятности ошибки в локальном прогнозе может дать заметный экономический эффект. В последние годы получили широкое распространение методы геолого-математического моделирогания в оценке нефтегазоносности. Наш опыт свидетельствует об эффективности использования упрощенных моделей с ограниченным числом независимых генетических и морфологических показателей 17,10,13,17,1.

В табл. 2 приведены средние значения и среднеквадратичные отклонения ряда показателей для двух типов структур (содержащих и несодерлащих залежи углеводородов) юрского нефтегазоносного комплекса Надым-Пурской НТО. Кроме этого автором работы изучена взаимосвязь вероятности нефтегазоносности структур Р этого комплекса в зависимости от исследуемых показателей. Необходимо отметить, что интервальные значения вероятностей были определены O.A.Маршевым (1993), а автором определен количественный вид связей (табл.2). Иэ табл. видно, что среднее значение амплитуды А нефтегазоносных структур в 1.6 раза выше, чем "пустых", - аналогично увеличение прослеживается по S(2.7), lg(1.6), 1к(1.4), Тп(1.3), (1.1), Akz(1.7). Средние значения других показателей меньше:

Некоторые статистические характеристики локальных структур

Таблица 2

Показатели* Нефтегазоносные "пустые" Зависимость веро-

структуры структуры ятности нефтега-зоносности структуры (Р) от показателей

Амплитуда, м - А 130 ± 79

82 ±63

30-210

Площадь, км2 - Б 430 + 450_________160¿140

"50=700"

Размер длинной оси 32± 22 структуры,км,1е

20- 9

10-5Ь

Размер короткой оси 14^10 10 ±5

структуры, км, 1к

0.60+0.18 0.60^0.19

-и.з-о.у -

2.3± 0.7 2.0*0.8

Коэффициент изометричности КИа

Соотношение локаль- _____

ного (1л) и регио- ГПГ

нального углов (Ьр) наклона кровли юрского НТК - 1л 1р

Расстояние до раз- 27±26 ___46±32

лома, км Ьр ТЛЮ

Прирост амплитуды по 44±25 ___25-21

[фовле юрского НТК 5=70

аа кайнозойское время

М, ~А|с2

Прирост амплитуды по 29 ±20 33 ±22

кровле юрского НТК 10-55

аа позднемеловое время М,

Толщина региональной 42 ± 25 33 ±23

глинистои покрышки, ю-то

и, Тп

Р-0.31+0.0285А Г-0.90

Р-0.15+0.0009 Б Г-0.86

Р-0.31+0.0091 1е г-0.84

Р-0.26+0.0115 1к г-0.84

Р-0.81-0.68 1 Г—0.89

'41

Р=0.29+0.0771 и г=0.87 ~Тр

Р=0.69-0.0048 1_р Г--0.86

Р=0.09+0.0096 -Ак2 Г-0.90

Р-0.16-0.0035 -АК2 г--0.90

Р-0.28+0.0042 Тп. г-0.82

* В числителе среднее значение показателя и среднеквадратичное отклонение, в знаменателе интервал использования.

Киз(0.8); Ьр(О.б); Акг(О.Э). Вычисленные коэффициенты корреляции (г) между Р и показателями показывают, что связи достаточно тесные и во всех случаях значимые. В работе [131 приведена связь вероятности нефтегазоносности структур для различных условий в зависимости от разломов, полученная зависимость Р от 1р для данной территории подтверждает ее. Необходимо отметить, что величины Акг и Акг показывают, что развитие нефтегазоносных и "пустых" структур во времени происходило принципиально по разному, о чем свидетельствуют и виды полученных связей (табл.2). Исполъвуя данные показатели с участием автора были составлены вероятностно-статистические модели прогноза нефтегазоносности локальных структур юрского нефтегазоносного комплекса [151. В вышеназванной работе приведена схема районирования юрского нефтегазоносного комплекса На-дыы-Пурской НТО по эффективности локальных прогнозов.

С участием автора были оценены в отношении нефтегазоносности более 125 структур. По степени перспективности они были разделены на 4 группы: высокоперспективные при Р>0.75, среднеперспективные 0.50<Р<0.75; перспективные 0.25<Р<0.5 и малоперспективные Р<0.25. К настоящему времени эффективность прогнозов составила 78*.

Эффективность вероятностной оценки нефтегазоносности структур [10] подтверждается локальным прогнозом, выполненным новой модификацией метода изоконтактов [17] для сложного в литолого-фаци-альном отношении верхнеюрского резервуара (пласт ХН) в пределах Пур-Тазовского междуречья. Этим же методом намечены перспективные зоны: Мангазейская и обширная полоса к востоку от линии Ютырмаль-ское-Теродьское-Харампурское-Фестивальное месторождения.

4.4. Прогноз новых залежей на изученных продуктивных структурах

Анализ результатов испытания скважин показывает, что часть объектов, в которых не получен промышленный приток нефти или газа, на самом деле могут быть промышленными. Причем возможны две причины ошибок: 1) одна из-за некачественного вскрытия пластов в процессе бурения, а также невысокой эффективности методов воздействия на призабойную зону в результате чего промышленного притока в них получить не удалось; 2) вторая при анализе данных ГИС,

приводящая к неправильной литологической характеристике разрезов.

Поэтому Сыта предпринята попытка оценить качество вскрытия пласта и потенциальный коэффициент продуктивности объектов на примере васюганской свиты: было установлено [5,8,9,181, что продуктивность скважин существенно зависит от коллекторских свойств пласта, степени разгрузки его в процессе бурения и коэффициента песчанистости. Учитывая, что степень разгрузки пласта от горного давления существенно влияет на продуктивность, для скважин, вскрывших пласт при низкой степени его разгрузки, получена эмпирическая зависимость коэффициента проницаемости коллектора от относительной аномалии ПС.

Качество вскрытия продуктивного пласта оценивается параметром Щ иди отношением фактического коэффициента продуктивности, полученного при исследовании скважины на установившемся режиме фильтрации, к потенциальному коэффициенту продуктивности [8].

Статистический анализ материалов по строительству нефтяк л скважин Надым-Пурской нефтегазоносной области показал, что с увеличением параметра разгрузки нефтеносного пласта, залегающего на глубине 2700...3100 м, коэффициент его продуктивности (средний по 20,..25 объектам) существенно уменьшается.

Выявленная на основании промысловых наблюдении зависимость коэффициента продуктивности от параметра коллекторских свойств и параметра разгрузки пласта используется в Тарко-Салинской нефте-газоразведочной экспедиции по испытанию скважин для прогнозирования продуктивности нефтеносных объектов, а также при принятии решения о целесообразности дальнейших работ по воздействию на при-забойную зону пласта.

В работе автора [53 затронута проблема структурно-литологической неоднородности пласта-коллектора, т.к. определение в раа-реае скважин продуктивных пластов, прогнозирование их подсчетных и эксплуатационных параметров по данным каротажа затруднено а случаях существенной неоднородности объектов. В большинстве случаев решаются задачи удовлетворительно по данным комплекса электрических, радиоактивных и акустических методов. Особенно эффективным является совместное использование данных ИК и АК, позволяющее путем нормирования сопротивлений по кинематическому параметру Т исправлять показания ИК из-за влияния структурно-литологи-

ческого фактора пород. Это способ наиболее целесообразно применять при изучении коллекторов тюменской свиты, а также глубокоза-легающих пород, когда другие методы ГИС (например, ПС) становятся неинформативными.

3 А.КЛЮЧЕНИЕ

Основные результаты работы автора сводятся к следующему:

1. Научно обосновано районирование региона по степени перспектив яефтегазоносности палеозойских и мезозойских отложений.

2. Анализ стратиграфии и тектоники домегозойских толщ позволил выделить в рифейсно-палеозойском плитном карбонатно-терриген-ном комплексе пород земли четырех категории перспективности.

3. Установлено наличие в фундаменте севера Западно-Сибирской плиты двух жестких блоков, разделенных субмеридиональной Урен-гойсгео-Пуровской шовной зоной и предопределивших различную нефте-газоносность этих территорий в мезозое. На западе, включая прогибы шовной зоны, залежи углеводородов могут быть обнаружены в пределах: а) клиноформных тел неокома на склонах крупных поднятий; б) Уренгойско-Пуровской системы прогибов в ачимовском НТК; в) отложений покурской свиты. На востоке основными объектами поисковых работ являются отложения верхней юры, имеющие клиноформное строение, и пласты берриасс-вапанжинского возраста. Резервом для новых открытии являются баженовский ии нижнесреднеюрский НТК, а также врезы в подошве осадочного чехла, заполненные конгломератами и песчаниками.

4. Выделено три основных этапа исследований нефтегазоноснос-ти региона, которые характеризуются различной успешностью поисковых работ. Анализ полученных результатов в пределах этих этапов позволил установить статистические зависимости успешности поискового, разведочного бурения, а также размеров открываемых залежей во времени.

5. Полученные зависимости между вероятностью наличия залежей УВ и морфологическими характеристиками структур в сочетании с методом изоконтактов позволили произвести локальный прогноз нефте-газоносности юрского НТК более, чем по 125 структурам. Эффективность разработанного локального прогноза составляет 787..

-286. Для прогнозирования продуктивности песчаных пластов с низкими коллекторскими свойствами, где наиболее часты ошибки при испытании скважин, разработана эффективная методика определения критических значений геофизических параметров и качества вскрытия пласта.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1. Е.Ф.Кутырев, Б.В.Никулин, Л.В.Шишканова. Особенности ли-толого-геофизического изучения пластов-коллекторов разрезов Надым- Тазовского междуречья. - Литология разрезов Западной Сибири по геофизическим исследованиям. Сб. ЗапСибНИГНИ, 1980. Тюмень, с.89-98.

2. В.В.Никулин, И.Ю.Леонтьев. Результаты поисково-разведочных работ на нефть и газ объединения : "Пурнефтегазгеологкя" за 1981 год. - В сб. Проблемы нефти и газа ТЬмени. 1982. Тюмень, вып. 55, с.5-7.

3. А.А.Нежданов, Е.В.Никулин, В.В.Огибенин, М.И.Куренка. Основные черты строения и перспективы нефтегазоносности юрских продуктивных комплексов южной части Надым-Тазовского междуречья.-Сб.Геолого-геофизические основы поисков и разведки месторождений нефти и газа Западной Сибири, 1986. Тюмень, о.53-60.

4. А.А.Нежданов, Б.В.Никулин, М.И.Куренно, В.В.Огибенин. Достоверность прогноза и перспективы выявления углеводородных заг лежей различных типов в неокомских отложениях южной части Надым- Тазовского междуречья.- Сб. Геолого-геофизические основы поисков и разведки месторождений нефти и газа в Западной Сибири, 1985. Тюмень, с.24-32.

5. О.Б.Качалов, Б.В.Никулин, В.Е.Ледванов, Л.Б.Новикова. Влияние степени разгрузки пласта в процессе бурения на продуктивность скважин.- В сб. Научно-производственные достижения в нефтяной промышленности в новых условиях хозяйствования. М., 1989, вып.1, о.И.

6. В.С.Еочкарев, Б.В.Никулин. Тектоно-седиментационные аспекты оценки нефтегазоносности глубоких горизонтов Надым-Тазовского междуречья. - В сб.Ускорение поисков нефти и газа в Западной Сибири. Тюмень, 1989. с.15-20.

7. В.И.ралкин. Т.В.Фофанова, Н.А.Лядова, О.А.Маршаев,

М.Э.Мерсон, Б.В.Никулин. Прогнозирование нефтегазоносности локальных структур различных геотектонических гон. В сб. Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений, Пермь, 1990, с.46-51.

8. О.Б.Качалов, Б.В.Никулин, М.А.Бабец и др. Влияние степени разгрузки пласта в процессе бурения на эффективность взрывных методов интенсификации притоков нефти и газа. Теэ.докл.Всесоюзного совещания. -Джубга, 1990.

9. 0.Б.Качалов, Б.В.Никулин. Влияние коэффициента песчанис-тооти на удельную продуктивность эксплуатационных объектов. Тезисы докладов семинара "Эффективность вскрытия и методов оценки сложнопостроенных продуктивных пластов при бурении, опробования глубоких разведочных скважин "Гшень - 1990 стр. 137-138.

10. Б.В.Никулин, О.А.Маршаев, А.В.Овчаренко. Прогноз продуктивности локальных структур юрского нефтегазоносного комплекса и направление поисковых работ в Надым-Пурской нефтегазоносной области Западной Сибири. Экспресс-информация: Нефтегазовая геология и геофизика. М, 1991, вып.7 о.5-11.

11. О.Б.Качалов, И.Л.Левинзон, Б.В.Никулин. Продуктивность васюганских (сиговских) отложений юга Надым-Пурской нефтегазоносной области по данным геолого-разведочных работ. - Нефтяная и газовая промышленность. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.М., 1992, вып.7, с.1-7.

12. В.А.Каштанов, И.Л.Левинзон, Б.В.Никулин, Ю.Ф.Филипов. Домезозойские образования Пур-Тазовского междуречья(Тюменская область) - новый нефтегазоперспективный объект Западной Сибири. Доклады Академии наук: 326 N 2 1992 год.

13. В.И.Галкин, М.Э.Мерсон, Б.В.Никулин. Влияние разломов на нефтегазоносность локальных структур. - Геология нефти и газа. М., 1993, N 2, с.16-18.

14. В.А.Каштанов, И.Л.Левинзон, Б.В.Никулин, С.Ф.Филипов. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности домезо-войских образований Пур-Тазовского междуречья. - Геология и геофизика. 1993, N 8.с.38-45. Наука. Новосибирск.

15. С.А.Шихов, В.И.Галкин, Б.С.Шихов, Р.Н.Дозорцев, Б.В.Никулин, В.И.Гайдеек, П.И.Красиков. Геоло:о-геофизические основы поисков и оценка нефтегазоносности локальных структур. - Пермь, 1993.с.260.

-3018. В.Л.Гущш, В.П.Мякишев, Е.В.Никулин, С.А.Рыдьков,

A.В.Рыльков. Методические особенности решения задачи оценки фазового состояния углеводородов в условиях вадш-ТавовЬкого междуречья. Об.Использование геохимической информации при прогнозе нефтегазоносности. Тюмень, 1903. о. 64-60.

17. В.Л.Гущин, Б.В.Нихулин, С.А.Рыльков, А.В.Рыльков,

B.П.Мякишев. Зональный и локальный'прогнозы нефтегазоносности на основе метода изоконтактов. Сб. Геолого-геохимические условия формирования нефтегазоносных отложений Западной Сибири, г.Тюмень, (в печати). 0116-123.

18. "Способ бурения скважин. Изобретение, авторское свидетельство номер 1680943. Госкомизобретеняя. 1 июня 1991 год. (соавторы В.С.Войтенко, О.Б.Качалов, А.М.Киреев).

19. Б.В.Никулин. 30 лет со дня открытия первого месторождения углеводородов в Пуровском районе. История. Итоги. Перспективы. Труды 1 Пуровской геологической конференции (под редакцией Н.Х.Кулахмегова, Б.В.Никулина). Тшень-Тарко-Сале, 1995.

Сдано в печать 05.05.96 г. Формат 60x84/1-6. Объем 2 п.л. Тираж 100. Заказ Í0I9. Ротапринт ЙГТУ.