Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Изучение роли разломов и развития трещиноватости в отложениях венда с целью моделирования залежей неструктурного типа

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Изучение роли разломов и развития трещиноватости в отложениях венда с целью моделирования залежей неструктурного типа"

На правах рукописи

ИГНАТЬЕВ СЕРГЕЙ ФЕДОРОВИЧ

ИЗУЧЕНИЕ РОЛИ РАЗЛОМОВ И РАЗВИТИЯ ТРЕЩИНОВАТОСТИ В ОТЛОЖЕНИЯХ ВЕНДА С ЦЕЛЬЮ МОДЕЛИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕСТРУКТУРНОГО ТИПА

(на примере Оморинского месторождения)

Специальность 25.00.12 - «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

7 НОЯ 2013

Тюмень, 2013 -

005536934

Работа выполнена в Тюменском государственном нефтегазовом университете (ТюмГНГУ) и ООО «Газпром геологоразведка».

Научный руководитель - доктор геолого-минералогических наук,

профессор Попов Иван Павлович, Тюменский государственный нефтегазовый университет (ТюмГНГУ) Официальные оппоненты: - доктор геолого-минералогических наук,

профессор Петухов Александр Витальевич, Санкт-Петербургский государственный горный институт (СГОТИ) - кандидат геолого-минералогических наук Александров Вадим Михайлович, ОАО «Тандем»

Ведущая организация - Западно-Сибирский научно-исследовательский

институт геологии и геофизики (ФГУП ЗапСибНИИГГ)

Защита диссертации состоится 29 ноября 2013 г. в 16 часов 00 минут на заседании диссертационного совета Д 212.273.05 при Тюменском государственном нефтегазовом университете (ТюмГНГУ) по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 56, Институт геологии и нефтегазодобычи, аудитория 515.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72.

Отзывы, заверенные печатью учреждения в 2-х экземплярах, просим направлять по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 56, ученому секретарю диссертационного совета. Факс - 8 (3452) 46-30-10, e-mail: t_v_semenova@list.ru,

Автореферат разослан 29 октября 2013 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических наук

Т.В. Семенова

Общая характеристика работы

Объектом исследования является Оморинское нефтегазоконденсатное месторождение с перспективными на нефть и газ отложениями катангской и оскобинской свит венда.

Актуальность темы

В настоящее время большое внимание уделяется поиску и освоению месторождений Восточной Сибири, среди которых наиболее значительными в Красноярском крае являются: Абаканское газовое, Ильбокичское газоконденсатное, Камовское нефтяное, Куюмбинское, Юрубчено-Тохомское, Оморинское и Собинское нефтегазоконденсатные, а также Ковыктинское газоконденсатное месторождение в Иркутской области.

Сложное геологическое строение, развитая тектоническая активность данной территории снижает эффективность выявления залежей неструктурного типа. Дальнейшая оценка перспектив нефтегазоносности региона в отложениях рифея, венда и нижнего кембрия, залегающих на глубинах до 3500-3700 м связана с определенными трудностями, а именно:

- нефтегазоносные резервуары осложнены тектоническими нарушениями;

- низкая информативность сейсморазведки в связи с наличием в разрезе переслаивания солей, известняков и доломитов;

- использования при бурении скважин солевых растворов затрудняет выделение коллекторов по методам геофизического исследования скважин;

- нефтегазонасыщенность определяет вторичная пористость.

В связи с недостаточной изученностью геологического строения продуктивных отложений Восточной Сибири, необходимо: произвести оценку влияния тектонических (разломы, трещиноватость), стратиграфических и гидродинамических факторов на эффективность поисково-оценочных, разведочных работ и разработку месторождений, исследование ФЕС коллекторов.

Цель работы

Обосновать геологическую модель залежей Оморинского месторождения с учетом разрывной тектоники и трещиноватости коллекторов.

Основные задачи исследования

1. Определить роль разрывных нарушений и связанной с ними трещиноватости продуктивных отложений в формировании залежей УВ;

2. Провести анализ результатов испытаний скважин (ГДИ) и дифференциацию коллекторов по ФЕС (методика И.П. Попова, 1990 г.);

3. Выделить в составе горизонта Б-УП1 самостоятельные пласты, обосновать и построить геологическую модель, оценить возможный прирост запасов.

Научная новизна выполненной работы

1. Выявлено, что разломно-блоковое строение залежей Оморинского месторождения способствует развитию зон разуплотнения и формированию трещинных коллекторов в отложениях венда вне зависимости от литологии, а превалирующее развитие вертикальной трещиноватости объединяет залежи в пределах блоков в единую гидродинамическую систему;

2. Установлено, что терригенные и карбонатные коллекторы близки по ФЕС и содержат УВ в трещинах и капилярных каналах, соизмеримых с порами, а наличие обменных процессов между двумя средами (трещинами и порами) обуславливает развитие в продуктивных пластах коллекторов четырех типов: трещинный (Т), порово-трещинный (ПТ), трещинно-поровый (ТП) и поровый (П);

3. Уточнено геологическое строение горизонта Б-VIII оскобинской свиты венда, в нем выделено четыре подсчетных объекта: Б-VIII1. Б-VIII2, Б-VIII3 и B-VIII4;

4. Впервые создана дифференцированная геологическая модель неструктурных залежей горизонта Б-VIII.

Защищаемые положения

1. Гидродинамическое единство залежей пластов Б-VII, Б-VIII и Б-VIII-1 Оморинского месторождения обусловлено развитием дизъюнктивной тектоники и трещиноватости пород;

2. Применение методики по оценке ФЕС коллекторов (Попов И.П., 1990 г.) по данным газодинамических исследований, позволило дифференцировать коллекторы на четыре типа: трещинный (Т), порово-трещинный (ПТ), трещинно-поровой (ТП) и поровый (П), что определяет необходимость их учета в процессе разведочных работ и разработки месторождения;

3. Построение геологической модели пластов горизонта Б-VIII, учитывающей экранирующую роль разломов, развития трещиноватости и положение зон отсутствия коллекторов, позволяет по-новому оценить перспективы его нефтегазоносности с увеличением запасов газа и конденсата на 230 %, нефти - на 15 %.

Практическая ценность работы

Учет трещинной природы отложений катангской и оскобинской свиты венда позволяет скорректировать технологию вскрытия (оптимальные репрессии, состав и свойства буровых растворов и т.д.) и испытания (оптимальные депрессии) сложных коллекторов и получить устойчивые дебиты УВ. Представленные геологические модели продуктивных пластов могут быть использованы при подсчете запасов УВ и дальнейшей разведки месторождения.

Фактический материал

В основу работы положен обширный фактический материал изучения геологического строения недр на изучаемой территории по данным геофизических

исследований, в том числе сейсморазведки МОГТ Ю и МОГТ ЗО, результатам поисково-оценочных и разведочных работ, анализу кернового материала и результатам газодинамических исследований скважин в карбонатных и терригенных отложениях. Фактический материал собран и проанализирован автором в период 2007-2013 гг. в организациях ТюмГНГУ, ООО «Газпром геологоразведка», ООО «ТюменНИИгипрогаз».

Личный вклад автора в получении результатов, изложенных в диссертации

Обоснована и представлена геологическая модель всех продуктивных пластов месторождения и, в частности, пластов горизонта Б-УШ. Геологические модели представлены впервые и учитывают положение и экранирующую роль разломов, развитие зон литологического замещения и гидродинамические особенности многопластовых залежей.

В процессе работы автором выполнены:

- анализ результатов сейсморазведочных работ по методике МОГТ ЗО, закартировано положение разломов от отложений рифейского комплекса до кембрия;

- построены графики зависимости изменения термобарических параметров с глубиной по скважинам месторождения в пределах выделенных блоков;

- обработаны индикаторные диаграммы (ИД) и кривые восстановления давления (КВД) по 22 скважинам изучаемого и рядом расположенных участков;

- произведена дифференциация коллекторов на 4 типа, различных по ФЕС;

- выполнена детальная корреляция продуктивной части разреза по 15 скважинам Оморинского месторождения;

- построены структурные карты кровли и подошвы продуктивных пластов, карты песчанистости, эффективных газо- и нефтенасыщенных толщин, геологические разрезы;

- произведены геометризация залежей и оценка запасов по вновь представленным пластам горизонта Б-УШ.

Апробация результатов работы

Основные результаты работ докладывались на конференциях и семинарах различного уровня:

- XVII Научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Сибири», ООО «ТюменНИИгипрогаз», г. Тюмень 2012 г.

- Семинаре в ООО «Газпром «ВНИИГАЗ» по теме «Влияние разрывных нарушений и разломно-трещинных зон на формирование, размещение и освоение месторождений углеводородов», г. Москва, 2011 г.

VII Всероссийской научно-технической конференции «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна», г. Тюмень 2011 г.

Публикации

Автором опубликовано 9 научных работ по теме диссертации, из них 3 в журналах, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура работы

Работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы. Содержание работы изложено на 164 страницах, включая 79 рисунков и 18 таблиц, список использованных источников насчитывает 68 наименований.

Диссертация выполнена под руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора И.П. Попова, которому автор искренне признателен за поддержку, научные консультации и помощь при выполнении работы.

Автор глубоко признателен и благодарит весь коллектив Отдела обработки проектов ГРР, Отдела анализа и интерпретации данных ГИС, ГТИ (ИТЦ ООО «Газпром геологоразведка»), к.г.-м.н. Огибенина В.В., к.г.-м.н. Митрофанова А.Д., Горлова И.В., к.г.-м.н. Демину А.И., Юшкова Ю.Ф., Бушуева A.B. за поддержку, научные консультации, полезные практические советы и замечания.

Содержание работы

В главе 1 приводится общая геологическая характеристика Оморинского НГР.

В административном отношении объект исследования расположен на территории Байкитского района Эвенкийского автономного округа Красноярского края. В структурно-тектоническом отношении приурочен к юго-западному склону Камовского свода в центральной части Байкитской антеклизы.

Структура кристаллического фундамента блоковая, представляет собой систему прогибов и валообразных поднятий, осложнённых серией разнонаправленных, часто дугообразных разломов. Осадочный чехол, состоит из двух структурных этажей: рифейского и венд-нижнепалеозойского. Породы первого этажа интенсивно смяты в складки с крутыми углами падения, второго - характеризуются почти повсеместным слабо дифференцированным прогибанием, имеют моноклинальное почти равномерное падение на юго-запад.

Геологический разрез представлен отложениями протерозоя (рифей, венд) и нижнего палеозоя (кембрий). Отложения осадочного чехла общей толщиной до 3-5 км залегают на породах консолидированного гетерогенного фундамента.

С позиции нефтегазогеологического районирования Оморинский НГР относится к Байкитской НТО Лено-Тунгусской НГП. Продуктивными являются отложения рифея и венда (оскобинская и катангская свиты).

На этапе поисково-оценочных работ выявлено 18 ловушек в вендском и рифейском комплексах. Большинство из них относится к неструктурному тину - тектонически и стратиграфически экранированным, что объяснялось наличием моноклинального склона и развитой дизъюнктивной тектоникой. По результатам проведенных геологоразведочных

работ (ГРР) подтверждена продуктивность только 2 ловушек. Промышленные притоки УВ получены на Камовском месторождении (пласт Б-VIII-l) и Салаирской залежи (интервал отложений рифея).

Выводы: Успешность поисково-оценочных работ на Оморинском участке составила менее 10 %. Низкая эффективность ГРР обусловлена некачественным вскрытием и испытанием, недостаточным учетом ФЕС коллекторов.

В главе 2 обосновывается гидродинамическое единство залежей Оморинского месторождения, определяется роль разломов и трещиноватости в их формировании.

При формировании тектонических нарушений сплошности пород возможно возникновение как тектонических экранов, так и зон разуплотнения (трещиноватости), проницаемых для флюидов. По результатам сейсморазведки 3D получены горизонтальные сечения куба углов наклона амплитуд DIP в отложениях венда и куба времен - в рифее. На основании чего произведено картирование разломов снизу вверх по разрезу.

В верхах рифейского комплекса картируются пять крупных разломов (Рис. 1). Среди выделенных разломов, Р-3 - это разлом сжатия с элементами сдвига. Сдвиг определяется по появлению оперяющих разломов и складок волочения на восточном крыле. Разлом Р-4 представляет собой микрограбен - типичный разлом растяжения, также с элементами сдвига (особенно проявляется на сечениях куба усольской свиты). Разломы имеют небольшие смещения по вертикали. В результате формируются зоны разуплотнения и трещинные коллекторы в приразломных зонах.

Рис. 1 Горизонтальные сечения куба углов наклона амплитуд (DIP) в оскобинской свите (Т=1070 мс)

Условные обозначения к рисунку 1

■ линии тектонических нарушении

i - пробуренные скважины

1, 2, 3, 4, 5 - блоки; Р. V - разломы Площадь Оморинского месторождения разбита на 6 блоков. Блоки IV, V и VI бурением не охарактеризованы. Далее, для удобства обозначения, «блок I» именуется как «западный», «блок II» - «центральный» и «блок Щ» - «восточный».

В целом, толща продуктивных отложений Оморинского месторождения, рассекается системами субвертикальных и субгоризонтальных трещин. Трещины приурочены к кровле и подошве пласта Б-VIII, имеют развитие в вышележащем пласте

Б-VII, и нижележащем Б-VIII-l, что отмечается в керне, отобранном как в терригенных, так и карбонатных отложениях. Раскрытость трещин достигает 2-3 мм.

Максимальные дебиты УВ получены в скважинах центрального блока. Повышение дебитов в приразломной зоне происходит за счет дополнительной проницаемости, связанной с тектонической трещиноватостью. Например, в скважинах Ом-1, 2, 10 и 12, расположенных на расстоянии менее 2 км от разломов отмечены дебиты газа до 624 тыс. м3/сут. По мере удаления от разломов дебиты уменьшаются. Следовательно, ФЕС обусловлены вторичной пористостью, УВ содержатся в трещинах и капилярных каналах, соизмеримых с порами, между которыми происходят обменные процессы.

Наибольшие значения геотермического градиента (1,26-1,44 °С /100 м) и, соответственно, наименьшая геотермическая ступень (69,5-77,8 м/°С) так же отмечается в пределах центрального блока, при этом пластовое давление составляет 0,95-0,99 гидростатического. По остальным скважинам площади геотермический градиент значительно ниже и составляет 1,15 °С /100 м, пластовое давление не превышает гидростатического, коэффициент аномальности - 0,78-0,93.

Разломно-блоковая модель и гидродинамическое единство залежей месторождения подтверждается неоднородностью термобарических условий скважин разных блоков: по западному блоку - четкая зависимость изменения температуры и давления с глубиной, по центральному - связь не наблюдается.

Максимальные показания температур (31 °С в скважине Ом-10, 32,7 °С - в скважине Ом-12 и 35 °С в скважине Ом-2) в интервале горизонта Б-VIII (пласт Б-VIII1) и пласта Б-VII указывают на то, что повышение температуры связано с влиянием флюида, а именно фильтрации его по трещинам, обуславливая гидродинамическое единство залежей продуктивных пластов. В целом, западный блок имеет хорошие корреляционные связи термобарических параметров, по центральному блоку - зависимость отсутствует (Рис. 2).

а)Г~

у= 0.95х - 38,0 R5-0,6696

• • • •

• у= 1,25х+ 195,7

R2 = 0,0523

Т,°С

Рис. 2 Графики зависимости давления от температуры по (а) скважинам западного и (б) центрального блоков Оморинского месторождения

Выводы: Центральный блок является наиболее продуктивным вследствие

улучшенной фильтрации флюида, обусловленной наличием разломной тектоники и

развитием трещиноватости. Превалирующее развитие вертикальной трещиноватости

обуславливает гидродинамическое единство многопластовых месторождений, что также подтверждается термобарическими условиями.

В главе 3 определена роль трещиноватости в получении высоких дебитов скважин в открытом стволе и колонне. Произведена дифференциация коллектора по ФЕС на четыре типа.

Из скважин, в которых пласты продуктивны по ГИС, промышленные притоки УВ получены только в Ом-2, 10 и 12 на Оморинском месторождении, Км-1 - на Камовском месторождении и Слр-1 - на Салаирской площади. Подтверждаемость результатов интерпретации ГИС данными испытания в процессе бурения составляет 21 %. Данный показатель - неудовлетворительный на стадии поисково-оценочных и разведочных работ.

Бурение скважин, при коэффициенте аномальности ~ 0,9, проводилось на растворах плотностью от 1,05 до 1,16-1,26 г/см3, вязкостью от 25 до 60 сек при репрессии 15-30 % от пластового давления. В ряде случаев давление до пластового не восстановилось (Ом-11,17, Слр-2, Втг-3, 4) вследствие недостаточной продолжительности испытания.

Отсутствие или слабый приток углеводородов зависит от кольматации призабойной зоны пласта, т.е. трещин, в процессе бурения. Например, в скважине Слр-1 значение скин-эффекта при испытании на режимах имел максимальное значение плюс 7,7, что привело к снижению дебита в 2 раза. Оценка ФЕС коллекторов производилась посредством анализа индикаторных диаграмм (ИД). Вид (форма) ИД представляет собой модель работы коллектора. Угол наклона кривой к оси дебитов характеризует продуктивность скважины: чем ближе к оси 0 - тем выше ФЕС коллекторов.

На наличие трещинной емкости в продуктивных отложениях указывает несоответствие кривых прямого (1 и 2) и обратного хода (Г и 2') (Рис. 3)._

О го 4(1 № КО 100

Огтыс. м'/сут

Рис. 3 Несоответствие кривых прямого и обратного хода в (а) терригенных и (б) карбонатных отложениях

Явление «гистерезисной петли», возможное лишь с появлением остаточных деформаций, которые препятствуют восстановлению такой же продуктивности, какая была при прямом ходе, свидетельствует о смыкании трещин и снижении продуктивности скважин при данных параметрах испытания. Одинаковый характер ИД в скважинах

Рис. 4 а) Спектр индикаторных диаграмм Оморинского участка б) обработка индикаторных диаграмм

Ом-12 (Рис 3 а) и Слр-1 (Рис. 3 б) свидетельствует о том, что терригенный и карбонатный коллекторы близки по ФЕС.

На площади Оморинского участка информативными являются результаты испытания скважин Ом-2, Ом-10, Ом-12, Км-1 и Слр-1. На основе обработки ИД и их анализа, а также сопоставления значений полученных коэффициентов фильтрационного сопротивления (а и Ь), получен спектр ИД (Рис. 4).

б)РГ

500

450

-Г 400

£ 350

300

250

200

150

100

0

Qr ТЫС. мУсу7

Qr тыс. м3/сут

Отмечено, что с увеличением депрессии, индикаторные диаграммы приближаются к оси Д(Р2), что свидетельствует о недостаточной подпитке трещин из капилярных каналов и поэтому при больших депрессиях происходит смыкание трещин. Например, при испытании скважины Ом-12 (при совместном испытании Б-VII и Б-VIII, имеющих пористость по ГИС 10,7 % при депрессии 18,42 МПа (75 % от пластового) дебиты газа составили лишь 6,6 тыс. м3/сут, тогда как при опробовании данного интервала в процессе бурения дебит составлял 25,5 тыс. м3/сут. Таким образом, при выборе технологии испытания, необходимо учитывать тип дренируемого коллектора.

Для создания полного спектра индикаторных диаграмм использованы результаты газодинамических исследований скважин соседних месторождений: Абаканского, Имбинского (Ангарская зона складок), Собинского и Хандинского. Выборка скважин осуществлялась по привязанности их к зонам разломов для определения влияния последних на величину притока к забою скважины.

Анализ индикаторных кривых позволил дифференцировать коллектор на 4 типа (по И.П. Попову, 1990 г.): трещинный (Т), порово-трещинный (ПТ), трещинно-поровый (ТП) и поровый (П). По зависимости коэффициентов фильтрационного сопротивления выделены группы точек, характеризующие фильтрационно-емкостные свойства коллекторов (Рис. 5).

Особую группу составляют точки, описывающие работу чисто трещинного коллектора (Т), имеют минимальными значениями коэффициентов а (в диапазоне от 0 до 0,5) и b (в диапазоне от 0 до 0,0025) (Рис. 5 в).

Для коллекторов ПТ-типа значения а находятся в диапазоне до 2 и значения Ь - до 0,01. Увеличение значений параметров свидетельствует о снижении производительности скважин, вызванной либо загрязнением ПЗП, либо смыканием трещин и их малой раскрытостью.

Условно граничными значениями для ТП-коллекторов приняты значения коэффициентов а до 3,5, Ъ соответственно до 0,05.

Коллекторы П-типа имеют наибольшие значения коэффициентов фильтрационного сопротивления (сг>3,5; Ь >0,05). Для сильно загрязненных коллекторов значения коэффициента а может быть свыше 10.

Используя граничные значения коэффициентов фильтрационного сопротивления, математически определены сектора на спектре ИД (Рис. 5 а), соответствующие моделям дренируемых коллекторов. Трещинные коллекторы характеризуются высокой проницаемостью как в ПЗП, так и УЗП, на Оморинском месторождении дренируются только в скважине Ом-2 в интервале пластов Б-УП и Б-УШ.

Порово-трещинный коллектор дренируются в скважине Ом-12 в интервале пласта Б-VIII-l. К скважинам, дренирующим коллектора П-типа отнесены Ом-10 и Ом-12 (совместное испытание пластов Б-VII и Б-VIII).

Выводы: получение притоков УВ связано с трещинной емкостью; карбонатные и терригенные коллекторы на площади Оморинского ЛУ близки по ФЕС, содержат УВ в трещинной и поровой средах; создание высоких депрессий приводит к опережающей выработке трещинной емкости, ее обводнению и изоляции УВ на участках с низкопроницаемыми поровыми коллекторами.

В главе 4 описана методика построения геологической модели продуктивных пластов Оморинского месторождения с учетом фшьтрационно-емкостных и гидродинамических характеристик залежей.

На данный момент нет постоянно действующей геологической модели пласта Б-VIII, имеющего толщину 65-70 м. Трещиноватость и кавернозность отложений осложняет интерпретацию данных ГИС. Предпринимались попытки подсчета запасов, но, в связи с недостаточной изученностью пласта испытаниями, сложно охарактеризовать нефтегазоносность данного объекта.

Автором предлагается рассматривать пласт Б-VIII в качестве горизонта, включающего в себя группу пластов. Проведена детальная корреляция продуктивных отложений. Выделено 4 неоднородных по распространению пласта терригенного состава. Коллекторские свойства их также неоднородны, развитие коллекторов не выдержанно в общей толщине пластов.

Индексировать пласты предлагается как Б-VIII1, Б-VIII2, Б-VIII3 и Б-VIII4. Уменьшение площади газоносности происходит от первого пласта к четвертому, но, по общим эффективным толщинам наилучшими коллекторскими свойствами обладает первый и третий пласт горизонта. Исходя из всего вышеизложенного, Оморинское месторождение представляет собой многопластовую систему.

Для определения вариаций изменения эффективных толщин по площади построены карты коэффициента песчанистости каждого пласта, определенных относительно: общей толщины пласта (Кпес. пл.) и общей толщины коллектора пласта (Кпес. кол). Учет двух карт позволил дифференцированно установить положение зон отсутствия коллекторов. Развитие коллекторов по площади месторождения для всех пластов носит закономерный характер, представляя общую литологическую модель месторождения.

Для оценки запасов определены положение флюидальных контактов. Для этого использованы данные испытаний скважин, а так же учтены факты идентичного распространения коллекторов в северо-восточном и юго-западном простирании и

гидродинамическое единство залежей, предопределяющее последовательную смену насыщения по плотности флюида в многопластовой системе (газ-нефть-вода) (Рис. 6).

Рис. 6 Геологический разрез продуктивных пластов Оморинского месторождения, а) продольный,

б) поперечный Условные обозначения к рисунку 6

- 5

1 - пробуренная скважина, 2 — газонасыщенный коллектор, 3 - нефтенасыщенный коллектор, 4 - водонасыщенный коллектор, 5 - «покрышки», 6 - плотные породы, 7 - линия выклинивания коллекторов,

8 - тектонические нарушения, 9 - испытание ИПТ, 10 - перфорация (испытание в колонне)

В результате проведенной работы, предложены геологические модели по всем продуктивным пластам Оморинского месторождения, имеющих линзовидное строение (Рис. 7). Учет пластов горизонта Б-УШ позволит прирастить запасы УВ по категориям Сг и Сь Суммарные запасы газа и конденсата по категориям Сг и С| могут быть увеличены соответственно в 3,5 и 2,1 раза относительно запасов по пластам Б-VII и Б-У1И-1, подсчитанных по месторождению на данный момент. По нефти возможен прирост по категории Сг в 1,15 раза.

Выводы: впервые представлена геологическая модель горизонта Б-УШ, в составе которого выделены четыре подсчетных объекта. Произведена геометризация залежей, оценены запасы УВ.

г) Геологическая модель пласта Б-VIII4 (слева) газонасыщенная часть, (справа) нефтяная оторочка Рис. 7 Геологические модели пластов горизонта Б-VIII оскобинской свиты венда

Заключение

1. Причины низкой эффективности поисково-оценочных работ на Оморинском ЛУ связаны с недостаточным учетом ФЕС пород-коллекторов и технологией вскрытия и испытания горизонтов: применение тяжелых буровых растворов приводит к кольматации трещин ПЗП; а создание больших депрессий при испытании обуславливают смыкание трещин и отсутствие притоков. Из 18 выявленных ловушек только в двух доказана промышленная продуктивность, поэтому эффективность ГРР составляет менее 10 %.

2. Установлено гидродинамическое единство залежей Оморинского месторождения в пределах тектонических блоков. Толща продуктивных отложений представляет собой единый, гидродинамически связанный природный резервуар со сложной структурой пустотного пространства.

3. Обоснована фильтрационно-емкостная модель залежей и выполнена дифференциация коллекторов на четыре типа: трещинный (Т), порово-трещинный (ПТ), трещинно-поровый (ТП) и поровый (П). Установлено, что получение притоков УВ связано в основном с трещинной емкостью; карбонатные и терригенные коллекторы близки по ФЕС и содержат УВ в трещинной и поровой средах, между которыми происходят обменные процессы.

4. На основе усовершенствования методики исследования строения горизонта Б-УШ, уточнены геологические модели продуктивных пластов месторождения, произведена геометризация залежей. Прирост запасов газа и конденсата, за счет пластов горизонта Б-УШ, составляет +230 %; по нефти +15 % от подсчитанных по месторождению на данный момент.

Основные публикации по теме диссертации

В изданиях, рекомендованных ВАК РФ:

1. Игнатьев С.Ф. Построение геологической модели залежей углеводородов Оморинского месторождения [Текст] / Игнатьев С.Ф. - Тюмень: Известия высших учебных заведений. «Нефть и Газ». - 2012. - №2. - С. 10-14.

2. Игнатьев С.Ф. Перспективы нефтегазоносности Оморинской группы [Текст] / Игнатьев С.Ф. - Тюмень: Известия высших учебных заведений. «Нефть и Газ». - 2012. -№4.-С. 31-35.

3. Игнатьев С.Ф. Влияние зон трещиноватости на получение устойчивых дебитов скважин в продуктивных пластах Оморинского месторождения [Текст] / Игнатьев С.Ф. -М.: «Территория «Нефтегаз». - 2012. - №8. - С. 60-62.

В других изданиях:

4. Игнатьев С.Ф. Особенности взаимосвязей пористости и зернистости коллекторов вендских отложений Оморинского лицензионного участка [Текст] / Игнатьев С.Ф., Качинскас И.В. — Тюмень: Кристаллы творчества. Материалы докладов студенческой академии наук ТГНГУ. - 2010. - С. 30-33.

5. Игнатьев С.Ф. Перспективные объекты Оморинского лицензионного участка [Текст] / Игнатьев С.Ф., Качинскас И.В. - Тюмень: Кристаллы творчества. Материалы докладов студенческой академии наук ТГНГУ. - 2010. - С. 34-37.

6 Игнатьев С.Ф. Сложности выделения разрывных нарушений и их влияние на формирование залежей УВ на территории Оморинского лицензионного участка [Текст] / Игнатьев С.Ф. - М.: Вести газовой науки. «Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 года». Сборник научных статей ООО «Газпром «ВНИИГАЗ». - 2012. - С. 124-127.

7. Игнатьев С.Ф. Проявление дизъюнктивной тектоники на территории Оморинского лицензионного участка [Текст] / Игнатьев С.Ф. - Тюмень: «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна». Материалы VII Всероссийской научно-технической конференции. - 2011. - С. 69-70.

8. Игнатьев С.Ф. Оконтуривание залежей углеводородов Оморинского лицензионного участка [Текст] / Игнатьев С.Ф. - Тюмень: Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна. Материалы VII Всероссийской научно-технической конференции. - 2011. - С. 71-78.

9. Игнатьев С.Ф. Неоднородность коллекторских свойств продуктивных пластов Оморинского месторождения [Текст] / Игнатьев С.Ф. - Тюмень: Материалы XVII научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Сибири». - 2012. - С. 28-30.

Центр полиграфических услуг «РА», г. Тюмень, ул. Нагорная 2, оф. 109, тел. +7(3452) 444-340, e-mail: ra@pochtamt.ru . Тираж 100 экземпляров.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Игнатьев, Сергей Федорович, Тюмень

Тюменский государственный нефтегазовый университет ООО «Газпром геологоразведка»

На правах рукописи 04201 451 1 41 ^^

ИГНАТЬЕВ СЕРГЕЙ ФЕДОРОВИЧ

ИЗУЧЕНИЕ РОЛИ РАЗЛОМОВ И РАЗВИТИЯ ТРЕЩИНОВАТОСТИ В ОТЛОЖЕНИЯХ ВЕНДА С ЦЕЛЬЮ МОДЕЛИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ

НЕСТРУКТУРНОГО ТИПА

(на примере Оморинского месторождения)

Специальность 25.00.12 - «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений»

ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Научный руководитель доктор геолого-минералогических

наук, профессор Попов Иван Павлович

Тюмень, 2013

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ....................................................................................................................................3

1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ИСТОРИЯ ИЗУЧЕНИЯ...............................................8

1.1. Объемы и результаты полевых геологических и геофизических исследований..........8

1.2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза.................................................20

1.3. Перспективы нефтегазоносности Оморинского НГР....................................................32

2. БЛОКОВОЕ СТРОЕНИЕ ОМОРИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ. РАЗВИТИЕ ТРЕЩИНОВАТОСТИ В ПРЕДЕЛАХ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ................................42

2.1. Разрывные нарушения как структурообразующий фактор формирования залежей УВ на Оморинском лицензионном участке и прилегающих территориях........................46

2.2. Развитие трещиноватости в пределах залежей Оморинской группы месторождений.........................................................................................................................59

2.3. Изменчивость термобарических условий как подтверждение гидродинамического единства залежей Оморинского месторождения..................................................................78

3. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ.............................................................................................................................86

3.1. Обработка и анализ результатов испытаний скважин в открытом стволе с помощью испытателей пластов на трубах..............................................................................................90

3.2. Обработка и анализ результатов испытаний скважин в колонне.................................98

4. ОБОСНОВАНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ОМОРИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С УЧЕТОМ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ЗАЛЕЖЕЙ...........................................118

4.1. Выделение подсчетных объектов и их характеристика..............................................119

4.2. Локализация зон отсутствия коллекторов...................................................................127

4.3. Определение положения флюидальных контактов.....................................................132

4.4. Обоснование категорий запасов....................................................................................136

4.5. Построение двухмерной геологической модели продуктивных пластов Оморинского месторождения...............................................................................................139

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.........................................................................................................................158

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ................................................................159

ВВЕДЕНИЕ

Объектом исследования является Оморинское нефтегазоконденсатное месторождение с перспективными на нефть и газ отложениями катангской и оскобинской свит венда.

Актуальность темы

В настоящее время большое внимание уделяется поиску и освоению месторождений Восточной Сибири, среди которых наиболее значительными в Красноярском крае являются: Абаканское газовое, Ильбокичское газоконденсатное, Камовское нефтяное, Куюмбинское, Юрубчено-Тохомское, Оморинское и Собинское нефтегазоконденсатные, а также Ковыктинское газоконденсатное месторождение в Иркутской области.

Сложное геологическое строение, развитая тектоническая активность данной территории снижает эффективность выявления залежей неструктурного типа. Дальнейшая оценка перспектив нефтегазоносности региона в отложениях рифея, венда и нижнего кембрия, залегающих на глубинах до 3500-3700 м, связана с определенными трудностями, а именно:

- нефтегазоносные резервуары осложнены тектоническими нарушениями;

- низкая информативность сейсморазведки связана с наличием в разрезе переслаивания солей, известняков и доломитов;

- использование при бурении скважин солевых растворов затрудняет выделение коллекторов по ГИС;

- нефтегазонасыщенность определяет вторичная пористость.

В связи с недостаточной изученностью геологического строения продуктивных отложений Восточной Сибири необходимо: произвести оценку влияния тектонических (разломы, трещиноватость), стратиграфических и гидродинамических факторов на эффективность поисково-оценочных, разведочных работ и разработку месторождений, исследование ФЕС пород-коллекторов.

Цель работы

Обосновать геологическую модель залежей Оморинского месторождения с учетом разрывной тектоники и трещиноватости коллекторов.

Основные задачи исследования

1. Определить роль разрывных нарушений и связанной с ними трещиноватости продуктивных отложений в формировании залежей УВ.

2. Провести анализ результатов испытаний скважин (ГДИ) и дифференциацию коллекторов по ФЕС (методика И.П. Попова, 1990 г.).

3. Построить и обосновать геологическую модель пластов горизонта Б-VIII оскобинской свиты венда и оценить возможный прирост запасов.

Научная новизна выполненной работы

1. Выявлено, что разломно-блоковое строение залежей Оморинского месторождения способствует развитию зон разуплотнения и формированию трещинных коллекторов в отложениях венда вне зависимости от литологии, а превалирующее развитие вертикальной трещиноватости объединяет залежи в пределах блоков в единую гидродинамическую систему.

2. Установлено, что терригенные и карбонатные коллекторы близки по ФЕС и содержат УВ в трещинах и капиллярных каналах, соизмеримых с порами, а наличие обменных процессов между двумя средами (трещинами и порами) обуславливает развитие в продуктивных пластах коллекторов четырех типов: трещинный (Т), порово-трегцинный (ПТ), трещинно-поровый (ТП) и поровый (П).

3. Уточнено геологическое строение горизонта Б-VIII оскобинской свиты венда, в нем выделено четыре под счетных объекта: Б-VIII1, Б-VIII2, Б-VIII3 и Б-VIII4.

4. Впервые создана дифференцированная геологическая модель неструктурных залежей горизонта Б-VIII.

Защищаемые положения

1. Гидродинамическое единство залежей пластов Б-VII, Б-VIII и Б-VIII-1 Оморинского месторождения обусловлено развитием дизъюнктивной тектоники и трещиноватости пород.

2. Применение методики по оценке ФЕС коллекторов (Попов И.П., 1990 г.) по данным газодинамических исследований, позволило дифференцировать коллекторы на четыре типа: трещинный (Т), порово-трещинный (ПТ), трещинно-поровой (ТП) и поровый (П), что определяет необходимость их учета в процессе разведочных работ и разработки месторождения.

3. Построение геологической модели пластов горизонта- Б-VIII, учитывающей экранирующую роль разломов, развития трещиноватости и положение зон отсутствия коллекторов, позволяет по-новому оценить перспективы его нефтегазоносности с увеличением запасов газа и конденсата на 230 %, нефти - на 15 %.

Практическая ценность работы

Учет трещинной природы отложений катангской и оскобинской свит венда позволяет скорректировать технологию вскрытия (оптимальные репрессии, состав и свойства буровых растворов и т.д.) и испытания (оптимальные депрессии) сложных коллекторов и получить устойчивые дебиты УВ. Представленные геологические модели продуктивных пластов могут быть использованы при подсчете запасов УВ и дальнейшей разведки месторождения.

Фактический материал

В основу работы положен обширный фактический материал геологического строения недр на изучаемой территории по данным геофизических исследований, в том

числе сейсморазведки МОГТ 2D и МОГТ 3D, результатам поисково-оценочных и разведочных работ, анализу кернового материала и результатам газодинамических исследований скважин в карбонатных и терригенных отложениях. Фактический материал собран и проанализирован автором в период 2007-2013 гг. в организациях ТюмГНГУ, ООО «Газпром геологоразведка», ООО «ТюменНИИгипрогаз».

Личный вклад автора в получении результатов, изложенных в диссертации

Обоснована и представлена геологическая модель всех продуктивных пластов месторождения и, в частности, пластов горизонта Б-VIII. Геологические модели представлены впервые и учитывают положение и экранирующую роль разломов, развитие зон литологического замещения и гидродинамические особенности многопластовых залежей.

В процессе работы автором выполнены:

- анализ результатов сейсморазведочных работ по методике МОГТ 3D, закартировано положение разломов от отложений рифейского комплекса до кембрия (ангарская свита);

- построены графики зависимости изменения термобарических параметров с глубиной по скважинам месторождения в пределах выделенных блоков;

- обработаны индикаторные диаграммы (ИД) и кривые восстановления давления (КВД) по 22 скважинам изучаемого участка и рядом расположенных участков;

- произведена дифференциация коллекторов на 4 типа, различных по ФЕС;

- выполнена детальная корреляция продуктивной части разреза (пласты Б-VII, Б-VIII и Б-VIII-1) по 15 скважинам Оморинского месторождения;

- построены структурные карты кровли и подошвы продуктивных пластов, карты песчанистости, эффективных газо- и нефтенасыщенных толщин, геологические разрезы;

- произведены геометризация залежей и оценка запасов по вновь представленным пластам горизонта Б-VIII.

Апробация результатов работы

Основные результаты работ докладывались на конференциях и семинарах различного уровня:

- XVII Научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Сибири», ООО «ТюменНИИгипрогаз», г. Тюмень, 2012 г.

- семинаре в ООО «Газпром «ВНИИГАЗ» по теме «Влияние разрывных нарушений и разломно-трещинных зон на формирование, размещение и освоение месторождений углеводородов», г. Москва, 2011 г.

VII Всероссийской научно-технической конференции «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна», г. Тюмень, 2011 г.

Публикации

Статьи, опубликованные в ведущих рецензируемых научных журналах, входящих в перечень ВАК РФ:

1. Игнатьев С.Ф. Построение геологической модели залежей углеводородов Оморинского месторождения [Текст] / Игнатьев С.Ф. - Тюмень: Известия высших учебных заведений. «Нефть и Газ». - 2012. - №2. - С. 10-14.

2. Игнатьев С.Ф. Перспективы нефтегазоносности Оморинской группы [Текст] / Игнатьев С.Ф. - Тюмень: Известия высших учебных заведений. «Нефть и Газ». - 2012. -№4.-С. 31-35.

3. Игнатьев С.Ф. Влияние зон трещиноватости на получение устойчивых дебитов скважин в продуктивных пластах Оморинского месторождения [Текст] / Игнатьев С.Ф. -М.: «Территория «Нефтегаз». - 2012. - №8. - С. 60-62.

Список работ, опубликованных по теме диссертации:

4. Игнатьев С.Ф. Особенности взаимосвязей пористости и зернистости коллекторов вендских отложений Оморинского лицензионного участка [Текст] / Игнатьев С.Ф., Качинскас И.В. - Тюмень: Кристаллы творчества. Материалы докладов студенческой академии наук ТГНГУ. - 2010. - С. 30-33.

5. Игнатьев С.Ф. Перспективные объекты Оморинского лицензионного участка [Текст] / Игнатьев С.Ф., Качинскас И.В. - Тюмень: Кристаллы творчества. Материалы докладов студенческой академии наук ТГНГУ. - 2010. - С. 34-37.

6. Игнатьев С.Ф. Сложности выделения разрывных нарушений и их влияние на формирование залежей УВ на территории Оморинского лицензионного участка [Текст] / Игнатьев С.Ф. - М.: Вести газовой науки. «Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 года». Сборник научных статей ООО «Газпром «ВНИИГАЗ». - 2012. - С. 124-127.

7. Игнатьев С.Ф. Проявление дизъюнктивной тектоники на территории Оморинского лицензионного участка [Текст] / Игнатьев С.Ф. - Тюмень: «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна». Материалы VII Всероссийской научно-технической конференции. - 2011. - С. 69-70.

8. Игнатьев С.Ф. Оконтуривание залежей углеводородов Оморинского лицензионного участка [Текст] / Игнатьев С.Ф. - Тюмень: Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна. Материалы VII Всероссийской научно-технической конференции. - 2011. - С. 71-78.

9. Игнатьев С.Ф. Неоднородность коллекторских свойств продуктивных пластов Оморинского месторождения [Текст] / Игнатьев С.Ф. - Тюмень: Материалы XVII научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Сибири». - 2012. - С. 28-30.

Объем и структура работы

Работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка использованных источников. Содержание работы изложено на 164 страницах, включая 79 рисунков и 18 таблиц. Список использованных источников насчитывает 68 наименований.

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

АТЗ - аномалия тока "залежь";

БК - боковой каротаж;

БМК - боковой микро-каротаж;

ГИС - геофизическое исследование скважин;

ГК - гамма-каротаж;

ГРР - геологоразведочные работы;

НГКМ - нефтегазоконденсатное месторождение;

ДС - кавернометрия;

ИП, ИПТ -испытатель пластов на трубах;

КВД - кривая восстановления давления;

Кп - коэффициент пористости;

ЛУ - лицензионный участок;

МОГТ - метод отраженной глубинной точки;

НГО - нефтегазоносная область;

НГП - нефтегазоносная провинция;

НГР - нефтегазоносный район;

ОК - ось керна;

Рпл - пластовое давление;

с/п - сейсмопартия;

тут - тонна условного топлива;

УВ - углеводороды;

ФЕС - фильтрационно-емкостные свойства;

рв - удельное электрическое сопротивление пластовой воды;

рвп - удельное электрическое сопротивление коллекторов при их 100 % - ной

водонасыщенности;

рп - удельное электрическое сопротивление коллекторов; с1шт - диаметр штуцера, мм; с1шб - диаметр шайбы, мм.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ИСТОРИЯ ИЗУЧЕНИЯ

Современные представления о строении Сибирской платформы в целом сложились к середине 70-х годов прошлого века при активном участии Конторовича А.Э., Мельникова Н.В., Трофимука A.A., Суркова B.C., Старосельцева B.C. и других исследователей.

В разные годы изучением геологии и нефтегазоносности Оморинского нефтегазоносного района и прилегающих территорий занимались коллективы ученых и геологов ФГУП «СНИИГГиМС», КНИИГиМС ИГГ, АН СССР (ныне ИНГГ им. Трофимука СО РАН), ОАО «Енисейгеофизика», ВНИГРИ, ВНИГНИ, ВСЕГЕИ, ООО «ТюменНИИгипрогаз» и других организаций: Баженова Т.К., Битнер А.К., Богдан В.А., Бабинцев А.Ф., Вальчак В.И., Васильева К.Н., Варламов А.И., Воробьев В.Н., Вотинцев А.Н., Дека A.A., Гутина О.В., Килина Л.И., Киркинская В.Н., Кандауров В.И., Константинова Л.Н., Конторович A.A., Конторович А.Э., Кощук Е.П., Кринин В.А., Кузнецов Л.Л., Кушмар И.А., Ларкин В.Н., Ларичев А.И., Лебедев М.В., Мельников Н.В., Мельников П.Н., Мигурский A.B., Моисеев С.А., Назимков Г.Д., Писарчик Я.К., Полякова Г.А., Прицан Н.В., Сарвиров А.Д., Сибгатуллин В.Г., Скрылев С.А., Стариков Л.Е., Старосельцев B.C., Стополянская Л.Б., Струнов А.В, Чеканов В.И., Чечель Э.И., Фортунатова Н.К., Топешко В.А., Филипцов Ю.А., Хоментовский В.В., Худорожков В.Г., Шемин Г.Г., Шенфиль В.Ю. и др.

1.1. Объемы и результаты полевых геологических и геофизических исследований

В 1932-1934 гг. при активном участии И. М. Губкина была разработана программа поисков нефти в Восточной Сибири. В 1947 г. проведена геологическая съёмка, а в 1949 г. - аэромагнитная съемка масштаба 1:200000. В 1950-х гг. начинаются планомерные региональные сейсмические исследования.

В Красноярском крае нефтепоисковые работы, сопровождающиеся роторным бурением, проводились до 1953 г., затем прекращены из-за отдаленности от основных центров нефтепоисковых работ (Иркутск, Якутия).

Обзорная карта района работ представлена на рисунке 1.1.

Л6РАКУ! ЧИНС^ИИ

Ус.юаныс обошачсиим

Куюмбинскор

ЭМБИ» I -КИ/

ЮДОКОШ ЛИЙ

Т.4о • о-т АХОМСКЛТ

1РИД|

С1 ВЕРО-ВОСТО'

Юрубчено-1 охомскс

Оморинское

Паигияское

ТГРФ© КАМ.-Чоки^

(ЮЖНЫЙ УЧАСТОК)

' Собинское

СОБИНСКИИ у?

ОМОРИНСКИИ

Камовское

Ильбокичское

•МАДАИГ'

ИПЬ&ОКИЧСвИИ

БЕР^Б^НСКИИ

Беоямбинсм

Имбинское

I КИИл.

тншйкгкиТ

км

Сишмиш

сользлюдсжо*

АЬан&нское

г и >ИЦки*«

ИЛИ».'

карабулпскии

Идоцгл.

Рис. 1.1. Обзорная карта района Оморинского лицензионного участка

чо

Геологическая съемка

Исследуемая территория покрыта государственной геологической съемкой масштаба 1:200000 (Маркович Л. А, Елхов Ю.Н., Шибистов Б.В., Юркин В.И.). Были составлены геологические карты, карты полезных ископаемых, освещены вопросы стратиграфии и магматизма.

По маркирующим горизонтам в эвенкийской свите закартирована крупная Тохомо-Куюмбинская зона поднятий, протягивающаяся в северо-восточном направлении. В её пределах был выделен ряд поднятий, в том числе Юрубченское, Манкурское, Оморинское, Петимокское, Верхнетохомское и Верхнетайгинское [1-ф] (рис. 1.2).

Структурное бурение

В 1975 г. начато структурно-колонковое бурение, пробурено 14 колонковых скважин структурно-картировочного назначения глубиной от 500 до 700 м, вскрывших верхи ангарской свиты кембрия. Весь объем бурения сосредоточен на Верхнетохомской и Оморинской площадях. Задачей бурения была проверка подтверждаемое™ поднятий по отложениям ан