Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Физико-географическая характеристика исследуемого района 7
Природно-климатические условия проведения работ
Геолого-геофизическая изученность
Региональные и детализационные работы
Сейсмическая изученность исследуемой площади
Глубокое бурение
Глава 2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза 27
Тектоническое строение исследуемого района
Глава 3 Нефтегазоносностъ девонских отложений (нефтегазоматеринские породы, регионально выдержанные продуктивные горизонты, коллектора и покрышки). 43
Гидрогеологическая характеристика разреза
Глава 4 Результаты сравнительного комплексного анализа, сходных по геологическому строению, сухопутных и морских объектов и проведение геологической аналогии между ними 58
Глава 5 Качественная и количественная оценка перспектив девонских отложений рассматриваемого участка 87
Глава 6 Рекомендации по приоритетным направлениям проведения поисково-оценочных работ 95
Первый этап поисково-оценочных работ (СУША).
Второй этап поисково-оценочных работ (МОРЕ).
Основные результаты и выводы выполненной работы 107
Список использованной литературы 109
- Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
- Нефтегазоносностъ девонских отложений (нефтегазоматеринские породы, регионально выдержанные продуктивные горизонты, коллектора и покрышки).
- Результаты сравнительного комплексного анализа, сходных по геологическому строению, сухопутных и морских объектов и проведение геологической аналогии между ними
- Рекомендации по приоритетным направлениям проведения поисково-оценочных работ
Введение к работе
Актуальность темы Воспроизводство углеводородного сырья на суше и, особенно, на сопредельном континентальном шельфе является важнейшей государственной задачей.
По нефтяному потенциалу недр среди наиболее перспективных большинством специалистов рассматривается Печороморский шельф, где выявлены нефтяные месторождения Медынское-море, Варандейское-море, Приразломное и Долгинское.
Основным продуктивным комплексом в них долгое время считался карбонатный нижнепермско-каменноугольный содержащий высоковязкие, тяжелые нефти. Это не способствовало расширению объемов поисково-разведочных работ.
В последние годы на месторождении Медынское-море установлена промышленная нефтеносность карбонатных нижнедевонских отложений. Из овинпармского горизонта локховского яруса получена легкая нефть (плотность 0,816 г/см ) с максимальным дебитом 612 м /сут.
Это обстоятельство существенно повысило интерес к региону, и прежде всего, к морской части восточной прибортовой зоны Хорейверской впадины, в сопредельной сухопутной части которой в карбонатных отложениях нижнего и верхнего девона также выявлены крупные нефтяные месторождения им. Р. Требса, им.А.Титова и Пасседское.
В связи с этим изучение геологических критериев и уточнение оценки перспектив нефтеносности девонских отложений в рассматриваемой зоне представляется актуальным.
Цель работы Научное обоснование перспектив нефтеносности девонских отложений и направлений поисков новых залежей легкой нефти в морской восточной части Хорейверской впадины Печороморского шельфа.
Основные задачи исследований
Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:
обобщение, анализ результатов геолого-геофизических исследований и выявление особенностей распространения девонских карбонатных отложений;
обоснование геологической аналогии между выявленными на суше месторождениями и перспективными ловушками на море в восточной прибортовой зоне Хорейверской впадины;
определение наличия и характера изменения качества пород коллекторов и надежности слабопроницаемых пород-покрышек;
оперативное уточнение прогнозных ресурсов нефти в недрах исследуемой зоны в целом и категории Д1л по локализованным объектам в ее пределах;
разработка рекомендаций по стратегии и тактике проведения дальнейших поисково-оценочных работ.
Научная новизна
Впервые на основе комплексного анализа геолого-геофизической информации выполнена реконструкция особенностей геологического строения транзитной зоны восточной прибортовой части Хорейверской впадины и обосновано геологическое сходство строения девонских отложений в ее шельфовой и более изученной сухопутной частях;
По результатам обобщения и анализа геолого-геофизических материалов автором уточнено тектоническое районирование рассматриваемого района. Полученные новые данные положены в основу уточненной схемы нефтегазогеологического районирования шельфа Печорского моря с выделением перспективных участков разных категорий.
Обоснован прогноз вероятного наличия залежей нефти в отложениях верхнего и нижнего девона как в восточной прибортовой части Хорейверской впадины, так и на месторождении Варандейское-море в пределах вала Сорокина.
Основные защищаемые положения
-
Обоснование по результатам выполненной геолого-геофизической реконструкции сходства геологического строения девонских отложений в ареалах перспективных ловушек морской части восточной прибортовой зоны и открытых ранее нефтяных месторождений на сопредельной суше.
-
Оценка перспектив нефтеносности девонских отложений на шельфе восточной прибортовой зоны Хорейверской впадины и выявленных в ней ловушек, выполненная на основе комплексного анализа геологических критериев нефтеносности.
-
Обоснование приоритетных направлений и очередности проведения поисково-оценочных работ на перспективных локальных объектах рассматриваемой части шельфа Печорского моря.
Практическая значимость работы
В результате проведенного исследования в изучаемой части Печороморского шельфа выделены три перспективных объекта — Западно-Варандей - море, Мадачагская структура и месторождение Варандей-море для проведения поисково-разведочных работ на девонские отложения;
На площади Варандей-море, выделенной в качестве первоочередного объекта, обоснована этапность проведения поисково-оценочного бурения как с суши так и с моря, что позволяет существенно сократить затраты на эти работы;
Рекомендации автора по обоснованию перспектив нефтеносности девонских отложений в указанных выше объектах использовались при проектировании проведения поисково-оценочных работ ЗАО «Арктикшельфнефтегаз» и ФГУП «Арктикморнефтегазразведка».
Апробация работы
Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались автором на конференциях, симпозиумах, семинарах, в том числе на Международной конференции RAO CIS Offshore 2009 г., Санкт-Петербург.
Публикации
По теме диссертации опубликовано 6 научных работ, в том числе 3 в журнале, входящем в «Перечень...» ВАК Министерства образования и науки РФ.
Объем и структура работы
Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, заключения и списка использованной литературы из 45 наименований. Содержание работы изложено на 115 страницах машинописного текста, содержит 24 рисунка и 2 таблицы.
Автор выражает благодарность научному руководителю - д.г.-м.н. Захарову Е.В. за постоянное внимание к работе и предоставленную возможность ее обсуждения на всех этапах выполнения.
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
Геологический разрез исследованной территории, как и всей Тимано-Печорской провинции в целом, подразделяется на 2 структурных этажа - складчатый фундамент и осадочный чехол.
Осадочный чехол в пределах современной Хорейверской впадины представлен породами палеозойской, мезозойской и четвертичной групп. Осадочные отложения залегают на фундаменте венд-кембрийского возраста. Фундамент вскрыт в центральной части Болынеземельского палеосвода на Кывтанской (скв. 1, 2), Сандивейской (скв. 1, 4, 5) площадях на глубинах минус 4060 - 4570 м.
Разрез осадочного чехла вскрыт морскими и наземными скважинами, характеризующими отложения от четвертичного до верхнесилурийского возраста (рис.4, 5) в диапазоне глубин от 2500м до 4500м: Палеозойская группа.
Ордовикская система (О) наиболее древние осадочные отложения -ордовикские. Они вскрыты скважинами на площадях: Кывтанской, Восточно-Харьягинской (скв. 26), Сандивейской, Хорейверской (скв. 1), Западно-Виссертынской (скв. 1), Оленьей (скв. 15). Максимальная вскрытая толщина в скв. 15 - Оленьей составляет 547 м. В сводовых разрезах палеоподнятия она значительно меньше (155 м, скв. 2 - Кывтанская). Ордовикские отложения представлены тремя отделами, которые согласно расчленяются на свиты.
Нижнеордовикские отложения (хореймусюрская свита) формировались в мелководном эпиконтинентальном морском бассейне. Они представлены красноцветными терригенными отложениями, ритмичным переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов, редко гравелитов:
Среднеордовикские отложения (карадокский ярус, маломакарихинский горизонт, маломакарихинская свита) формировались в условиях морской трансгрессии, в мелководной части шельфа и представлены в нижней, части разреза карбонатно-терригенными породами — песчаниками и алевролитами, преимущественно кварцевыми- с глинистым цементом. В верхней части залегают пласты серых доломитов, содержащие прослои известняков и мергелей. Толщина среднего ордовика составляет 43-47 м (скв. 15 -Оленья, скв. 1 - Хорейверская).
Верхнеордовикские отложения согласно залегают на среднеордовикских. Отложения в основном хорошо сопоставляются по геофизическим характеристикам. Они подразделяются на субрегиональные горизонты и местные свиты. Общая толщина верхнеордовикских отложений изменяется от 179 м (скв. 26 - Восточно Харьягинская) до 429 м (скв. 1 - Северо-Хаяхинская) и увеличивается к периферии Болылеземельского палеосвода. Верхнесилурийские CS?) отложения представлены пржидольским ярусом (гребенским горизонтом). Литологически они сложены преимущественно известняками! разной степени глинистости, переслаивающимися с пропластками аргиллита.
По геофизическим и скважинным данным стратиграфическая полнота силура увеличивается в северном, восточном и южном направлениях от центральной части свода Большеземельского палеосвода. Толщина силура и составляющих его горизонтов конседиментационно увеличиваются в тех же направлениях. В верхах разреза - пачки известняка органогенно-обломочного, местами доломитизированного. Максимально вскрытая мощность силурийских отложений в скважине 5 - Варкнавтская. Она при забое 4500 м прошла по нему 397 м и остановлена в венлокском ярусе. На изменение толщины силура значительное влияние оказал перерыв осадконакопления в дораннефранское время. В присводовой части палеоподнятия на поверхность эрозии выходят нижнесилурийские карбонаты.
Девонские ( D ) отложения в объеме всех трех отделов локально прослежены в пределах Медынского участка (южная часть структуры Медынское-море-1 - скв. №3, Перевозная структура - скв. PR 6), а также в пределах сухопутной Варандейской структуры - скв. 7 (рис. 5). На исследуемом участке их разрез сокращен за счет размыва пород среднего девона.
Нижнедевонские отложения ( Di_ ) в объеме всех трех ярусов лохковского, пражского и эмского выделены в пределах Медынского участка работ (рис. 4). В направлении исследуемого участка происходит сокращение разреза нижнего девона за счет размыва эмского, пражского и верхов лохковского ярусов. Вскрытая мощность отложений полного разреза нижнего девона в скважине 3 - Медынское-море-1 составляет 1244м; а мощность сокращенного, стратиграфически неполного разреза нижнего девона, вскрытого скважиной № 7 Варкнавтская - 160 м.
Лохковский ярус ( Djl ). Полный разрез яруса состоит из отложений овинпармского и сотчекмыртинского горизонтов; Суммарная мощность их по площади изменяется от 600 м (на Перевозной структуре) до 850 м (на Медынской-море-1). В пределах Варкнавтской площади мощность лохковского яруса значительно сокращается (до 160 м) за счет размыва отложений сотчекмыртинского горизонта (рис. 4, 5). Цитологически отложения лохковского яруса достаточно выдержаны.
Разрез овинпармского горизонта ( Djop ) представлен карбонатной толщей, которая разделяется на четыре пачки: I, II, III, IV. Овинпармские отложения формировались в шельфовых мелководно-морских условиях седиментации, в режиме морской трансгрессии.
Базальная пачка I характеризуется преимущественно глинистым, составом отложений: мергели известковые, аргиллиты; известняки. глинистые. Пачка II представляет собой серию мощных карбонатных пластов. Толщина их составляет 15-35 м. Наиболее мощные пласты А, Б; В, Г и. Д. Пласты относительно чистых карбонатов разделены глинисто-карбонатными отложениями. Пачка III. сложена глинистыми мергелями. Подчиненное значение имеют известняки. Пачка IV овинпармского горизонта сложена сероцветными известняками, доломитами, мергелями. Доломиты преобладают в кровельной части пачки.
Для центрального блока месторождения им.Р.Требса общая толщина овинпармских отложений изменяется в пределах 149-200 м, среднее значение составляет 175 м.
Сотчемкыртинский горизонт ( Djsk ). Мощность его изменяется от 330м (скв. PR 6) - 420м (скв. 7-В) до полного отсзггствия на западе района работ (Варкнавтская площадь). По литологическому составу горизонт разделяется на две толщи: глинисто-карбонатную и ангидрито доломитовую.
Нижняя часть разреза представлена глинисто-карбонатной толщей, сложенной доломитами, мергелями доломитовыми, известняками, аргиллитами. Верхняя часть разреза сложена ангидрито-доломитовой, толщей. Несмотря на увеличенное содержание глинистого материала в породах, наблюдаются прослои карбонатов пористых нефтенасыщенных.
Пражский ярус ( Djp ). Нижняя часть отложений яруса сложена. преимущественно терригенными породами. Здесь наблюдается тонкое переслаивание алевролитов, аргиллитов, песчаников, доломитов, ангидритов. Верхняя половина- пражского яруса сложена доломитами, ангидритами, доломитовыми мергелями.
Эмский ярус (Die) представлен переслаиванием доломитов, мергелей, песчаников, ангидритов. Область распространения его в районе работ приурочена, главным образом, к Медынскому участку, где мощность отложений эмского яруса- колеблется от 72м (скв. 2-МЫ)до 224м (скв. №3 Медынское-море-1). Во вскрытых разрезах, в пределах Варкнавтской площади отложения яруса нижнего девона размыты (рис. 5).
Улучшение коллекторских свойств за счет трещиноватости способствовало развитию малоамплитудных разломов. Именно такие коллекторы распространены на акватории в полосе вдоль восточного и северо-восточного склонов Болынеземельского свода.
На участках выхода известняков и доломитов нижнего девона под поверхность регионального предтиманского несогласия в результате выщелачивания.сформировались высококачественные коллектора.
Нефтегазоносностъ девонских отложений (нефтегазоматеринские породы, регионально выдержанные продуктивные горизонты, коллектора и покрышки).
Результаты геохимических исследований, выполненные Т.А. Кирюхиной А.В. Ступаковой и К.А. Ситар в 2006 г., показали, что в Хорейверской впадине, как и, в Восточно-Баренцевоморском-мегапрогибе, в» качестве нефтегазоматеринских пород могут рассматриваться обогащенные органическим- веществом толщи средне-раннепалеозойского возраста.
В Хорейвер-Мореюской нефтегазоносной области (ИГО), в пределах которой находится одна из наиболее перспективных структур -Западно-Варандей - море, выявлено пять регионально-нефтегазоносных комплексов.
Основным продуктивным является силурийско-нижнедевонский терригенно-карбонатный НГК, в котором наиболее перспективен овинпармскии горизонт лохковского яруса. Залежи нефти в карбонатах овинпармского горизонта выявлены на ближайших к району работ
В нефтегазоносном отношении исследуемый район расположен в пределах Хорейверской нефтегазоносной области (ИГО) Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. В" пределах этой области выявлено пять нефтегазоносных комплексов, разделенных региональными и зональными покрышками:
- силурийско-нижнедевонский терригенно-карбонатный;
- среднедевонско-франский терригенный;
- верхнедевонско-турнейский карбонатный;
- каменноугольно-нижнепермский преимущественно карбонатный;
- верхнепермско-триасовый терригенный.
Силурийско-нижнедевонский терригенно-карбонатный НГК.
Залежи нефти в карбонатах, верхнего силура (пржидольский ярус, гребенской горизонт) установлены как в пределах Варандей-Адзъвинской НГО (на структурах юга вала Сорокина - Хосолтинская и Осовейская, Сарембой-Лаккеягинского вала - Нядейюская и Западно-Лаккейягинская, Медынского вала- Медынская-море-2), так и в северовосточной части Хорейверской HFO; где открыты два крупных нефтяных месторождения - им. А.Титоваи им. Р.Требса.
На Восточно-Колвинском месторождении залежь нефти открыта в нижнесилурийских карбонатах, где дебит нефти составляет 27,12 м /сут, при динамическом уровне 1200 м. Нефть легкая, плотность в стандартных условиях 820,2-854,4 кг/м , в пластовых - 765,3 кг/м , вязкость в пластовых условиях -0,55 МПасек, в стандартных условиях 3,95-11,81 МПасек, содержание смол 3,32-5,57 %, парафина 7,87-10,17 %, серы 0,36-0,74 %. Газосодержание пластовой нефти 119,1 м/т при давлении насыщения 7,6 МПа. Объемный коэффициент равен 1,31. Залежь пластовая стратиграфически экранированная. В карбонатных отложениях верхнего силура на Оленьей структуре (месторождение им. А.Титова) в скважине № 10 из интервала 4099-4109 м получен приток нефти дебитом 65 м3/сут. через 7 мм штуцер.
Коллекторами верхнесилурийских отложений являются доломитизированные пористые и порово-трещиноватые известняки. Пористость коллекторов от 4.7 до 12.2%, а проницаемость достигает 100 мД. Дебиты нефти варьируют от 2 до 190 м /сут.
Все выявленные залежи нефти в верхнесилурийских отложениях небольшие по размерам и запасам. Тип залежей преимущественно пластовый, тектонически и литологически-экранированный.
Основным продуктивным интервалом данного НГК в пределах рассматриваемых НГО являются отложения нижнего девона (лохковский ярус, овинпармский горизонт). Залежи нефти в карбонатах овинпармского горизонта выявлены на ближайших к району работ площадях валов: Сорокина - Наульская, Лабаганская; Сарембой-Лаккейягинского — Медынская, Мядсейская, Тобойская, Перевозная; Медынского - Медынское-море-2.
В нижнедевонских отложениях дебиты нефти составляют 6,8 м /сут при среднединамическом уровне 2238 м (им. А.Титова) и 527 м /сут через 20 мм штуцер (им. Р.Требса). Нефти легкие до средних по плотности от 810,4 кг/м (им. Р.Требса) до 884,9 кг/м (им. А.Титова) в стандартных условиях, в пластовых - плотность равна 649-780 кг/м . Вязкость в пластовых условиях 0,44-7 МПасек, в стандартных от 5,67 до нетекучей. По компонентному составу нефти от малосмолистых до смолистых (1,61-7.01 %), парафинистые (4,59-19,19 %), среднесернистые (0.23-0,61), с содержанием асфальтенов от 0,33 % до 8,65 %, с температурой застывания от -6С до +24С. Газосодержание пластовой нефти изменяется от 35,2 м3/т при давлении насыщения 8 МПа и объемном коэффициенте 1,165 до 289,3 м3/т при давлении насыщения 24,3 МПа и объемном коэффициенте 1,67.
Коллектора овинпармского горизонта представлены пористо-кавернозными, неравномерно-трещиноватыми, в различной степени доломитизированными, известняками. Пористость составляет 3-12%, проницаемость достигает 0.5 мкм2.
Залежи нефти, открытые на Медынской, Тобойской, Мядсейской и Перевозной площадях, связаны с карбонатными отложениями пачки II овинпармского горизонта. В пачке II выделяются пять пластов, которые по принятой номенклатуре индексируются (сверху-вниз) как: А, Б, В, Г, Д. К этим пластам приурочены залежи нефти соответственно: "ДрА", "Ді-Б", "Ді-В", "Д,-Г", "Ді-Д", которые являются едиными для Тобойского, Мядсейского и Перевозного месторождений. По результатам испытаний дебиты нефти варьируют в широких пределах от 2,3 м /сут до 183м /сут (штуцеры, соответственно, 1,4 и 25 мм).
Залежи нефти на. Наульской и Лабаганской площадях вала Сорокина установлены только в карбонатах пачки IV овинпармского горизонта. Приток нефти составил от 4.56 м /сут до 68 м /сут.
В экваториальной части Варандей-Адзьвинской НГО, в пределах Медынского вала (поднятие Медынское-море-2) в карбонатных отложениях пачки II овинпармского горизонта выявлена залежь нефти, дебит которой составил 612 м3/сут.
В отложениях нижнего девона Варкнавтской площади Хореиверской НГО (месторождение им. Р.Требса) вскрыты две залежи нефти. Площадь месторождения охватывает юго-восточную часть участка Западно-Варандейское море (Варкнавтскую площадь). В 1989 году на месторождении был произведен подсчет запасов по данным бурения и испытания скважин VRK-1, -3. -4 и -5. С овинпармскими отложениями нижнего девона на месторождении связаны две сводовые литологически экранированные залежи. Коллектора трещинно-кавернового типа представлены доломитами и доломитизированными известняками, коэффициент пористости которых меняется (по керну) от 0.6 до 4%. Мощность продуктивного пласта, вскрытого в скважинах VRK-1 и VRK-5, составила соответственно 40.8 и 56.8 м. Расчетные дебиты нефти в скважинах VRK-4 и VRK-5 составили соответственно 163 и 206,94 м /сут. ВНК в них не установлен. Дебит нефти в скважине VRK-8 составил 386 м /сут, ВНК принят на отметке - 4068м по последним дырам перфорации в этой скважине.
Нефтеносность терригенно-карбонатных отложений пражского яруса нижнего девона установлена на Тобойской и Медынской площадях Сарембой-Лейкеягинского вала. Коллекторами здесь являются кварцевые песчаники пористостью 11-18.5. Дебиты нефти достигают 4.5 - 60 м3/сут.
Для силурийско-нижнедевонского НГК характерны структурные, тектонически экранированные и комбинированные (структурно-стратиграфические) типы ловушек. В отложениях комплекса установлены как массивные, так и пластовые типы залежей УВ.
Региональной покрышкой служит преимущественно глинистая тиманско-саргаевская толща.
Результаты сравнительного комплексного анализа, сходных по геологическому строению, сухопутных и морских объектов и проведение геологической аналогии между ними
В результате проведенных исследований изучены структурные и палеотектонические особенности строения морских и сухопутных объектов расположенных в непосредственной близости от исследуемого участка.
В процессе геологического изучения автором на основании материалов сейсморазведочных работ 2Д и результатов бурения скважин на месторождениях и структурах (Медынское-море, им. Р. Требса, им. А. Титова, Паханческой структуре) были уточнены:
- границы основных тектонических элементов: восточной прибортовой зоны Хорейверской впадины, валов Сорокина и Медынского, а также Паханческой ступени; - литолого-стратиграфическая характеристика разреза девонских отложений и особенности его пространственного изменения. Кроме того были установлены:
- контуры зоны выклинивания нижнедевонских отложений с северо-востока на юго-запад;
- идентичность коллекторских свойств нижнедевонских (овинпармских) карбонатных отложений на Варкнавтской площади (месторождение им. Р. Требса) и на месторождении Медынское - море;
- вероятное распространение рифогенных построек в верхнедевонских отложениях франского яруса;
- присутствие в разрезах надежных региональных глинистых покрышек: тиманско-саргаевского возраста мощностью до 120 метров и более, а также в нижней части визейского яруса мощностью более 100 метров;
- близкие значения плотности нефти выявленных залежей в нижнедевонских (овинпармских) отложениях, а именно 0,810 г/см (месторождение им. Р. Требса) и 0,804 г/см (месторождение Медынское-море).
Структура Западно-Варандей море расположена менее чем в 10 км к северо-западу от Варкнавтской площади, где скважинами вскрыты залежи нефти в верхнефранских рифогенных карбонатах и известняках овинпармского горизонта нижнего девона (см. главу 3). По методу аналогий можно рассматривать эти комплексы как основные нефтеперспективные на исследуемом участке.
На геологических профилях (рис. 9,10) на участке Западно-Варандей море (с юго-запада на северо-восток) и месторождении им.Р.Требса (с юго-запада на северо-восток) установлено аналогичное выклинивание нижнедевонских отложений и наличие рифовых построек в верхнем девоне.
На рисунке 11 показан временной разрез по линии Ш-Ш, проходящей от Варкнавтской площади вблизи скважины №8, где из овинпармских отложений получен промышленный приток нефти до экваториальной части участка Западно-Варандейское море. Отчетливо видно сходство строения в пределах обоих площадей. Условная линия ВНК (по нижним дырам интервала перфорации скважины VRK №8) с отметкой -4068м продолжается на значительное расстояние. Это указывает на достаточно высокие перспективы нижнедевонского разреза в отношении нефтегазоносности в экваториальной части участка.
В овинпармской залежи на месторождении Требса единый ВНК не установлен. Его отметка определена условно по дырам перфорации и колеблется от 4025-4050м (скв. Ms 1, 3, 4, 5) до 4068-4087м (скв. №№ 4, 8). Такие колебания отметки условного ВНК отражают многопластовое строение нижнедевонской залежи, осложненной литологическим экранированием. С овинпармскими отложениями нижнего девона на месторождении связаны две сводовые литологически экранированные залежи. Коллекторы трещинно-кавернового типа представлены доломитами и доломитизированными известняками, коэффициент пористости которых меняется (по керну) от 0.6 до 4%. Мощность продуктивного пласта, вскрытого в скважинах VRK-1 и VRK 5, составила соответственно 40.8 и 56.8 м. Дебиты нефти в скважинах VRK-4 и VRK-5 составили соответственно 163 и 206,94 м /сут. Дебит нефти в скважине VRK-8 составил 386 м /сут.
Дебиты нефти вскрытых залежей нефти, приуроченных к рифогенным постройкам франского яруса, составляют от 54 - 60 мЗ/сут до 802 мЗ/сут (скв. №3). Коэффициент пористости 9.6%. Коллекторами являются доломиты, органогенные известняки кавернозно-трещиноватого типа.
По совокупности полученной информации, структурное осложнение, закартированное по кровле овинпармских отложений (рис. 2) можно рассматривать как наиболее перспективное для проведения поискового бурения. Вероятно, что такие колебания отметки условного ВНК отражают многопластовое строение нижнедевонской залежи, осложненной литологическим экранированием.
Рассматривая с этих позиций структурный план горизонта Шз_Ь в пределах участка, можно заключить, что в случае единой с месторождением Требса ловушки, наиболее вероятным будет ограничение ее изогипсой -4025м (рисунок 12).
Учитывая наличие в девонском разрезе достаточного количества разрывных нарушений, нельзя исключить и развитие локальных тектонически экранированных ловушек с различными отметками ВНК.
На рисунке 13 показана карта абсолютных максимальных амплитуд, рассчитанная для интервала регистрации овинпармских отложений (ОГ III3b - III-IV). Хотя эта карта, является схематичной- и отражает чисто качественную характеристику, в распределении параметрического поля можно проследить продолжение области повышенных значений амплитуд, включающих местоположение продуктивной скважины VRK №8, в центральную часть Западно-Варандейского участка - в район структурного осложнения, где по сейсмическим данным выделены аномалии типа «Риф». В западной и восточной частях участка поле характеризуется относительно пониженными значениями амплитуд.
На рисунке 14 показана карта амплитуд для интервала верхнефранских отложений (ОГ III3e-IIl3ts). Распределение параметрического поля имеет иной характер, чем для нижнедевонского комплекса. Западная, гипсометрически приподнятая часть лицензионного участка, в целом, характеризуется повышенными значениями этого параметра, как и Варкнавтскии участок, а восточная, более погруженная, - относительно пониженными.
Помимо проведения геологической аналогии с объектами суши, находящимися в непосредственной близости с исследуемой площадью, представляется целесообразным рассмотреть еще отдаленный объект -месторождение Медынское - море с выявленной промышленной нефтеносностью в девонских отложениях.
Рекомендации по приоритетным направлениям проведения поисково-оценочных работ
Структура Западно-Варандейское море расположена в транзитной зоне менее чем в 10 км к северо-западу от месторождения им.Р.Требса, где скважинами вскрыты залежи нефти в верхнефранских рифогенных карбонатах и известняках овинпармского горизонта нижнего девона. По аналогии (см. Главу 5) с месторождениями А.Титова и Р.Требса, на Западно-Варандейской структуре предполагается нефтегазоносность в овинпармских и франских отложениях нижнего и врехнего девона.
По результатам обработки данных в интервалах залегания франских отложений установлены аномалии сейсмической записи, которые предположительно связаны с рифогенными постройками. На смежном месторождении им.Р.Требса верхнефранские нефтяные залежи также приурочены к рифогенным постройкам.
По совокупности полученной информации и методу аналогий, структурное осложнение, закартированное по кровле овинпармских отложений можно рассматривать как наиболее перспективное для проведения поисково-оценочного бурения. Предполагаемая глубина залегания перспективных горизонтов составляет от 3700 до 4000м.
Принимая во внимание исключительно высокую перспективу выявленной структуры была выполнена оценка ресурсов нефти овинпармского и франского горизонтов структуры Западно-Варандейское море.
Таким образом, можно констатировать об обнаружении крупного перспективного объекта. При этом следует отметить, что часть этих запасов находиться в пределах досягаемости наклонно-направленными скважинами с береговой черты.
На основании вышеизложенного, настоящим предлагается ведение поисково-оценочных работ 2-мя направлениями: с суши и с моря.
Первым этапом работ целесообразно начать с берега, что в случае положительных результатов позволит начать незамедлительно пробную эксплуатацию. Пробная эксплуатация скважин даст возможность получить информацию о продуктивности коллекторов, что позволит с большей точность провести проектирование разработки всей структуры.
Первый этап поисково-оценочных работ (СУША).
Представляется целесообразным начало поисково-оценочного этапа на участке Западно-Варандей море с бурения наклонно-направленных скважин с берега по аналогии с проектом Сахалин 1.
Месторождение Чайво с июня 2003 г. разбуривается с наземной буровой установки «Ястреб» (см.фото 1). Эта установка предназначена для бурения с берега скважин с большим отходом забоя от вертикали на морские эксплуатационные объекты.
Применение новейшей технологии бурения скважин с больших отходом забоя от вертикали позволило сократить высокие капитальные и эксплуатационные затраты на крупные морские сооружения и, одновременно с тем, дало возможность резко снизить отрицательное воздействие на экологически уязвимые прибрежные районы. Скважины бурятся под морским дном на расстояние до 11 км с целью вскрытия северо-западной части основного нефтеносного пласта месторождения Чайво. К настоящему времени с БУ «Ястреб» пробурено 17 скважин, достигших рекордных показателей по общей протяженности, длине горизонтального участка и скорости проходки.
В феврале 2008 года на скважине Z-12, пробуренной с БУ «Ястреб», был поставлен мировой рекорд среди скважин с большим отходом от вертикали. Протяженность ствола этой скважины достигла 11 680 м, что на 398 м превышает предыдущий мировой рекорд, поставленный скважиной Z-11 (проект «Сахалин-1») в 2007 году.
Также подобный подход с использованием скважин с большим отходом от вертикали использовался при проектировании скважин Приразломного нефтяного месторождения [4,5]. Согласно принятым проектным решениям бурение скважин протяженность до 7,5 км планируется осуществлять с морской ледостойкой стационарной платформы на отложения пермо-карбонового резервуара. При этом отход от вертикали составит до 5 км.
На участке Западно-Варандей море возможно осуществлять бурение скважин с использованием буровой установки УРАЛМАШ -ЗД. Строительство скважин возможно выполнять по аналогии с Чайво со специальным буровым оборудованием Бейкер Хьюз.
В рассматриваемом случае при бурении скважин на продуктивные горизонты с глубиной 4000 м отход составит до 7 км. На рисунке 20 показан типовой профиль проектной скважины и его траектория.
На рис. 12 показан схематический план размещения первых 3-х проектных скважин с берега. При положительных результатах бурения возможно в западной части острова Песяков установить еще одну буровую установку с целью охвата всей прибрежной перспективной зоны. При этом после бурения этих трех скважин представляется целесообразным проведение сейсморазведочных работ ЗД в изучаемой транзитной зоне, которые позволят уточнить геологическое строение и спрогнозировать свойства и особенности распространения коллекторов.
В случае подтверждения продуктивности и получения промышленных притоков нефти представляется необходимым использование Варандейского терминала для» отгрузки и дальнейшего транспортирования получаемой продукции. Производительность Варандейского терминала - 12,5 млтт./год. В этом случае использование имеющейся инфраструктуры ЗАО «Варандейнефтегаз» позволит снизить затраты на транспортировку нефти.
Второй этап поисково-оценочных работ (МОРЕ).
Принимая во внимание, что всю перспективную, а именно северную часть структуры, невозможно охватить бурением с берега, с этой целью представляется целесообразным на втором этапе бурение 2-х поисковых скважин и проведение детальных сейсморазведочных работ по методике 2Д.
На рис. 21 и 22 приведены временные разрезы по профилям VAR0706 и VAR0719 через предполагаемую точку бурения скважиньь Ш.Отметим, что в данной точке имеет место плановое перекрытие сейсмических аномалий по двум продуктивным на месторождении им. Р. Требса комплексам.
С целью исследования северной части структуры, определения распространения залежи и сочленение объекта с Мадачагской структурой. рис. 23 представляется необходимым заложение второй морской скважины на профиле 088964 рис.24. Вслучае положительного результата бурения поисковой скважины №2 необходимо выполнение сейсморазведочных работ в северною части Мадачагской структуры с целью определения распространения исследуемой перспективной зоны.
Кроме того представляется целесообразным бурение глубокой скважины №3 на месторождении Варандейское-море для изучения нефтеносности разреза девонских отложений (до овинпармского горизонта включительно). На разрезе через месторождение Варандейское-море (см.рис. 17) представлена рекомендуемая проектная скважина №3 со вскрытием.отложений нижнего девона.
Подобный подход позволяет осуществлять планирование и проведение поисково-оценочных работ комплексно и стадийно. В случае подтверждения продуктивности девонских отложений на структуре Западно-Варандей море и началом промышленной добычи нефти с суши можно будет направить полученную выручку от реализации углеводородов в морскую разведку, ну а затем и в морское обустройство продолжения исследуемой площади.
В данном случае с учетом используемой имеющейся инфраструктуры в прибрежной части возможно значительно снизить затраты на обустройство и транспортировку продукции.
Представляется целесообразным использовать подобный подход и для других объектов, расположенных в транзитных зонах.
