Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Геолого-геофизическая изученность северных районов Западно 7 Сибирской нефтегазоносной провинции (ЗСНГП)
1.1. Региональная изученность 7
1.2. Изученность глубоким бурением (включая поисково-разведочное бурение)
Глава 2. Геотектоническое строение, история развития и нефтегазоносность отложений палеозоя, триаса, нижней и средней юры северных районов ЗСНГП 41
2.1. Палеозойский орогенный комплекс 16
2.2. Палеозойский чехольный комплекс 16
2.3. Триасовый осадочно-вулканогенный комплекс 20
2.4. Нижнеюрский осадочный комплекс 22
2.5. Среднеюрский осадочный комплекс 23
2.6. Тектоническое строение 25
2.7. Нефтегазоносность палеозойских, триасовых и нижне-среднеюрских отложений в северных районах ЗСНГП
2.8. Нефтегазогеологическое районирование северных районов ЗСНГП 39
2.9. Анализ глубинного строения северных районов ЗСНГП на основе построения карт-срезов осадочных отложений на глубинах - 4 км и - 5 км
Глава 3. Оценка ресурсного потенциала углеводородов глубокопогруженных горизонтов осадочного чехла северных районов Западной Сибири (интервалы 4-5, 5-6 и 6-7 км) 73 2
3.1. Ресурсный потенциал У В и степень его разве данности 62
3.2. Методика количественного прогноза УВ 65
3.3. Оценка НСР У В отложений h (малышевский и тюменский нефтегазоносные подкомплексы) методом геологических аналогий
3.4. Оценка НСР УВ отложений PZ, Т, Jb J2 (вымский нефтегазоносный подкомплекс) объемно-статистическим методом
Глава 4. Раздельный прогноз нефтегазоносности северных районов Западной Сибири 90
4.1. Соотношение нефтяной и газовой составляющей на больших глубинах в палеозойских, триасовых и нижне-среднеюрских отложениях 90
4.2. Термобарические условия и фильтрационно-емкостные свойства коллекторов на больших глубинах 104
Глава 5. Перспективные направления ГРР на основе карт плотностей НСР УВ (интервалы глубин 4-5, 5-6 и 6-7 км) 108
Заключение 116
Список литературы
- Изученность глубоким бурением (включая поисково-разведочное бурение)
- Триасовый осадочно-вулканогенный комплекс
- Методика количественного прогноза УВ
- Термобарические условия и фильтрационно-емкостные свойства коллекторов на больших глубинах
Введение к работе
Актуальность
В условиях снижающихся объемов добычи нефти главного нефтяного региона России - Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (ЗСНГП)) и, в частности, ХМАО, необходим поиск новых направлений геологоразведочных работ (ГРР), обеспечивающих прирост запасов именно нефти. В данной работе оценен ресурсный потенциал нефтяной составляющей в доступном интервале глубин преимущественно газоносных территорий северной части ЗСНГП. Объектом исследования послужили глубокозалегающие нижне- среднеюрские и доюрские отложения северных районов ЗСНГП (нефтегазоносные области - Ямальская, Гыданская, Надым-Пурская, Пур-Тазовская и часть Фроловской).
В северных частях провинции именно юрские отложения содержат значительные нефтяные ресурсы, вторые по объему после отложений неокома, но являются существенно менее разведанными, что делает их изучение весьма актуальным. На значительной части площади северных территорий ЗСНГП нижне-среднеюрские и доюрские отложения залегают ниже 4 км и относятся к глубокопогруженным, что ставит проблему наличия коллекторов на данных глубинах. При уже существующей мировой практике открытий нефтяных скоплений на глубинах 5-7 и до 10 км (Мексиканский залив, шельф Бразилии) развитие поиска залежей на больших глубинах в пределах нефтегазоносных провинций России является своевременным.
Цель работы
Основной целью работы является количественная оценка ресурсного потенциала нижне-среднеюрских и доюрских отложений северных районов ЗСНГП в интервалах глубин залегания 4-5, 5-6 и 6-7 км, с выделением нефтяной составляющей.
В задачи исследования входило:
-
оценить перспективы нефтегазоносности нижне-среднеюрских и доюрских нефтегазоносных комплексов (НТК) в северных районах ЗСНГП;
-
изучить динамику изменения оценки начальных суммарных ресурсов (НСР) в ретроспективе, раздельно по фазовому состоянию;
-
провести анализ строения промышленных залежей углеводородов (УВ) ниже 4 км в северных районах ЗСНГП, а также наличие и размещение подготовленных и выявленных ловушек;
-
проанализировать результаты геолого-геофизической изученности нижне- среднеюрских и доюрских отложений северной части ЗСНГП;
-
оценить коллекторские свойства природных резервуаров в интервале глубин 4 - 7 км, в области высоких температур и давлений;
-
выделить объекты оценки в осадочном чехле в интервале глубин 4 - 7 км на основе построения и анализа карт-срезов осадочных отложений на глубинах 4 и 5 км, структурных карт средне-, нижнеюрских, триасовых отложений и поверхности фундамента севера Западной Сибири;
-
обосновать методику оценки и выполнить дифференцированную количественную оценку ресурсов УВ нижне-средниеюрских и доюрских отложений в указанных интервалах глубин, выделить в их структуре нефтяную составляющую;
-
обосновать приоритетные направления и очередность поисков залежей УВ нижне-среднеюрских и доюрских отложений в интервале глубин 4-7 км на основе результатов количественной оценки ресурсов УВ.
Фактический материал
Основным первичным материалом, который анализировался в процессе выполнения данной работы, являются сеймические профили (более 20), а также данные по более чем 230 скважинам, пробуренным в северных районах ЗСНГП, предоставленные ОАО «СибНАЦ», в ходе выполнения совместного договора с ФГУП «ВНИГНИ». Опубликованные КамНИИКИГС геологические данные по результатам бурения сверхглубоких скважин СГ-6 и СГ-7 являются единственным источником фактических данных, характеризующих разрез в третьем, оцениваемом в работе интервале - 6-7 км. Анализ характеристик уже открытых залежей УВ в исследуемом интервале производился с привлечением данных Государственного Баланса запасов. Привлекались данные по месторождениям Норвежскоморского, Баренцевоморского и Центрально-Европейского бассейнов, предоставленные автору в ОАО «ВНИИЗарубежгеология». Автором анализировались и обобщались опубликованные и фондовые материалы по стратиграфии, литологии, тектонике и нефтегазоносности ЗСНГП.
Научная новизна
В данной работе впервые выполнена дифференцированная количественная и качественная оценка перспектив нефтегазоносности глубокозалегающих нижне- среднеюрских и доюрских отложений. Впервые выделен и раздельно оценен ресурсный потенциал УВ доступного интервала глубин (4-5, 5-6 и 6-7 км) залегания этих отложений. Впервые для северных районов ЗСНГП увеличена нефтяная составляющая для среднеюрских, нижнеюрских, триасовых и палеозойских отложений на таких глубинах.
В работе защищаются следующие основные положения:
-
-
Нижне-среднеюрские и доюрские отложения, залегающие в интервале глубин 4-7 км в северной части ЗСНГП, являются перспективными для поиска УВ.
-
На глубинах 4 - 7 км сохраняются коллекторские свойства терригенных отложений нижней-средней юры, триаса и палеозоя в области высоких температур и давлений.
-
Анализ соотношения фаз доказанных промышленных запасов на глубинах более 4 км, нефтегазопроявления и непромышленные притоки нефти в сверхглубоких и параметрических скважинах дает основание полагать, что на глубинах 4-7км, среднеюрский, нижнеюрский, палеозойский НТК и триасовый пНГК будет в равной степени газоносен и нефтеносен (до 40 % запасов категории АВС1+С2).
-
По результатам произведенной количественной оценки НСР УВ нижне- среднеюрских, триасовых и палеозойских отложений в интервале глубин залегания 4 - 7 км наибольшие значения НСР УВ в интервале оценки 4 - 5 км - в среднеюрском НГК; в интервале оценки 5 - 6 км - в нижнеюрском НГК; в интервале оценки 6 -7 км - в триасовом пНГК. В целом, в интервале 4 - 7 км для северных районов ЗСНГП максимальные значения НСР УВ соответствуют нижнеюрскому НГК. Максимальными плотностями НСР УВ в интервале глубин 4 - 7 км характеризуются Надымский, Уренгойский и Большехетский нефтегазоносные районы.
Практическая значимость
Обоснование первоочередных объектов на основе плотности НСР УВ и выявленных локализованных объектов в нефтегазоносных районах в интервале глубин 4-5, 5-6 и 6-7км повысит эффективность геологоразведочных работ не только на газ, но и на нефть в северных районах Западной Сибири, считающихся преимущественно газоносными районами, и будет способствовать пополнению сырьевой базы углеводородного сырья России.
Апробация работы
Результаты исследования по теме диссертации докладывались на: Всероссийской научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Молодые в геологии нефти и газа» в 2011 г. (ВНИГНИ, г. Москва), Научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала Ханты-Мансийского автономного округа» в 2011 г. (НАЦ РН им. В.И.Шпильмана, г. Ханты-Мансийск), Международной конференции «Современное состояние наук о Земле» в 2011 г. (МГУ, г. Москва). По теме диссертации опубликовано 4 научных работы, включая тезисы докладов на конференциях.
Структура и объем работы
Диссертационная работа содержит 124 страницы текста, состоит из 5 глав, введения и заключения. Работа иллюстрирована 32 рисунками, содержит 10 таблиц. Список использованной литературы насчитывает 96 наименований.
Благодарности
Автор глубоко благодарен и очень признателен своему научному руководителю доктору геолого-минералогических наук, заведующей отделом «Ресурсов и запасов нефти и газа» ФГУП «ВНИГНИ» Лоджевской Мануэлле Исааковне. Автор также выражает благодарность за консультации и ценные советы в ходе подготовки работы Пороскуну В.И. Автор благодарит заведующую аспирантурой Иванову О.В. и весь коллектив отдела «Ресурсов и запасов нефти и газа» ФГУП ВНИГНИ, особенно Рождественскую И.Ю., Степанова П.Б., Уварову Т.А. и Даниленко О.Д. за неоценимую помощь в подготовке работы. Создание работы было бы невозможно без постоянной поддержки семьи и друзей автора.
Изученность глубоким бурением (включая поисково-разведочное бурение)
Региональные геофизические исследования территории исследования были начаты в 1949 году аэромагнитной съемкой масштаба 1 000 000 [39, 75, 82]. Этими работами к 1955 году была покрыта вся северная территория ЗСНГП. Мелкомасштабная гравиразведка проводилась с 1954 г., ею покрыто около половины Красноселькупского района, более 50% площади Приуральского, полностью Надымский, Шурышкарский и Ямальский (суша) районы.
Сейсморазведка на северных территориях ЗСНГП проводилась с 1957 года. На начальном этапе были поставлены работы по сейсмозондированию МОВ, с 1958 года по 1966 год проводились маршрутные МОВ и речное профилирование.
С 1972 г. по 1979 г. проводились работы КМПВ, а с 1975 г. - сейсморазведка МОГТ. Всего сейсмозондированиями масштаба 1:1 000 000 и 1:500 000 покрыто 380,8 тыс. км , масштаба 1:200 000 - 95,2 тыс. км [39]. В результате совместной интерпретации материалов КМПВ с данными других геофизических методов выделена серия разломов, ограничивающих систему крупных геоблоков, характеризующихся специфичностью формационного состава и мощности промежуточного структурного этажа (ПСЭ). Установлен сложный характер наследования структур фундамента структурами ПСЭ и платформенного чехла.
В 70-х годах, с освоением многократных систем наблюдений в методе отраженных волн, происходит резкое увеличение геологической эффективности сейсморазведки. В первые годы освоения технологии МОВ ОГТ начинается её использование на региональных профилях, как наиболее информативного метода.
Исследования МОВ ОГТ на протяженных региональных профилях обеспечило повышение надежности экстраполяции геологических данных от окраинных зон осадочных бассейнов в погруженные области, что привело к существенному пересмотру сложившихся ранее тектонических представлений, выделению новых нефтегазоперспективных комплексов и зон нефтегазонакопления.
Основной объем сейсмического профилирования, выполненный в период 1981-85 гг., позволил выяснить главные особенности формирования структуры осадочного чехла, увеличить детальность его расчленения, уточнить стратификацию отражающих горизонтов. Были спрогнозированны зоны благоприятных условий для скопления УВ, рекомендовано местоположение параметрических скважин, намечены западные границы распространения юрских отложений, определено положение осевой линии неокомского осадочного бассейна, в доплатформенных отложениях выявлены участки, перспективные в нефтегазоносном отношении. Получены принципиально новые данные об особенностях глубинного геологического строения северной части Западно-Сибирской геосинеклизы, выявлены многочисленные антиклинальные перегибы, предположительно связанные с локальными поднятиями, даны рекомендации по изучению выявленных объектов площадной сейсморазведкой МОГТ.
За следующий пятилетний период 1986-90 гг. выполнен сейсмогеологический анализ материалов регионального профилирования в северной части ЗСНГП, позволивший уточнить строение палеозойской, нижнеюрской и неокомской толщ и стратифицировать нижнемеловые отражающие границы. В последующие годы работы были направлены главным образом на продление уже существующих профилей, а также на отработку новых сейсмопрофилей небольшой протяженности для решения вопросов зонального характера.
Важнейшие работы по региональному профилированию МОГТ были выполнены в 2003-2007 гг.: восточный блок - профили 18, 21, 108-Д, профиль "Сибирь" (Рис. 2, 3, 4), западный блок - профили 23, 102-Д, Гыданский блок - профили 53, 55, 107, 108.
По итогам комплексной обработки и интерпретации геолого-геофизической информации региональных сейсмических профилей № 53, 55, 107, 108 (Гыданский блок). (объем работ - 474,85 пог. км) были выявлены новые элементы модели Западной Сибири в пределах ее крайнего севера. Доказано широкое развитие палеозойского чехла, с несогласием перекрытого триас-юрскими отложениями. Существенно уточнена область распространения чехольного триаса тампейской серии. Установлено, что в мезозойско-кайнозойском чехле отсутствуют крупные разломы с амплитудами более 100 м, которые проявляются в палеозойском комплексе.
По результатам обработки и интерпретации установлено, что вдоль профиля «Сибирь» четко прослеживаются все отражающие опорные горизонты, а в северозападной части добавляется отражающая граница 1г, которая явилась основой для выделения более древних отложений чехла в составе триасовой тампейской серии.
Принципиальную новизну работ по профилю «Сибирь» составляет отсутствие крупных дизъюнктивов в чехле, желобов и наличие слабой инверсии горизонтов В домезозойской части установлено, что слоистые зоны прослеживаются в основном в районе сверхглубокой скважины СГ-6 (Рис. 2, 3, 4).
На основании комплексного анализа временных разрезов по сейсмическим профилям МОГТ, отработанным в предшествующие годы, данных ПГИС и ВСП по близлежащим скважинам, была выполнена стратиграфическая привязка и корреляция чехольных отражающих горизонтов С, Г, М, Бя, Б, Ті, Тз, Т5СГ4), А.
Значительный объем регионального сейсмопрофилирования выполнен в последние годы в Обской, Тазовской и Гыданской губах. Полученные данные позволили связать разрезы территории полуостровов Ямал и Гыданский между собой и с более южными районами округа. В результате работ выявлены высокоамплитудные структуры, прослежены и увязаны основные отражающие горизонты, уточнены структурные построения, установлен характер границы чехла и фундамента.
Триасовый осадочно-вулканогенный комплекс
Терригенный триас Западно-Сибирского осадочного бассейна развит в глубокопогруженных областях на территории порядка 700 тыс. км2, большей частью на севере. Триасовые отложения тампейской серии, вскрыты в целом по провинции 23 скважинами, 10 из которых пробурено в пределах ее северной части.. Мощность осадочного триаса, который в виде тампейской серии наращивает снизу стратиграфический объем чехла в пределах Ямало-Тазовской мегасинеклизы, плавно увеличивается от района г. Тарко-Сале на север, достигая в скважине СГ-6 Тюменской 767 м, в скважине СГ-7 Ен-Яхинской 1183 м. По данным МОГТ триас в Болыпехетской впадине имеет толщину в 2000-2500 м.
Серия представляет собой чередование пачек глинистого состава и песчаников, тяготеющих к верхней половине разреза. Максимальные толщины чехольного триаса достигают 2000-2500 м. Триасовые пласты песчаников и глинистых покрышек в северных районах уверенно картируются сейсморазведкой ОГТ в интервале отражающих границ 1а -16.
В составе тампейской серии выделены витютинская и варенгаяхинская свиты со стратотипом в разрезе скв. 414 Уренгойской, где они перекрываются без видимого несогласия юрскими отложениями (Рис. 8).
Наиболее древние базальные отложения, появляющиеся на северо-западе мегасинеклизы, в составе тампейской серии выявлены по разрезу сверхглубокой СГ-7 Ен Условные обозначения непроницаемые глинистые отложения (флюидоугюры) нссчано-алсвритнстыс отложения (коллекторы) отложения триаса
Брехунцова A.M., Нестерова И.И., 2010) Яхинской, где ниже пурской свиты, залегают грубообломочные отложения с гравелитами мощностью около 300 м. Эти отложения выделены В.С.Бочкаревым и В.Н. Бородкиным в тюръяхинскую свиту, которая залегает в интервале глубин 6658-6920 м [8, 10]. Нижележащие свиты - пурская и тюрьяхинская имеют соответственно стратотипы по скв. СГ-6 и СГ-7.
Скважиной Ярудейской 38 были вскрыты породы триаса, представленные переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов и углистых пород, мощностью 563 м. Такой тип мезозойского разреза на изучаемой территории встречен впервые. Вскрытая толща триаса значительно отличается как от разрезов Уренгойского района, так и от более западных разрезов и обоснована как ярудейская свита со стратотипом в интервале 3834-4397,5 м, имеющая средне-верхнетриасовый возраст [4, 53].
По отражающим горизонтам от Іа до 1г вся триасовая осадочная толща уверенно картируется в качестве нижнего структурного звена в составе осадочного чехла мезозойско-кайнозойского возраста.
Нижнеюрские отложения развиты на большей части северных районов ЗСНГП. Залегают они на породах фундамента либо на триасовых образованиях, в основном, чехольных отложений тампейской серии. Глубины залегания варьируют от 3 км в южных частях до 5-6 км на севере, с максимальными значениями, зафиксированными в Большехетской впадине. Выклиниваются отложения в прибортовых частях бассейна на глубинах 1,5-2,5 км.
Тектоническое прогибание земной коры, захватившее на рубеже триаса и юры всю северную часть провинции, наиболее интенсивно происходило на севере. Мощность комплекса на севере округа в погруженных зонах Ямало-Тазовской синеклизы достигает 5 км (Болыпехетская впадина). В южном направлении вслед за воздыманием фундамента происходит последовательное выклинивание нижнеюрских пластов снизу вверх по типу трансгрессивного налегания, который фиксирует процесс последовательного расширения бассейна седиментации. Мощность комплекса в южных территориях фиксируется от 200 до 1000 м [95, 85].
В приполярных и арктических районах Западной Сибири в нижнеюрских отложениях обособляются пять горизонтов: зимний, левинский, шараповский, китербютский, и надояхский. В течение описываемого отрезка времени Западно-Сибирский седиментационный бассейн постепенно расширял свои пределы. В арктических нефтегазоносных областях существовал морской режим осадконакопления, что, безусловно, доказывается морской фауной и литологическими особенностями горных пород. Осадочные образования нижней юры представлены четко чередующимися крупными толщами преимущественно песчано-алевритовыми и глинистыми образованиями (Рис. 8). В южном и юго-восточном направлениях доля континентальных образований в юре постепенно увеличивается и в центральных частях провинции процент континентальных фаций достигает иногда 50%.
Глины левинского и китербютского времени формировались в более обширном морском бассейне, и тонкодисперсный материал проникал далеко на юг.
По соотношениям разрезов глубоких скважин, сейсмическим профилям и ГИС, можно с определенной долей условности выделить в разрезе нижнеюрских образований три нефтегазоносных подкомплекса: зимний, шараповский, надояхский.
Отложения средней юры имеют максимальный контур распространения и включают вымский и малышевский резервуары, перекрываемые леонтьевским и нижневасюганским флюидоупорами соответственно. Палеогеографические обстановки накопления в это время схожи с раннеюрскими: на севере разрез более мористый, чем в центральных районах.
Отложения средней юры формировались в условиях плоской аллювиально-озерной приморской равнины при неоднократных трансгрессиях моря с севера. Количество и длительность трансгрессий увеличиваются вверх по разрезу. В условиях плоского рельефа незначительные повышения уровня моря приводили к затоплению значительной части территории.
На рассматриваемой территории отложения средней юры обособляются в разрезе тюменской (Обь-Тазовская литофациальная область) и лайдинской, вымской, леонтьевской, малышевской свит (Ямало-Гыданская литофациальная область) ( Рис. 8).
Тюменская свита залегает на глубинах 3 км на юге округа и 4 км - на севере. Отложения выклиниваются на западе преимущественно на глубине 1 км, на востоке 200-500 м. Формировались осадки свиты в прибрежно-морских и континентальных условиях. Общая толщина свиты в среднем составляет 450 - 550 м. Максимальные значения мощности в погруженных участках достигают 1 км.Тюменская свита в большинстве районов подразделяется на три подсвиты: нижнюю, среднюю и верхнюю.
Нижняя подсвита сложена чередованием и переслаиванием глинистых и песчано-алевритовых пород, с преобладанием последних. Породы в основном серые и темно-серые, нередко с буроватым оттенком. Встречены обугленные растительные остатки и намывы грубого углисто-слюдистого материала по наслоению. Толщины подсвиты достигают 220-240 м.
Методика количественного прогноза УВ
Используемая в работе схема нефтегазогеологического районирования соответствует уточненному структурному плану по отражающему горизонту Ті (кровля средней юры) и выявленной продуктивности нефтегазоносных комплексов Западно-Сибирской НГП. Выделенные нефтегазоносные области приурочены к крупным тектоническим элементам или группам тектонических элементов. Границы между различными нефтегазоносными районами проведены по осям депрессий с учетом стратиграфического уровня продуктивных пластов и фазового состава залежей. В северных районах провинции выделены семь нефтегазоносных областей. Объектом исследования являлись 4 НГО, по другим НГО некоторые нефтегазоносные районы привлекались частично.
Включает четыре НГРа, с выявленной нефтегазоносностью (Малыгинский, Тамбейский, Нурминский, Южно-Ямальский) и один перспективный Щучьинский. На значительной части территории разрез чехла вскрыт полностью, а также изучен палеозой, в котором открыты газоконденсатные залежи (Новопортовское месторождение) и одна нефтяная, но малодебитная залежь на Бованенковском месторождении. В разрезе чехла от нижнеюрских отложений до сеноманских наблюдается нечеткое деление на три типа ассоциаций залежей сверху вниз: 1) сеноманский - газоносный, 2) баррем-апт-альбский -газоконденсатный и 3) юрско-готеривский - нефтегазоконденсатный. Пики концентрации залежей по разрезу приходятся на сеноман, далее аналоги пласта ТПЬ затем TTlig.
В пределах НГО нет достаточно глубоких скважин, которые бы вскрыли доюрские толщи, а нижне-среднеюрский НГК достигнут всего 5-ю скважинами. В пределах области выделяются Мессовский, Напалковский, Гыданский районы с выявленными залежами УВ и перспективный Северо-Гыданский.
Открытые залежи охватывают часть разреза чехла от батского яруса средней юры до пласта ПК і сеномана. Главной закономерностью является трёхчленный характер продуктивного этажа: юра - газоконденсатный, нижний мел - нефтегазоконденсатный и апт-альб-сеноман - газовый с редкими залежами нефти на Западно-Мессояхском и Восточно-Мессояхском приразломных месторождениях. Надым-Пурская НГО НГО делится на 5 нефтегазоносных районов (Надымский, Уренгойский, Губкинский, Вэнгапурский, Варьеганский). Закономерность углеводородной специализации следующая: сеноманский комплекс -газоносный, ниже по разрезу преобладают газоконденсатные и нефтяные залежи. Последние тяготеют к зоне повышенных пластовых температур. В латеральном плане доля газовых залежей в разрезе возрастает неравномерно к северу, а нефтяных - к югу. По количеству залежей рост происходит также в северном направлении и только по крупным объектам.
Углеводородная специализация по разрезу, как отмечено, практически стабильная: сеноман - сухой газ в уникальных количествах с максимальной высотой залежей до 100% в ловушках Надым-Тазовской синеклизы, где структурный контроль принадлежит мегавалам; ниже по разрезу преобладают газоконденсатные залежи с нефтяными оторочками и с залежами нефти. Центр продуктивности НГО связан с валанжинскими залежами. Пур-Тазовская НГО Состоит из шести НГР (Большехетский, Сузунский, Тазовский, Мангазейский, Харампурский, Толькинский)
Углеводородная специализация по разрезу практически стабильная: 1) турон и сеноман - сухой газ, 2) вниз по разрезу наблюдается чередование преимущественно газоконденсатных залежей и нефтяных. В пласте ПК і (сеноман) на четырёх месторождениях выявлены нефтяные оторочки. В то же время сеноман продуктивен не повсеместно - всего на 14 месторождениях. В верхней юре также сосредоточено наибольшее количество месторождений - 20 с залежами в пласте Юь В пласте Юг залежи преимущественно нефтяные и установлены на 9 месторождениях.
Наибольшее количество залежей в разрезе -37 установлено на Харампурском месторождении. Подавляющая часть месторождений содержит неразведанные юрские и триасовые горизонты. Следовательно, особенности этажа нефтегазоносности, за исключением юго-восточных месторождений, где вскрыты доюрские образования, зависят от достигнутой изученности.
Фроловская НГО Продуктивными являются образования от палеозойского возраста до готерив-барремского. Углеводородной специализации по разрезу не наблюдается; вся область нефтеносная. К северным районам ЗСНГП относят Ярудейский район, северная половина Казымского района и крайняя северная часть Приобского района, ранее входившая в Юильский район. В Казымском районе в северных территориях провинции залежей УВ не обнаружено.
В данном исследовании основными задачами являлись выделение в глубинном диапазоне оцениваемых нефтегазоносных комплексов, их пространственное распространение (с привязкой к нефтегазогеологическому и тектоническому районированию), а также комплексирование с данными глубокого бурения. Для выделения поинтервальных глубинных объектов оценки была построена серия карт: карты - срезы на глубинах -4 и -5 км северных районов ЗСНГП, а также использовались структурные карты по кровле отложений (триасового, нижнеюрского комплекса, вымского, малышевского и тюменского подкомплексов) проранжированных по глубине начиная с 4 км с шагом в 1 км.
Мощность, глубины залегания, а также стратиграфический диапазон отложений осадочного чехла определяются глубинами залегания поверхности фундамента (Рис. 13). К кровле фундамента в Западно-Сибирской НГП приурочен отражающий сейсмический горизонт «А». Стратиграфически горизонт привязан к кровле коры выветривания, а в местах ее отсутствия, к эрозионной поверхности разновозрастных толщ, которые интенсивнее дислоцированы, чем вышезалегающие отложения чехольного комплекса. На большей части северных территорий суши ЗСНГП кровля фундамента залегает ниже отметки в 4 км, достигая в наиболее погруженных частях в Болыпехетской и Гыданской мегавпадинах более 8000 м, разделяемых надпорядковой структурой - Мессояхским порогом. Область максимального погружения (9-10 км) в Северо-Тазовской впадине. С позиций нефтегазогеологического районирования наиболее погруженные территории отвечают Гыданской НГО и северным частям Надым-Пурской и Пур-Тазовской НГО. Следовательно можно говорить о максимальных мощностях осадочного чехла в пределах данных областей и рассматривать именно их при анализе перспектив глубоко погруженных отложений северных районов суши ЗСНГП.
Термобарические условия и фильтрационно-емкостные свойства коллекторов на больших глубинах
Новые данные, полученные в ходе ГРР за период с 2002 г. по 2009 г. (последняя количественная оценка ресурсов УВ) позволили произвести оценку НСР УВ триасовых и палозойских отложений северных территорий Западно-Сибирской НГП, ранее не включаемых в оценку. Результаты оценки триасовых и палеозойских отложений сопоставимы как по нефти, так и по свободному газу и конденсату и отличаются лишь в извлекаемой части. НСР нефти палеозойских отложений составили 245 млн.т геол./189 млн.т. извлек, и свободного газа- 516 млрд.мЗ.
Оценка НСР нефти по состоянию на 01.01.2009 г. увеличилась по Гыданской, Надым-Пурской и Пур-Тазовской НГО и незначительно (на 5.4 %) снизилась по Ямальской НГО.
Разведанность НСР Т.У.Т. в целом по ЯНАО для палеозойского комплекса ничтожно мала, по состоянию на 01.01.2009 года составляет всего 0,7 % (нефть только в прогнозной части), а 70 % НСР приходится на кат.Дг. По сравнению с оценкой 2002 года произошло увеличение НСР Т.У.Т. на 17 %. В структуре НСР впервые оцениваемого триасового НГК по состоянию на 01.01.2009 г. присутствует только прогнозная и перспективная составляющая, причем ресурсы кат. Сз составляют всего 1.2 %. Разведанность НСР нижнеюрских отложений остается крайне низкой - 3 %, за счет газа и конденсата, промышленных скоплений нефти не выявлено. Разведанность НСР Т.У.Т. среднеюрских отложений по состоянию на 01.01.2009г. составляет 24 %.
Территориально начальные суммарные ресурсы нефти всех НГК по четырем основным НГО (Гыданская, Ямальская, Надым-Пурская и Пур-Тазовская) разведаны достаточно равномерно. Ресурсная составляющая СЗД варьирует от 58 % в Надым-Пурской НГО до 78 % в Гыданской НГО. Прогнозные и перспективные ресурсы свободного газа, напротив распределены крайне неравномерно: от 22 % в Надым-Пурской НГО до 91 % в Гыданской НГО.
Существует три типа задач количественного прогноза нефтегазоносности: А. Прогноз на основе установления зависимостей между концентрацией ресурсов и геологическими, геофизическими и геохимическими параметрами [52]. Б. Прогноз на основе установления зависимостей между показателями динамики ресурсов и характеристиками процесса их освоения. В. Прогноз на основе экспертных оценок. Метод геологических аналогий
Задачи типа «А» решаются с использованием принципа аналогий, предусматривающего вычисление количественных мер сходства между эталонными и расчетными участками. По особенностям определения этих мер способы решения задач типа «А» объединяются в метод сравнительных геологических аналогий и объемно-генетический метод. Оба этих метода дают возможность выполнить не только интегральные оценки ресурсов, но и на соответствующем уровне изученности произвести их дифференциацию.
Метод сравнительных геологических аналогий подразделяется на две группы способов прогнозирования. Первая из них - группа геологических способов. Они отличаются тем, что в них количественно анализируют ограниченное число (4-6) геолого-геофизических переменных. Эти способы дают частично зависимые друг от друга результаты. Особенности каждого отражены в их названиях: а) удельных плотностей запасов на единицу площади, б) удельных плотностей запасов на единицу объема и в) величины запасов, приходящихся на «осредненную» структуру. Общность геологических способов метода сравнительных аналогий состоит в применении единой меры сходства эталонного и расчетного участков - так называемого коэффициента аналогии, который учитывает изменения наиболее существенных для каждого способа подсчетных параметров. Данный метод применим для отложений с доказанной промышленной нефтегазоносностью, где уже открытые залежи отвечают степени изученности, необходимой для принятия их в качестве эталонов. На современном этапе изученности в глубокопогруженных отложениях северных районов ЗСНГП в рассматриваемом объеме разреза промышленные залежи ниже 4 км открыты только в среднеюрских отложениях. Именно этот нефтегазоносный комплекс может быть оценен с применением метода аналогий.
Вторая группа - способы многомерного математического моделирования процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления. В этих случаях одновременно исследуются большие объемы геолого-геофизической и геохимической информации, которая характеризуется сложной внутренней структурой. В состав этой группы входят регрессионные и факторные способы, приемы распознавания образов, а также способ «прямого» моделирования процессов нефтегазонакопления. Принцип аналогии здесь состоит в том, что долевое участие различных переменных в формировании величины плотности ресурсов (в виде коэффициентов уравнений регрессии, факторных нагрузок или весовых векторов решающих функций) оценивается по эталонной выборке, а затем по аналогии переносится на расчетные участки. Эта группа методов нами не использовалась. Поскольку совокупность эталонных и подсчетных участков принадлежит единому объекту (НГП, НГО, НГК), зависимости, установленные по совокупности эталонов, могут быть распространены и на под счетные участки.
В то же время в задачу, решаемую первой группой способов, принцип аналогий усиливается тем, что конкретному подсчетному участку назначается ограниченное (1-3) число эталонов, наиболее отвечающих ему особенностями геологического строения и условиями нефтегазонакопления, и все параметры замеряются только в пределах этих участков.
Задачи прогноза типа «Б» решаются историко-статистическим методом, который основан на принципах ретроспективного анализа и экстраполяции показателей динамики освоения природных ресурсов УВ. Этот метод дает интегральные оценки ресурсов крупных хорошо изученных объектов. Используются парные зависимости вида: «запасы-время», «добыча-время», «прирост запасов-объем бурения», «добыча-запасы» и т.д. Эти зависимости аппроксимируются линейными или нелинейными моделями. Соответственно различаются линейные или нелинейные способы историко-статистического прогнозирования. В обоих случаях эталонами служат установленные к моменту прогноза ряды динамики показателей освоения ресурсов, часть которых оставляется для контроля. Эта группа методов в работе также не использовалась, в силу крайне низкой степени изученности глубокопогруженных отложений и невозможности выстроить на их основе ретроспективные и статистические зависимости.
Иногда задачи прогноза типа «В» решаются на основе использования эвристических принципов, с помощью экспертных оценок. Различают способы экспертного коллегиального обсуждения, средневзвешенных экспертных оценок и «дельфийский» способ [52].
Похожие диссертации на Ресурсный потенциал углеводородов нижне-среднеюрских и доюрских глубокозалегающих горизонтов осадочного чехла северных районов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции
-
