WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

 

На правах рукописи

ДЗЮБЛО Александр Дмитриевич

ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ 

ИССЛЕДОВАНИЯ И МОДЕЛИ ПРИРОДНЫХ  РЕЗЕРВУАРОВ  БАРЕНЦЕВО-КАРСКОГО РЕГИОНА  С ЦЕЛЬЮ  НАРАЩИВАНИЯ  РЕСУРСНОЙ  БАЗЫ  УГЛЕВОДОРОДОВ

Специальность: 25.00.12 – Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

доктора геолого-минералогических наук

Москва – 2009

Работа выполнена в ООО «Газфлот»

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук

Скоробогатов В.А., ВНИИГАЗ

доктор геолого-минералогических наук, профессор, Золоева Г.М., Российский государственный университет нефти и газа имени И.М.Губкина

доктор геолого-минералогических наук, профессор,

Бурлин Ю.К., Московский государственный университет имени М.В.Ломоносова

Ведущая организация ООО «ТюменНИИгипрогаз»

Защита состоится «______» _____________ 2009 г. в 15:00 в аудитории 232 на заседании диссертационного совета Д 212.200.02 при Российском Государственном университете нефти и газа им И.М. Губкина по адресу: 119991, Москва, В-296, ГСП-1, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан «______» _____________ 2009 г.

Учёный секретарь

диссертационного совета,

_____________ Е.А. Леонова

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы

В Российской Федерации в соответствии с параметрами энергетической стратегии России до 2020 г. нефтедобыча в известных нефтегазоносных провинциях, расположенных в материковой части, даже с учетом развития и освоения ресурсной базы Восточной Сибири в 2013-2015 г.г. перейдет в падающий режим и к 2020 году сократится на 4% (до 470 млн.т.). Расчетный рост добычи природного газа на суше не обеспечивает прогнозируемый объем спроса на него с учетом увеличения потребностей внутреннего рынка и необходимости выполнения международных обязательств по поставкам российского газа на внешние рынки.

Освоение топливно-энергетического потенциала шельфа России призвано сыграть стабилизирующую роль в динамике добычи нефти и газа, компенсируя возможный спад уровней добычи по континентальным месторождениям в период 2015-2030 годов. Западно-арктический шельф (объект исследований) входят в число приоритетов в развитии и расширенном воспроизводстве минерально-сырьевой базы страны и обладает реальной перспективой формирования в его пределах крупных добывающих центров.

По прогнозным оценкам, в пределах континентального шельфа России начальные извлекаемые суммарные ресурсы углеводородов (НСР УВ) составляют около 100 млрд. тонн условного топлива. Основная часть НСР УВ шельфа представлена ресурсами свободного газа – порядка 76 трлн. куб. м.

По оценкам специалистов около 85% начальных суммарных ресурсов углеводородов приходится на моря Западной Арктики – Баренцево, Печорское и Карское, которым принадлежит ведущее место по нефтегазовому потенциалу арктического шельфа.

       В диссертации проведен детальный анализ состояния ресурсной базы региона.

Геолого-геофизическая изученность арктического шельфа слабая и, в основном, геологоразведочные работы велись здесь в 80-90-е годы прошлого столетия. Тогда были открыты крупнейшие газовые и газоконденсатные месторождения: в Баренцевом море (уникальное Штокмановское, Ледовое, Лудловское); нефтяные в Печорском море (Приразломное, Долгинское, Варандей-море, Медынское-море); в Карском море на Западно-Ямальском шельфе гиганты Русановское и Ленинградское газоконденсатные, а в Обской губе крупные газовые Северо-Каменномысское, Каменномысское – море (рис. 1).

Значительное число открытых на суше месторождений имеют акваториальное продолжение, в силу этого изучены сейсмической разведкой частично, а бурением в акватории не изучены совсем. К их числу относятся месторождения на Ямале Крузенштернское и Харасавэйское; Семаковское, Антипаютинское, Тота-Яхинское в Тазовской губе; Геофизическое, Утреннее, Преображенское в Обской губе.

По оценке ВНИГРИ, площадь транзитного мелководья арктических морей составляет 526 тыс. км2, при этом наиболее изучены и одновременно перспективны для поисков нефти и газа мелководные районы Печорского, Карского морей и моря Лаптевых. Начальные суммарные геологические ресурсы углеводородов только Южно-Карского шельфа оцениваются в 49,7 млрд.т.н.э. Значительная часть ресурсов углеводородов (37 %) Южно-Карского шельфа сконцентрирована в пределах его мелководья, а около 47 % их сосредоточено во внутренних водах, главным образом в акватории Обской и Тазовской губ, а также морском продолжении Харасавэйского и Крузенштерновского месторождений.

Изучение транзитной зоны (суша – море), где глубина воды 0-20 м, требует специальных технологий и транспортных средств, значительных затрат. Однако наличие существенного углеводородного потенциала в транзитном мелководье ставит задачу по постановке здесь работ и прежде всего сейсморазведки 3Д. Такие работы, в том числе по инициативе автора в 1999 г. проводило ООО «Газфлот» на месторождениях Варандей-море в Печорском море, а на месторождении Каменномысское-море в Обской губе работы 3Д идут уже 2 полевых сезона (2007-2008 г.) и будут продолжены.

Поиск и разведка морских месторождений нефти и газа в условиях Арктики требуют значительных инвестиций, поэтому существует проблема минимизации затрат на ГГР на каждой стадии их проведения, в том числе при поиске ловушек и залежей, бурении глубоких скважин, обработке и интерпретации полученных данных. Решение этой важной проблемы определяет актуальность работ.

Цель работы

Дать научное обоснование путей и возможностей наращивания ресурсной базы углеводородного сырья на шельфе Баренцево-Карского региона на основе геолого-геофизических и литофизических исследований их природных резервуаров.

Основные задачи исследований

  1. Дать сравнительную характеристику геологического строения, развития и нефтегазоносности региона;
  2. Выполнить обобщение и анализ результатов изучения литофизических особенностей и коллекторского потенциала продуктивных толщ Баренцево-Карского региона.
  3. Разработать  геологические и литофизические модели коллекторов природных резервуаров месторождений арктического шельфа.
  4. Разработать и дать научное обоснование  современной комплексной технологии поиска, разведки и освоения месторождения УВ на арктическом шельфе.
  5. Оценить существующие методы петрофизических исследований керна из продуктивных горизонтов изучаемого региона и дать рекомендации по их рациональному комплексу.
  6. Заложить основы информационной базы и программного обеспечения геолого-геофизической информации по месторождениям арктического шельфа.

Рис. 1 Арктические моря России

Научная новизна

Выполненная работа является первым комплексным исследованием природных резервуаров арктического шельфа, в котором проанализирован и обобщен широкий круг вопросов геологии, геофизики, бурения и испытания скважин, петрофизики сложных коллекторов, выполнен ряд специальных петрофизических исследований, рассмотрены вопросы оптимизации и повышения эффективности геолого-разведочных работ.

Проведенные исследования позволили получить следующие научные результаты:

  1. В диссертации впервые выполнены многоуровневые региональные геолого-геофизические, петрофизические и геохимические исследования процессов формирования природных резервуаров Баренцево-Карского региона, их коллекторского потенциала и модельных представлений.
  2. Разработаны и апробированы рациональные комплексы петрофизических исследований продуктивных толщ региона, включающие современные методы изучения их вещества и литофизических характеристик.
  3. Составлена и внедрена схема современных технологий поиска и разведки месторождений углеводородов на арктическом шельфе.
  4. Разработаны научные основы комплексных исследований зоны транзитного мелководья шельфа арктических морей.
  5. Создана и постоянно обновляется информационная база и программное обеспечение геолого-геофизической и промысловой информации для месторождений арктического шельфа. В основу БД положен программный комплекс GeoView, адаптированный к российской геологической шкале и поставленной задаче.

Защищаемые положения

  1. Геолого-геофизические модели и коллекторский потенциал природных резервуаров арктического шельфа на основе изучения геофизических полей.
  2. Рациональный комплекс геофизических и петрофизических исследований терригенных и карбонатных пород, включающий специальные методы изучения вещества пород и их структурных характеристик.
  3. Научное обоснование технологии поисково-разведочных работ на шельфе арктических морей и специфика их применения в зонах транзитного мелководья.
  4. Модель первичной геолого-геофизической информации для нефтегазовых месторождений шельфа арктических морей. 

Практическая значимость работы

Результаты исследований автора и сделанные рекомендации использованы в производственной деятельности дочернего предприятия ОАО «Газпром» ООО «Газфлот», которое ведет геологоразведочные работы на арктическом шельфе России с 1994 г. С участием автора ОАО «Газпром» разрабатывалась «Программа геологоразведочных работ на 2002-2008г.г. на объектах Обской и Тазовской губ и Приямальского шельфа».

В период с 1996 г. по настоящее время автор принимает непосредственное участие в организации геологоразведочных работ в Баренцевом, Печорском и Карском морях. Ряд выводов и рекомендаций, изложенных в диссертации, использованы в практической деятельности, что способствовало открытию трех нефтяных  месторождений в Печорском море, четырех газовых месторождений в Обской и Тазовской губах. Некоторые методические подходы и технологические решения автора применялись при доразведке уникального Штокмановского ГКМ.

В качестве научного консультанта и специалиста по вьетнамскому шельфу автор в период с 2001 по 2007 г.г. неоднократно направлялся ОАО «Газпром» во Вьетнам, где принимал участие в решение проблемы  нефтегазоносности шельфа Северного Вьетнама, организации геологоразведочных работ в заливе Бакбо совместным предприятием России и Вьетнама – СОК «Вьетгазпром». В настоящее время там с учетом научно-методических рекомендаций автора ведутся активные геологоразведочные работы и уже открыто первое газовое месторождение.

Проведенные исследования и научные разработки автора могут быть использованы при поисково-разведочных работах не только в море, но и на суше нефтегазовыми компаниями.

Апробация работы

Основные положения, выводы и практические рекомендации докладывались автором на Международных, Всесоюзных и Всероссийских  конференциях, симпозиумах, семинарах, в том числе: на Всесоюзных конференциях «Коллекторы нефти и газа на больших глубинах» (Москва, 1978,1980) и «Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР» (Москва, 1986); научно-технических конференциях «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (Москва 1999, 2001, 2003); «Теория и практика морских геолого-геофизических исследований» (Геленджик, 1999); Всероссийской конференции: «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна» (Тюмень, 2000); на Международных конференциях «Освоение шельфа Арктических морей России-RAO» (С-Пб, 1997, 1999, 2001, 2003, 2005, 2007); «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа» (Москва, МГУ, 2000); «Транзитное мелководье континентального шельфа как ближайший резерв углеводородного сырья для Российской Федерации и ее субъектов» (С-Пб, 2002); «Стратегия развития и освоения сырьевой базы основных энергоносителей России» (С-Пб, 2004); «Нефть, газ Арктики» (Москва, 2006); «Oil and Gas Habitats of Russia and Surrounding Region» (London, 2006); «Second Conference of Geology of Indochina» (Hanoi, 1991); International Symposium/Workshop of Geology, exploration and development potential of energy and mineral resources of Vietnam and adjoining regions (Hanoi, Vietnam, 1994)  и др.

Публикации

Основные результаты исследований автора по теме диссертации опубликованны более чем в 50 научных работах в журналах: «Известия ВУЗов», серия «Геология и разведка»; «Газовая промышленность»; «Геология нефти и газа»; «Геофизика»; «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений»; «Нефть, Газ и Бизнес»; «Нефтяное хозяйство»; монографии, а также в трудах конференций.

Объем и структура работы

Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения, содержит 278 страниц текста, в том числе 70 рисунков и 22 таблицы.

За годы работы над диссертацией автор пользовался консультациями, советами и помощью многих ученых: д. г.-м. н.  Поспелова В. В, д. г.-м. н. Холодилова В. А., д. г.-м. н. Гаврилова В. П., д. г.-м. н. Захарова Е. В., д. г.-м. н.  Шнипа О. А., д. эк. н. Андреева А.Ф.,  к. г.-м. н. Зонн М. С., к. г.-м. н. Кирюхиной Т. А., д. г.-м. н. Журавлев Е.Г., к. г.-м. н. Тимонина А.Н., д. ф.-м. н. Ампилова Ю.П., к. т. н. Сидорова В. В., к. г.-м. н. Огнева А.Ф., к.г.-м.н. Туренкова Н.А., которым выражает свою глубокую благодарность и признательность.

Содержание работы

Глава 1. Коллекторский потенциал основных продуктивных горизонтов арктических морей

1.1. Арктические моря Западной Европы

Освоение арктического шельфа имеет давнюю историю, связанную с геолого-геофизическими работами, начиная с середины прошлого века, и  в первую очередь с ГРР в юго-западной части Баренцева моря и в Северном море (Норвегия, Англия). Среди большого числа открытых в этом районе месторождений наиболее известные нефтяное месторождение Ниниан в 1974 г. и нефтегазоконденсатное месторождение Брент на шельфе Северного моря открыто в 1976 г.

В значительной степени результаты этих работ нашли продолжении в исследованиях российского арктического шельфа. Ряд методических и технологических решений, выработанных в процессе этих работ на европейском шельфе нашли отражение и развитие в работах советских и российских геологов. В результате активных геологоразведочных работ, начиная с 1980 г. в Баренцево-Карском регионе российского шельфа были открыты крупные и гигантские месторождения газа и нефти, упомянутые выше. Эти обстоятельства побудили автора диссертации рассмотреть совместно основные характеристики и модели нефтегазовых резервуаров европейского арктического шельфа и Баренцево-Карского региона России. Как показало изучение имеющихся по этому региону материалов, нефтегазоносность Баренцево-Карского региона российского шельфа связана в основном с теми же терригенными и карбонатными комплексами мезозоя и палеозоя, что и на шельфе северных морей Европы. В частности, на норвежском шельфе коллекторы нефти и газа приурочены главным образом к песчаникам и встречены в разрезе мезо-кайнозоя до олигоценовых отложений. Основные запасы УВ сконцентрированы в юрских песчаниках.

По данным отечественных (А.В. Ступаковой и др.) и зарубежных ( А. М. Spencer, F.G Christiansen и др.) ученых, аналогия в строении нефтегазоносных Западно-Европейских бассейнов и бассейнов  Баренцево-Карского региона  связана с историей геологического развития арктического шельфа, где известны два типа окраинно-платформенных бассейнов, сформировавшихся на общем древнем основании платформы. Баренцевоморский бассейн в палеозое развивался аналогично Тимано-Печорскому и Свальбардскому бассейнам, для которых характерны три стадии: рифтогенная, синеклизная и инверсионная (А.В. Ступакова 2001г.). Современный структурный план Баренцевоморского бассейна в региональном плане наследует древний палеозойский этап тектонического развития бассейна.

1.2. Баренцево-Карский регион

1.2.1.Меловые коллекторы

       К настоящему времени достаточно детально изучены фильтрационно-емкостные свойства меловых отложений севера Западно-Сибирской плиты, в меньшей степени месторождения Приямальского шельфа и Обской и Тазовкой губ. Значительно меньше данных о коллекторском потенциале и способах его изучения для отложений так называемого «нижнего структурного этажа», в первую очередь для юрских образований и, в еще большей степени, - отложений палеозоя.

Неокомский-аптский НГК вскрыт и регионально изучен на месторождениях Крузенштернское, Харасавэйское, Бованенковское, Новопортовское и др. В акваториальной части Южно-Карской НГО комплекс изучен только в верхней части разреза (аптские отложения) на месторождениях Русановское и Ленинградское. Этот комплекс является основным продуктивным комплексом в разрезе большинства известных месторождений полуострова Ямал и на шельфе Карского моря.

Отложения берриас-валанжин-готерива (ахская свита), преимущественно песчано-глинистого состава. В этих отложениях установлены в основном залежи газоконденсатные и нефтегазоконденсатные. Наиболее значимые запасы УВ приурочены к верхнему готериву танопчинской свиты, отложения которой представлены прослоями песчано-глинистых пород. Дебиты газа по лучшим пластам на Харасавэйском месторождении достигали до 1 млн. куб. м/сутки. Коллекторские свойства пород танопчинской свиты изменяются с глубиной и зависят от песчанистости пород-коллекторов.

Альб-сеноманский НГК вскрыт и изучен на месторождениях Русановское и Ленинградское. С этим комплексом связано более 25% выявленных запасов УВ полуострова Ямал, основная часть Ленинградского месторождения, запасы газа в сеномане месторождений газа, открытых в Обской и Тазовской губах. Коллекторы высокопористые (Кп до 40%) песчаники, проницаемость 100-1000мД, что обеспечивает дебиты газа до 500-1500 тыс. куб. м/сут.

1.2.2. Юрские коллекторы

Некоторые данные о фильтрационно-емкостных свойствах юрских коллекторов изучаемого региона и их изменениях с глубиной рассмотрены в работах В.А.Скоробогатова, Н.Н. Немченко, Г.Г. Шемина и др. Отмечено, что в региональном плане на изучаемой территории ФЕС терригенных юрских отложений сохраняются примерно до 3000 м, а затем резко снижаются с глубиной. В то же время наблюдаются и отклонения от этого правила: некоторые литологические разности могут иметь вполне кондиционную емкость (до 15-17 %) и на глубинах более 3500 м. Емкостные и особенно фильтрационные характеристики пород на этих глубинах определяются не межзерновой (интергранулярной) пористостью, а присутствием микро- и макротрещин так, что коллекторы переходят в разряд трещинно-поровых или даже чисто трещинных (в основном для карбонатных пород). Возможность существования пористых и проницаемых зон на глубинах свыше 4 км в осадочном чехле Западно-Сибирской плиты показало бурение Тюменской сверхглубокой скважины. Сохранение ФЕС пород, находящихся на таких глубинах, может быть связано с процессами рифтогенеза и существованием глубинных зон генерации УВ.

Изменения ФЕС юрских терригенных коллекторов определяются не только условиями седиментации и фациальной обстановкой формирования природных резервуаров, но и диагенетическими (вторичными) процессами, интенсивность которых зависит от термобарических условий залегания, распределения геофлюидальных давлений, деструкции керогена и т.п. В результате действия этих факторов наблюдаются метасоматические изменения минерального состава скелета и цемента породы, выпадение кальцита за счет выделения СО2 при деструкции керогена, быстрое уплотнение песчаных разностей, хотя катагенез органического вещества, входящего в состав породы, может оказывать и некоторое положительное влияние на ФЕС, создавая локальные зоны разуплотнения. В целом эпигенез способствует снижению проницаемости пород и увеличению степени их цементации. Так, в разрезе юры Бованенковского месторождения фоновая проницаемость снижается от 0,5-0,6 мд в пластах  Ю2-3, до 0,2-0,4 мд в пластах Ю6-7 и до 0,05-0,3 мд в пластах Ю10-12.

Область распространения АВПД в юрской толще значительно больше, чем в меловой, а в фундаменте должна быть еще больше. Это подтверждается наличием АВПД в уже вскрытых бурением образованиях фундамента на Надымской, Бованенковской, Южно-Русской площадях (С.В.Аплонов, 2001 г.). Обнаружено закономерное уменьшение коэффициента аномальности с удалением от свода структуры, где он достигает максимального значения.

На территории Ямала до глубины 1900 м давления соответствуют гидростатическим и достигают максимальных величин на глубине
3240 м (Ка=1,71). В «переходной» зоне градиент пластовых давлений составляет 0,48-0,84 МПа/10м.

1.2.3. Отложения палеозоя

Раннепалеозойский осадочный бассейн восточной части Баренцева моря по существующим представлениям (Э.В. Шипилов, А.Ю. Юнов и др.) входит в состав единого бассейна, протянувшегося от южного Шпицбергена до Тимано-Печорской области, включая Новоземельскую зону.

В период стабилизации, последовавшим за позднекаледонской фазой активации и рифтогенеза, начали накапливаться главным образом карбонатные фации. Наиболее полно отложения среднего и верхнего карбона мощностью до 470 м изучены в пределах Печоро-Колвинского авлакогена, где они представлены мелководными тонкослоистыми известняками с отдельными линзами высокопористых биогермных известняков. В акватории Печорского моря карбонаты средне-верхнекаменноугольного возраста изучены на Долгинском валу, на Северо-Долгинской и и Южно-Долгинской структурах (отложения среднего карбона и верхнего девона соответственно).

Особую роль в формировании коллекторского потенциала карбонатных образований палеозоя безусловно играют рифовые фации, детально изученные в верхнедевонском комплексе Тимано-Печорской провинции. К ним относятся вторичные реликтово-органогенные и обломочные доломиты, строматолитовые и обломочные известняки различной текстуры. С карбонатными коллекторами в рифовых постройках связаны крупные и часто весьма высокодебитные месторождения нефти и газа. Так, хорошо известны газоносность рифов в Средней Азии, Прикаспийской впадине. Рифовым является резервуар гигантского месторождения Киркук в Ираке, к рифовым относятся месторождения Редуотер, Джуди-Крик в Канаде, группа месторождений Ла-Реформа в Мексике и др. Для большинства месторождений характерные высокие дебиты скважин, плотность запасов и эффективная нефтегазонасыщенная мощность. На месторождении Карачаганак (Прикаспийская впадина) последняя достигает, например, 1500 м.

В пределах Печорской плиты рифовые тела биогермного типа отмечены по ее восточному краю. Рифогенные постройки сложены водорослевыми и строматолитовыми известняками мощностью до 1400 м. Возраст построек – силур - нижний девон. Залежи нефти в рифовых известняках верхнедевонско-нижнефранского карбонатного комплекса установлены на Медынской и Тобойской структурах. В районе Приразломного нефтяного месторождения основной продуктивный комплекс палеозоя (С1s – Р1а) сложен рифогенными и органогенными известняками с довольно высокими ФЕС (до 22-24 % пористости и 120-300 мД проницаемости), что обеспечивает дебиты нефти до 600-650 м3/сут. В акватории Печорской плиты в карбонатах пермо-карбона открыт ряд нефтяных и газоконденсатных залежей.

Согласно схеме сейсмофациального районирования, выполненного по данным сейсморазведки 2Д и 3Д в 1997-1998 г.г. в пределах структуры Варандей-море, в ее северной части развиты преимущественно рифогенные фации пермо-карбонового возраста, в центральной – фации биогермных построек. Склоновые фации преобладают на юге структуры. По-видимому, эти же фации распространены на всем протяжении южной части вала Сорокина.

В скважине Северо-Долгинская нижнепермские известняки классифицированы как каркасные биогермные породы, обладающие высокими емкостными показателями (Дзюбло, Зонн, 2004). По ряду диагностических признаков эти отложения, безусловно, относятся к рифогенным. Наиболее высокоемкие их разности приурочены к верхней части разреза ассельско-сакмарских отложений, где распространены  так называемые  «ситчатые» известняки.

Цепочка рифогенных образований ассельско-сакмарского возраста вытянута с юга на север в западной части Печорской синеклизы. Она проходит с суши на акваторию до острова Колгуев, где прослежен ее поворот в западном направлении. На сейсмопрофилях, выполненных КТЭ ПО «Арктикморнефтегазразведка», выделены аномалии «типа риф», образующие цепочку вдоль Кольской моноклинали. Такие же рифогенные образования нижнепермско-верхнекаменноугольного возраста известны на норвежском шельфе, поэтому цепочка прогнозируется и дальше, огибая Центрально-Баренцевское поднятие в диапазоне стратоизогипс по кровле карбонатов (ОГ «1а»). На острове Колгуев мощность рифогенных тел достигает 200 м. По данным сейсморазведки 3Д, выполненной по заказу ООО «Газфлот» в 2006-2007 г.г., аномалии типа «Риф» обнаружены на Долгинской площади.

       Ассельско-сакмарские биогермные постройки Северо-Долгинской структуры и возможно всего Долгинского вала, входящие в состав цепочки аналогичных рифовых массивов вдоль границы мелководного шельфа, позволяют прогнозировать наличие карбонатных резервуаров на локальных структурах Медынского вала (Полярная, Западно-Полярная и др.). Из рифогенных образований сульфатно-карбонатной толщи регионального резервуара (IV комплекса по номенклатуре Е.Г. Бро) получена нефть на Приразломной и Песчаноозерской площадях, а также в скважине Южно-Долгинская №1. Концентрация ОВ в девонских и каменноугольных отложениях достаточно высока, чтобы обеспечить генерацию жидких УВ в наименее погружающихся частях региона и в удалении от стрессовых зон.

1.2.4. Породы фундамента

Анализ отбора и выноса керна из скважин района исследований показал, что освещенность керном разнообразных по литологии, типам пористости, различных по возрасту палеозойских отложений на сегодняшний день - крайне низкая. В интервалах пород, представляющих интерес с точки зрения оценки их коллекторских свойств, освещенность керном еще ниже. Так, на Новопортовской площади  на Ямале пройдено с отбором керна всего 12,5% от всего вскрытого разреза палеозойских пород, вынос керна при этом в среднем составил 18,9%, а освещенность керном - всего 2,4%.

На Бованенковском месторождении пройдено с отбором керна в среднем 3,8% от всего вскрытого разреза палеозойских пород, вынос керна при этом в среднем составил 55,4%, а освещенность керном - всего 2,1%.

На Западно-Яротинской площади в скв. № 301 с отбором керна пройдено 1,7% разреза, освещенность керном составила 1,5%.

Анализ изученности палеозойских отложений по керну показал, что отбор керна при поисково-разведочном бурении носил не целенаправленный, а скорее скачкообразный характер. Интервалы проходки с керном в отдельных скважинах составляют 3-7 м на 100-200 м бурения. Даже в интервалах с высоким выносом керна в разнообразных по литотипу породах доюрского возраста привязать керн весьма затруднительно.

Доюрские отложения в изучаемом районе представлены широким спектром пород в зависимости от возраста и типа отложений. Так, на Новопортовском месторождении они сложены гравелитами, брекчией и сильно трещиноватыми доломитами. Девонские и каменноугольные образования здесь представлены почти исключительно карбонатами, в той или иной степени метаморфизованными.

На месторождении Медвежье девонские отложения представлены сланцеватыми известковистыми аргиллитами и известняками, а породы этого же возраста на Надымском месторождении - глинистыми сланцами, туфогенными песчаниками и алевролитами, а также кремнистыми образованиями. На Западно-Яротинском месторождении палеозойские отложения выполнены хорошо сцементированными плотными песчаниками. Протерозойские образования, вскрытые на Новопортовском и Бованенковском месторождениях, сложены зелеными сланцами и порфировидными габбро-диабазами. Характерной общей особенностью разновозрастных палеозойских отложений является их повышенная трещиноватость.

       По имеющейся петрофизической информации породы изучаемых отложений обладают плохими фильтрационно-емкостными свойствами, для них характерны низкие значения проницаемости и высокая остаточная водонасыщенность. Среди доюрских отложений наиболее перспективны для поиска коллекторов карбонатные отложения, песчаники, породы коры выветривания и туфогенные породы.

       Петрофизическое обеспечение (критерии коллекторов и петрофизические зависимости типа «керн-керн») доюрских отложений позволяет выделять коллекторы, определять пористость и нефтенасыщенность в основном эффузивных пород. Доля исследованных образцов, представленных карбонатными породами и песчаниками, достаточно мала. Для уверенной оценки параметров, необходимых для оценки коллекторских свойств и характера насыщения изучаемых отложений необходимо дальнейшее изучение петрофизических особенностей доюрских отложений на представительной коллекции керна, представленной всеми литотипами доюрских отложений.

Глава 2. Краткая характеристика геологического строения, развития и нефтегазоносности Баренцево - Карского региона

2.1.Современные представления о тектоническом развитии региона

Шельф Баренцева моря является северным продолжением Восточно-Европейской платформы. Фундамент здесь сложен интенсивно дислоцированными и метаморфизированными образованиями архейско-нижнепротерозойского возраста. Осадочный чехол можно условно разделить на два структурных этажа, различающиеся формациями и геологической историей:

  • нижний этаж – преимущественно карбонатные комплексы низов карбона, девона, силура, ордовика, возможно, кембрия;
  • верхний этаж – глинисто-терригенные толщи с возрастом от  перми до кайнозоя включительно.

По существующим представлениям (И.И. Нестеров, А.Э. Конторович, В.П. Гаврилов, В.А. Холодилов и др.) шельф Баренцево-Карского региона относится к пассивным континентальным окраинам атлантического типа. Для них свойственно наличие зрелой материковой коры и возникновение системы листрических разломов вдоль ее внешнего края. Разломы эти формируются в условиях горизонтального растяжения (Ю.Г. Леонов и др., 2007).

В тектоническом отношении в Баренцевом море с севера на юг выделяются: Свальдбарская антеклиза, Западно-Баренцевский и Восточно-Баренцевский мегапрогибы, Центрально-Баренцевская зона поднятий, сочленяющая Западно- и Восточно-Баренцевский мегапрогибы, Приновоземельская ступень, примыкающая к Новоземельско-Пайхойской гряде; Кольско-Канинская моноклиналь.

Акватория Карского моря в тектоническом отношении представляет собой крайнюю северную часть Западно-Сибирской эпигерцинской плиты. На западе плита по глубинному разлому типа краевого шва граничит с Пайхой-Новоземельским орогеном, а на севере ее граница условно проводится по южной оконечности Северо-Сибирского порога.

Складчатый фундамент на севере Западно-Сибирской плиты, по мнению ряда авторов сложен магматическими и метаморфическими породами докембрийского возраста. Результаты сейсморазведки и бурения глубокой скважины на острове Свердруп, которая под юрскими отложениями вскрыла сильно дислоцированные и метаморфизованные породы протерозоя, свидетельствуют о том, что и в пределах акватории Карского моря фундамент имеет в основном докембрийский, вероятнее всего, байкальский, возраст. На отдельных участках, где фундамент был переработан в каледонскую фазу складчатости, в его строении принимают участие и дислоцированные породы нижнего палеозоя.

Осадочный чехол всей Западно-Сибирской плиты и акватории Карского моря как ее части сложен мощной толщей терригенных осадков мезо-кайнозойского возраста.

На изученной сейсморазведкой части акватории четко прослеживаются западная и северная границы Западно-Сибирской плиты. На западе плита по глубинному разлому типа краевого шва граничит с Пайхой - Новоземельским орогеном, а на севере граница плиты проводится по южной оконечности поднятия Северо-Сибирского порога, который, судя по ограниченным сейсмическим и гравиметрическим данным, представляет собой выступ древнего протерозойского фундамента и является периклинальным окончанием Северо-Таймырской складчатой системы.

Остальная часть акватории входит в состав региональных тектонических элементов Западно-Сибирской плиты: Внешнего тектонического пояса и Ямало-Тазовской мегасинеклизы. Граница между ними проводится по крупному флексурному перегибу, соответствующему высокоамплитудному разлому фундамента, которым контролируется распространение пермо-триасовых отложений.

       В пределах изученной части акватории и прилегающей суши выделяются тектонические элементы более низкого порядка – Припайхойско-Приновоземельская моноклиза, Южно-Карская синеклиза и северо-восточная часть Пайхой-Таймырской седловины.

       Общим для Баренцево-Карского региона является формирование верхнеюрско-нижнемеловой нефтегазоматеринской толщи доманикоидного типа. Это битуминозные кремнисто-глинистые породы Баренцева моря и карбонатно-кремнисто-глинистые толщи баженовской свиты севера Западной Сибири и юга Карского шельфа.

       Прослеживается общность положения основных сейсмических отражающих горизонтов (ОГ) мезозоя на обоих участках изученной территории. Горизонт В, приуроченный к пограничным слоям неокома, сложенным глинисто-битуминозными отложениями, сменяющимся по латерали и вертикали клиноформными склоновыми глинисто-песчаными комплексами неокома Печорского моря и практически аналогичный ОГ «Б», депрессионный баженовский горизонт и клиноформная ачимовская толща Западной Сибири. Преобладающее падение клиноформ в обеих регионах западное, депрессионный комплекс в общих чертах также идентичен. Незначительные отличия связаны с несколько большей кремнистостью и меньшей карбонатностью Западно-Сибирского баженовского комплекса.

2.2. Стратиграфия, литофациальная характеристика

Содержание настоящего раздела базируется на изучении материалов глубокого бурения на шельфе Баренцева и Карского морей (Обской и Тазовской губ), материалов бурения на суше – на островах, полуостровах и в прибрежной зоне, материалов морских геофизических работ, результатов геологической съемки, а также исследований известных в нефтегазовой геологии ученых (М.С. Зонн, Ю.К. Бурлин, Е.В. Захаров, Е.Г. Бро, В.А. Скоробогатов и др.)

Основное внимание уделено наиболее разбуренным и изученным автором месторождениям Печорского моря, Обской и Тазовской губ Карского шельфа. В Варандей-Адзьвинской структурной зоне Печорского моря изученный разрез начинается с морских карбонатных толщ ордовика и силура с прослоями глинисто- доломито – эвапоритовых образований. В северо-западной части зоны увеличивается глинистость отложений при сокращении мощности силурийских толщ. В составе верхнего палеозоя также преобладают карбонаты, однако здесь значительную роль  играют также глинистые и песчано-алевритовые породы. Пермские толщи несогласно перекрыты переслаиванием песчаников, алевритов, глин триасового возраста континентального происхождения. Юрские отложения с резким стратиграфическим  несогласием залегают на размытой поверхности триаса. Они сложены прибрежно – морскими песчаниками и глинистыми породами. Такими же породами образованы и меловые толщи. В составе кайнозойских образований преобладают глины, суглинки, супеси.

В акватории Обской и Тазовской губ разрез начинается со складчатого палеозоя, сложенного разного характера сланцами, карбонатами породами, метомарфизированными песчаниками с горизонтами базальтов. Эти толщи несогласно перекрыты терригенными породами триаса континентального и мелководноморского происхождения. Юрские и меловые образования сложены терригенными  и глинистыми породами, иногда углистыми. В составе кайнозоя преобладают глинистые, кремнисто-глинистые, песчано – алевралито - глинистые образования.

2.3.Нефтегазогенерационный потенциал продуктивных комплексов

Геохимический раздел исследований посвящен анализу возможности формирования нефтегазоносности на основе изучения нефтегенерационных способностей отложений осадочного чехла Баренцево-Карского региона. Связанные с этим проблемы с разной степенью детальности  были освещены в работах Т.К. Баженовой, И.С. Грамберга, Т.А. Кирюхиной, Ю.И. Корчагиной, Н.П. Лопатина, Н.Н. Немченко, О.И. Супруненко, В.А. Чахмахчева и других специалистов, занимающихся проблемами формирования нефтегазоносности акваторий арктического шельфа и прилегающих сухопутных регионов.

Установлены некоторые региональные закономерности газонефтеносности Баренцево-Карского региона. Одной из наиболее важных из них является смена нефтяных залежей, имеющих преимущественное распространение в континентальном секторе, газоконденсатными и газовыми на месторождениях акваториальной части. Многие исследователи связывают это с увеличением континентальной составляющей в юрских и меловых отложениях, другие считают главной причиной усиление степени катагенеза отложений. Но пока в мезозойских залежах действительно обнаружены только газовые и газоконденсатные залежи.

Моделирование процессов нефтегазообразования в разрезе осадочного чехла на основе анализа нефтегенерационных возможностей нефтегазоматеринских толщ и степени их катагенетической зрелости позволяет фиксировать наличие или отсутствие процессов нефтегазогенерации и их динамику во времени  и пространстве.

Геохимические исследования продуктивных отложений Баренцево-Карского региона проводилось на основе изучения материалов немногочисленных скважин, пробуренных на открытых к настоящему времени месторождениях. Кроме того, привлекались данные исследования отложений сопредельной суши Тимано-Печорского и Западно-Сибирского бассейнов и островов, расположенных по периферии Баренцевоморского шельфа. Анализ геохимической информации позволил выделить основные нефтематеринские и газоматеринские толщи различной продуктивности.

К ним относятся  в палеозойских отложениях верхнедевонско-каменноугольная и пермская НГМТ, представленные кремнисто-глинистыми битуминозными аргиллитами, содержащими ОВ преимущественно сапропелевого типа. На большей части изучаемой территории эти толщи исчерпали свой генерационный потенциал. Степень преобразования пермских отложений по периферии шельфа соответствует заключительной фазе главной зоны нефтегенерации (градация катагенеза МК3 - Адмиралтейская площадь), что позволяет предполагать возможность генерации УВ на приподнятых участках периферии Баренцевоморского шельфа.

В Карском регионе палеозойские отложения практически не изучены. Они вскрыты на Ямале и их условно можно отнести к нефтематеринским. Степень их преобразования не позволяет относить их к разряду нефте- и газопроизводящих.

В мезозойских отложениях установлены нефтегагазоматеринские толщи в средне- и верхнетриасовых, нижне-среднеюрских отложениях, представленные прослоями глинистых пород, обладающих хорошими и  умеренными нефтематеринскими свойствами. На большей части Баренцевого региона они находятся в ГЗН и способны генерировать как жидкие, так и газообразные УВ, причем в северном направлении предполагается увеличение доли жидких компонентов в силу улучшения качества нефтематеринских толщ. О нефтегазогенерационных способностях триасовых отложений Карского региона данных практически нет. Область распространения их отложений ограничена и приурочена к наиболее прогнутым частям Ямальской палеорифтовой зоны.

В Карском регионе степень преобразования нижне-среднеюрских НГМТ весьма неравномерна. Так, в  районе Харасавэйского месторождения степень катагенеза нижне-среднеюрских отложений соответствует главной зоне газогенерации. На Бованенковском месторожении эти отложения находятся в ГЗН.

Верхнеюрские отложения являются основной нефтематеринской толщей в Баренцево-Карском регионе. В Баренцевом море они выделяются как «волжские черные глины», которые являются  аналогом баженовской свиты. На большей части Баренцева моря по расчетным данным они не достигли ГЗН или находятся на начальных ее стадиях. Большая степень преобразования отмечается только в Южно-Баренцевской впадине, где они возможно находятся в ГЗН. В Карском регионе верхнеюрские НМТ находятся в ГЗН.

Нижнемеловые и альб-сеноманские НГМТ в Карском регионе содержат большое количество ОВ гумусовой природы в рассеянной и концентрированной форме, что, несмотря на незначительную катагенетическую зрелость (ПК1-ПК3), способствует генерации больших количеств газовых компонентов, которые концентрируются в основном в сеноманских ловушках.

Таким образом, в Баренцево-Карском регионе выявлены нефтегазоматеринские толщи в верхнедевонско-каменноугольных и пермских отложениях палеозойской части разреза и в средне-верхнетриасовых, нижнее-среднеюрских, верхнеюрских и меловых отложениях в мезозойском интервале разреза.

Глава 3. Модели природных резервуаров в продуктивных толщах осадочных бассейнов Баренцево-Карского региона

3.1. Принципы моделирования геологических систем

Современная нефтегазовая геология и геофизика располагает все большим и постоянно растущим числом источников информации. К ним относится накопленные за десятилетия общегеологические представления, позволяющие широко использовать метод аналогий в априорных построениях крупно- и мелкомасштабных геологических моделях участков земной коры; результаты аэрокосмических исследований; данные геодинамики и геотектоники; обширный комплекс полевых и скважинных геофизических и геохимических методов разведки; петрофизические и геохимические исследования образцов керна, шлама и пластовых флюидов. Однако при современном состоянии геологии, геофизики и геохимии все же около 30% скважин оказываются неудачными и ликвидируются по геологическим причинам. Этому в значительной мере способствует совершенно различная плотность и равномерность геолого-геофизической информации в отдельных регионах или даже в пределах одной площади. Например, в морских скважинах с ограниченным разведочным бурением, как правило, недостаточен объем петрофизической и геохимической информации, да и просто мало скважин для детального изучения продуктивной толщи. Поэтому на разведочном этапе важнейшим моментом является оценка степени информативности имеющихся геофизических данных, представительности каменного материала, комплекса ГИС. Это требует привлечения математического аппарата и компьютерных технологий, т.е. математического моделирования как объекта изучения, так и процессов, протекающих в недрах.

       Математическому моделированию должно предшествовать моделирование геолого-геофизическое, базирующееся на возможно более детальных представлениях о геологическом строении изучаемого участка земной коры и свойствах слагающей его толщи пород.

       В настоящее время существует большое количество компьютерных технологий геологического моделирования нефтегазовых месторождений, включающих геометризацию залежей, оценку подсчетных параметров по скважинам, подсчет запасов УВ. В условиях шельфа реальное их применение наталкивается на серьезные трудности, связанные с крайне ограниченным числом разведочных скважин и, соответственно, низкой представительностью каменного материала.

       В связи с вышесказанным, оценочные параметры приходится брать по аналогии с другими месторождениями (структурами), чаще всего на сопредельной суше. Такой подход требует максимально возможную достоверность и детальность построения геологической модели. Главным источником информации для этого на поисково-разведочном этапе является сейсморазведка. Современные методы обработки сейсморазведочных данных позволяют не только установить структурные особенности резервуара, но и в ряде случаев судить о фильтрационно-емкостных свойствах коллекторов.

3.2. Геолого-геофизические модели Западно-Сибирской плиты и ее обрамления

3.2.1. Гравитационная и геомагнитная модели

О плотности глубинных слоев Западно-Сибирской плиты можно судить лишь косвенно, главным образом по эмпирическим зависимостям скорости продольных волн от плотности.

       По имеющимся на сегодня данным, складчатые и метаморфизованные породы палеозоя, сложенные как терригенными, так и эффузивно-осадочными разностями, характеризуются значительным диапазоном плотности – от 2,45 до 2,75 г/см3. Наибольшее ее значение (в среднем 2,75 г/см3) приходятся на породы нижнего палеозоя и докембрия, представленные гнейсами, гранитами, кремнистыми сланцами, образующими собственно кристаллическое основание (фундамент?) плиты.

       Разрез мезо-кайнозоя, сложенный осадочными породами мощностью до 4-5 км (на севере - до 10 км), характеризуется невысокой плотностью, более или менее закономерно увеличивающейся с глубиной, а также, по параллели, от краевых частей к центру

В целом, в области положительного гравитационного поля в средней части исследуемого региона отмечается наличие крупных отрицательных аномалий, которым соответствуют аналогичные по знаку магнитные. Судя по интенсивности (до -5 мГл) сопредельных гравитационных минимумов и расчетной плотности пород фундамента (порядка 2.58-2.62 г/см3) последние сложены кислыми породами. Основные элементы гравитационного поля хорошо отражают строение региона. Так, конфигурация изоаномал указывает на раздельность Хамбатейского и Северо-Каменномысского месторождений, и в то же время, на возможную связь последнего с Чугорьяхинским.

В области Каменномысского и Нулмуяхинского месторождений резкий подъем фундамента с 6 км до 4.5 км и далее к западу до 3.3 км точно соответствует четко выраженной аномальной зоне, в пределах которой характер гравитационного поля существенно отличается от соседних участков. Это градиентная зона типа гравитационной ступени, в пределах которой значения поля уменьшаются с +7 до -25 мГал с востока на запад, т.е., воздымание фундамента сопровождается увеличением силы тяжести.

       Магнитное поле в целом представляет сложную картину. Можно лишь констатировать тяготение аномалий к формированию вытянутых форм с преобладанием юго-восточного и юго-западного простираний. Достаточно четко проявляется связь аномалий магнитного поля с месторождениями УВ. Газовые месторождения (например, Уренгойское) закономерно отражаются аномалиями пониженных значений ΔТа.

Таким образом, глубинные структуры и петромагнитные неоднородности фундамента отражают локализацию месторождений в осадочном чехле, свидетельствуя о возможном сквозном и глубинном характере процессов формирования месторождений УВ в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции в целом и в пределах Обско-Тазовского мелководья в частности.

3.2.2. Сейсмогеологические модели резервуаров нефти и газа
Баренцево-Карского региона

       В условиях ограниченного бурения и сильной литологической латеральной и вертикальной неоднородности геологического разреза создание сейсмогеологической модели резервуара может решаться весьма неоднозначно. Устранение неоднозначности на этапе прогнозирования разреза (ПГР) обычно выполняется с привлечением сейсмических данных, по которым строится детальная сейсмогеологическая модель разреза, увязанная с литологической и петрофизической характеристиками пород, слагающих разрез и полученных по данным ГИС. Конечным результатом ПГР является построение модели среды, основанной на преобразовании материалов ОГТ в разрезы акустической жесткости и переходе с помощью корреляционных соотношений к оценкам петрофизических параметров, - пористости, песчанистости и др. Наблюдаемые аномалии волнового поля типа «белое пятно» позволяют судить о характере насыщения пород-коллекторов.

       Спецификой сеноманских газонасыщенных отложений является крайне низкая коррелируемость разрезов по данным ГИС и сейсморазведки, даже в пределах одного месторождения.  Это связано, прежде всего, с неустойчивостью и низкой протяженностью отражающих сейсмических горизонтов из-за крайне сложного характера залегания сейсмофаций, вплоть до их линзовидности, резкого изменения коэффициента песчанистости, различной ориентации аллювиальных и аллювиально-дельтовых систем. Изометричные зоны низких значений коэффициента песчанистости установлены в сводовых частях антиклинальных структур, на глубинах 0-50 м в кровле сеномана.

В то же время резкое снижение акустического импеданса в газонасыщенных разностях, приводящее к формированию высокоамплитудных отраженных волн, позволяет достаточно уверенно картировать границы газонасыщенных резервуаров.

Вариации толщин газоносных пластов отражаются на морфологии сейсмических горизонтов. Наиболее сильно эффект временных задержек проявляется на уровне ГВК, но он прослеживается и на более низких отметках. Временной интервал между кровлей сеномана (горизонт Г) и  кровлей верхней юры (горизонт Б) составляет около 1500 мс. Чем ближе к горизонту Г, тем сильнее проявляются временные задержки.

Литологические вариации, наличие плотных прослоев, тектонические нарушения и трещиноватость, структурные неоднородности, - все эти факторы, влияющие на динамику сейсмической записи, крайне трудно поддаются фильтрации. Этому способствует и резкое изменение толщины газонасыщенных интервалов от свода структуры к ее приконтурной части, что осложняет интерпретацию интервальных амплитуд.

Из всех рассмотренных эффектов основным остается влияние газовой залежи, имеющей достаточную амплитуду и размеры.

Прогноз эффективных газонасыщенных толщин сеномана пытались осуществить по данным сейсморазведки на Северо-Каменномысском и Каменномысском-море месторождениях после бурения здесь первых поисковых скважин. На Обской и Чугорьяхинской площадях такая попытка была сделана до начала буровых работ.

3.3. Литофизические модели

Количественная литофизическая (петрофизическая) модель представляет собой определенную концепцию, построенную на основании аналитических исследований и записанную в математической или графической форме.

       В петрофизической практике понятие «модель» чаще всего ассоциируется с набором линейных, нелинейных и дискриминантных уравнений, описывающих эмпирические многомерные связи между петрофизическими параметрами определенного объекта (породы, коллектора, флюидоупора). Для изучения сложных коллекторов, к которым относится большинство нефтегазосодержащих образований, разработан ряд программ, позволяющих:

       - установить кондиционные значения пористости, проницаемости, глинистости для коллектора;

       - исследовать смещение границы «коллектор-неколлектор» в зависимости от литологического фактора (например, вида и содержания цементирующего  или дисперсного глинисто-карбонатного материала);

       - найти граничные значения открытой пористости и текущей водонасыщенности для получения безводного или обводненного притока нефти или газа из изучаемого интервала разреза скважины;

       - построить рабочие двумерные корреляционные связи между фильтрационно-емкостными свойствами коллектора (ФЕС), необходимые для комплексной интерпретации материалов ГИС;

       - построить такие же связи ФЕС с геофизическими параметрами, характеризующими продуктивные или водонасыщенные объекты разведки и разработки.

       3.3.1. Петрофизические модели терригенных коллекторов

       Примером использования вышеописанного подхода в практических целях может служить модель глинистой породы, предложенная Б.Ю.Вендельштейном и В.В.Поспеловым (1977) для построения расчетных зависимостей емкости катионного обмена qп и диффузионно-адсорбционной активности  Ада порового и трещинного коллекторов от характеристик его дисперсности (глинистости), коллекторских свойств и содержания остаточной воды в коллекторе. Модель «глины», заполняющей частично поровое пространство «скелета» породы, представлена укладкой частиц кубической формы одинакового размера а, образующих три взаимно перпендикулярных системы щелевидных каналов.

       Очевидно, что любая претендующая на полноту модель должна содержать элементы, отражающие условия формирования, характер и интенсивность вторичных изменений объекта. Роль литологического фактора при петрофизическом моделировании сложных коллекторов, в том числе полимиктовых и карбонатных отложений Западной Сибири, трудно переоценить. Так, опыт петрофизических исследований полимиктовых песчано-глинистых коллекторов мелового возраста арктического шельфа РФ показал, что дисперсия их электрических параметров связана со структурно-литологической неоднородностью и стадией вторичных (диа- и катагенетических) преобразований первичного осадка.

       Многообразие существующих в геолого-геофизической практике петрофизических моделей объясняется, прежде всего, различными механизмами формирования тех или иных физических (физико-химических) свойств горных пород, в том числе нефтегазовых коллекторов. Это обстоятельство, вместе с литофациальными особенностями исследований исключают возможность построения универсальной петрофизической модели.

       Поэтому принято строить модели, описывающие те или иные сравнительно однородные по физической и генетической природе свойства породы.

       Е.Г. Бро (1993) для севера Западно-Сибирской плиты предложил 7 моделей, описывающих плотность, и 8 моделей, описывающих пористость.

       Модель электропроводности

       В течение ряда лет автор настоящей работы проводил исследования электропроводности и поверхностной проводимости полимиктовых коллекторов нефти и газа юрского возраста севера Западной Сибири. Модель электропроводности глинистых терригенных пород была предложена Б.Ю. Вендельштейном в 1960 г., а затем усовершенствована М.М. Элланским и Б.Н. Еникеевым.

  С целью проверки этой модели и уточнения существующей базы интерпретации данных скважинной электрометрии автором были выполнены лабораторные исследования электропроводности образцов из терригенных отложений тюменской свиты и нижнего мела Надымского и Песцового месторождений Западной Сибири.

       Полученные экспериментальные зависимости убедительно подтвердили теоретические воззрения на характер зависимости параметра пористости от минерализации насыщающего раствора. По нашим данным, область концентрации, в которой сопротивления насыщающего и связанного растворов слабо отличаются друг от друга, находится в пределах 0,1 – 0,8 н. Именно при концентрации 0,8 н наблюдается на графиках резкий подъем, а при насыщении образцов растворами более низкой концентрации величина параметра пористости практически не изменяется.

       Таким образом, в величину параметра  Рп пористости для коллекторов с минерализациями насыщающих пластовых вод 0,1 – 0,8 н поправку на влияние поверхностной проводимости вводить не следует.

       В соответствии с изложенным при проведении дальнейших экспериментальных исследований в лаборатории образцы насыщались раствором электролита NaCl с концентрацией 0,1 н, при которой исключается влияние эффекта поверхностной проводимости. Все измерения проводились в атмосферных условиях.

       Известно, что величина Рп зависит от структурно-литологической характеристики пород, определяемой возрастом отложений, минералогическим составом пород, степенью вторичных преобразований неустойчивых компонентов. Определение коэффициента пористости в коллекторах полимиктового состава следует проводить по статистической зависимости Рп = f(Kп), построенной с учетом минерального состава глинистого материала для отложений определенного типа.

       Сопоставление зависимостей Рп = f(Kп), построенных для указанных отложений, показало, что линия регрессии зависимости, соответствующая коллекторам тюменской свиты, расположена выше, т.е. для образцов с одинаковыми значениями коэффициента пористости величина параметра пористости с глубиной растет, хотя и незначительно. Повышение Рп с глубиной связано с процессом катагенеза, в результате которого геометрия порового пространства пород тюменской свиты по данным растровой электронной микроскопии стала более сложной, а следовательно, увеличилась и электрическая извилистость поровых каналов.

Модель удельной поверхности

Петрофизические модели тонкодисперсных терригенных пород были бы неполными без учета одной из принципиально важных характеристик коллектора – удельной поверхности, наряду со структурными параметрами определяющей физико-химические, электрические, радиоактивные и др. свойства этих образований.

       Величина удельной поверхности Sо – суммарная поверхность частиц породы или пустотного пространства в единице объема или массы породы - зависит от размеров, формы и минерального состава слагающих ее частиц. Измерив этот параметр, можно по ее корреляционным связям с другими петрофизическими характеристиками оценить их величины.

       Измерения удельной поверхности проводились на приборах фирмы "Культроникс" (Франция) методом низкотемпературной адсорбции азота Брунауэра-Эммета-Теллера (БЭТ) на анализаторе «Акусорб 2100Е» и методом ртутной порометрии на приборе "Автопор 9200".

       Как показали исследования, диапазон удельной поверхности образцов пород разного литологического состава достаточно широк - от 0,04 до 32,48 м2/г породы

В пределах этих значений имеется возможность дифференцировать породы по величине удельной поверхности.

       Удельная поверхность полимиктовых коллекторов Западной Сибири лежит в пределах от 1,69 до 9,23 м2/г. Для большинства образцов значения удельной поверхности So выше, чем для  кварцевых  разностей, в кото­рых она меняется от 0,5 до 1,5 м2/г. Величина So песчаников юры, в цементе которых содержится преимущественно удлиненно-пластинчатая  гидрослюда, варьирует от 2,7 до 9,23 м2/г. В то же время удельная  поверхность нижнемеловых  коллекторов  обычно  имеет более низкое значение, что связано с присутствием в них в основном каолинита, хлорита и изометрично-пластинчатой гидрослюды с более крупными частицами.

       Наиболее тесная связь получена при сопоставлении коэффициента остаточного водонасыщения Кво с приведенной удельной поверхностью S'o. Использование параметра S'o позволяет полностью учитывать тонкодисперсный материал, присутствующий в породе и определяющий содержание в ней остаточной воды. Для песчаных коллекторов нижнего мела мы получили зависимость Кво = f (lgS'o), где S'o — приведенная удельная поверхность единицы объема пор. Уравнение регрессии имеет следующий вид: Кво = -76,7+81,7lgS'o с коэффициентом корреляции, равным 0,885. При построении зависимости были использованы образцы, в цементе которых преобладали каолинит и хлорит, а в виде примеси - гидрослюда и смешанослойная фаза. Указанные глинистые минералы, распространенные в отложениях неокома Западной Сибири, имеют широкий диапазон значений  удельной  поверхности, однако наибольшей величиной So, как известно, характеризуется монтмориллонит, присутствие которого даже в небольших количествах в составе цемента приводит к резкому увеличению удельной поверхности. В этом случае точки, соответствующие образцам с монтмориллонитовым цементом, располагаются значительно выше линии регрессии и выпадают из общей зависимости.

В свете приведенных фактических данных следует отметить следующее.

1. Увеличение глубины залегания продуктивных горизонтов в северном направлении привело к усилению стадийных преобразований полимиктовых коллекторов нефти и газа, оказав существенное влияние на коллекторские свойства пород, значительно усложнилась их структура.

2. Установленные петрофизические связи обладают достоверностью только в том случае, если построены с учетом литологических данных, дифференциации по минеральному составу тонкодисперсной компоненты пород-коллекторов.

3.3.2. Модель трещинно-кавернового карбонатного коллектора

       Среди ряда моделей трещинно-каверново-порового коллектора в консолидированных породах наибольшее распространение получила модель Уоррена-Рута. Ее преимущество заключается, помимо наглядности, в возможности устанавливать связь размеров блоков трещиноватых пород с раскрытостью, ориентацией и протяженностью трещин.

       Коллекторы нефти и газа в карбонатных породах обладают характерными для нетрадиционных коллекторов признаками: сложной структурой пустотного пространства и наличием двух сред: блоков (матрицы) и ограничивающей блоки системы макротрещин. Двухфазная фильтрация в таком коллекторе сопровождается постоянным обменом фазами между матрицей и основными каналами фильтрации, что в значительной степени определяет величину коэффициента нефтеотдачи. Размеры и свойства блоковой части коллектора определяются методами ГИС и петрофизическими исследованиями кернового материала.

Как известно, в зависимости от преобладания того или иного вида пустотности карбонатные коллекторы могут быть чисто трещинными (редко), трещинно-поровыми, каверново-поровыми или трещинно-каверново-поровыми. Соответственно и петрофизические модели, используемые прежде всего для интерпретации данных ГИС, различаются по виду и тесноте корреляционных связей.

       В самом общем виде емкостная модель трещинно-кавернового коллектора может быть выражена следующими равенствами:

       - Общая пористость коллектора:

       КП,О = КоП,ТР+КП,КАВ+КП,М(1-КП,ТР-КП,КАВ).

       -Пористость матрицы:

       КП,М = КЭФП,М+КП,МЗАКР

       -Эффективная пористость коллектора:

       КП,ЭФ = КЭФП,М (1-КП,ТР – КП,КАВ)+КП,ТР+КП,КАВ

       Здесь:

       КП,ТР + КП,КАВ – пористость макротрещин;

       КП,КАВ – «каверновая» пористость.

       КЭФП,М ; КП,МЗАКР – эффективная (нефтенасыщенная) и «закрытая»        (неэффективная) пористость матрицы соответственно.

       Вторичная пустотность коллектора КП,ВТ = КП,КАВ+КП,ТР может быть определена по данным ГИС. Остальные параметры требуют оценки по керну.

3.3.3. Тектонофизическая модель резервуара

Петрофизические характеристики осадочных горных пород в значительной (а иногда и решающей) степени определяются степенью напряженного состояния массива, откуда были получены образцы для исследований. В первую очередь это относится к процессам переноса флюида в пустотном пространстве породы – направлению миграции и распределению проницаемости. Одним из способов оценки напряженности, отражающей распределение полей напряжений в конкретных структурах, является метод тектонофизического моделирования на оптически активных материалах. Как правило, минимальными значениями напряжений обладают структуры, которые могут быть потенциальными ловушками углеводородов.

Моделирование напряженного состояния Долгинской структуры проводилось нами с помощью желатин-глицеринового студня, физические свойства которого хорошо изучены (А.Д. Дзюбло, С.Г.Рябухина, А.В. Зайцев. 2008 г.). Эксперименты проводились на нескольких моделях, имитирующие структурированные вертикальные срезы-сечения северо-восточного простирания через Долгинскую структуру. В качестве границ основных элементов модели были выбраны главные разрывные нарушения, выделенные по сейсмическим данным и поверхности напластования стратиграфических систем: ордовик-силурийской, девонской, каменноугольной, пермской и триасовой.

Результаты исследований показали следующее: верхняя часть, располагающаяся в висячем крыле Главного Долгинского сбросо-сдвига, находится в ненагруженном состоянии; в пермских отложениях до отражающего горизонта I12u(P2u) располагается участок со средними значениями поля напряжения, который переходит в область концентратора, протягивающуюся до границы Ia(P1 a+s); в блоке каменноугольного возраста картина распределения напряжений аналогичная, т.е. в верхней части блока – область пониженных значений, в нижней – повышенных.

3.3.4. Модель пористости и проницаемости для метода
ядерно-магнитного резонанса

Для расчета проницаемости по данным ЯМР-исследований была использована новая модель порового пространства горных пород в виде трехмерной кубической решетки капилляров. Ее отличие от других моделей подобного типа заключается в способе учета распределения пор по размерам. Этот способ основан на том, что пористая среда представляется состоящей из большого числа одинаковых кубических ячеек. Структура пор во всех ячейках одинакова, а распределение размеров пор r по ячейкам описывается некоторой функцией f(r). (В.А.Мурцовкин, В.Г.Топорков,2000), определяющаяся по спектрам времени поперечной релаксации Т2. При этом использовался тот факт,что время релаксации пропорционально размеру пор. Как показали расчеты, оценка проницаемости на основе предложенной модели лучше согласуется с результатами ее непосредственного измерения методом фильтрации.

Метод ЯМР – быстроразвивающееся направление, и если первоначально он использовался в основном в терригенных разрезах, то в последние годы ЯМК стал очень успешно применяться в карбонатах.

Такой разрез вскрыт тремя скважинами на Долгинском нефтяном месторождении, расположенном в центральной части шельфа Печорского моря. Залежи приурочены к карбонатным отложениям нижней перми – верхнего+среднего карбона.

Коллектора представлены органогенными низкопоровыми известняками каверно-порового типа. Достаточно низкая пористость продуктивной части разреза (4,0-6,7%) и фрагментарная мозаичная нефтенасыщенность коллекторов вызвали серьезные трудности при оценке нефтенасыщенности.

Используя данные ЯМР-релаксометре, были получены характеристики нефтенасыщенных и водонасыщенных участков матрицы.

Компьютерная обработка снимков в ультрафиолетовом спектре позволила дать количественные соотношения доли водонасыщенной матрицы и доли переотложенных нефтенасыщенных известняков в общем объеме породы.

В результате исследований установлено, что нефтенасыщенная доля объема породы в общем объеме колеблется от 0 до 85% и в среднем составляет 26,6%.

Наиболее эффективно метод ЯМР позволяет оценить вторичную пористость в тех случаях, когда процесс формирования емкостных свойств протекает за счет переотложения минералов скелета породы. Скважиной 2 Медынское-море вскрыт нижнедевонский карбонатный комплекс, при испытании получен дебит нефти более 600 м3/сут, в среднем пористость продуктивного пласта, представленного доломитом, составляет 4%, коллектор каверново-порово-трещинного типа, пористость известняков вмещающих пород 1-4%.

Если во вмещающих породах эффективная емкость практически отсутствует, то доля эффективной емкости в продуктивном пласте составляет около 50%. На релаксационных кривых в породах продуктивной толщи время релаксации достигает величины >1000 мс, во вмещающих породах едва достигает 100 мс. Это свидетельствует об отсутствии сколько-нибудь значимых по размерам пор.

3.4. Литофизические процессы и модель формирования карбонатных коллекторов (на примере Долгинской площади)

Карбонатный разрез каменноугольного возраста, лучше всего изученный в Южно-Долгинской скважине, по данным  рентгено-фазового количественного анализа (РФКА, ИГиРГИ) достаточно четко дифференцируется на следующие типы:

- «чистые» известняки (содержание кальцита больше 90%) в интервале 3213-3182,2 м. Примесь доломита – не более 2%, кремнезема – менее 1,5%, глинистые минералы, пирит – менее 3%;

- окремнелые известняки с содержанием кремнезема более 1,5% в ин-ле 3182,2 -3170 м;

- доломитизированные известняки с содержанием доломита до 17,5% на глубине 3175,5 м;

- глинистые, слабо глинистые известняки, с содержанием глинистого
материала более 3- 5%.

Глинистая составляющая, по данным М.С. Зонн (2001 г.), представлена гидрослюдой, каолинитом, хлоритом и смешаннослойными минералами, аутигенные минералы – пирит и сидерит.

Как показано в диссертации, состав карбонатных пород Долгинской площади отражает как процесс седиментации, так и вторичных (постседиментационных) изменений пород, тесно связанных с различными условиями седиментогенеза и перекристаллизации.

Другой вторичный процесс, - доломитизация, слабо развит в карбонатной толще Южно-Долгинской структуры. Среднее содержание доломита в известняках не превышает 1-2%. По времени доломитизация протекала после образования крупнозернистого кальцита, откладывавшегося в трещинах при свободном доступе известковых растворов.

Отрицательное воздействие на фильтрационно-емкостные характеристики известняков оказывало их окремнение, особенно это проявилось в кровле касимово – гжельских отложений.

Наконец, трещиноватость пород, связанная с позднедиагенетическим или катагенетическим этапами, довольно широко отмечается во многих интервалах разреза и обеспечивает фильтрационную активность известняков.

В пределах Долгинского вала литолого-фациальными исследованиями удалось установить прямую связь высокоемких коллекторов с цикличностью карбонатного осадконакопления, - этапами развития биогермных и биогермно-банковых пород, развитием карстообразования и трещиноватости в процессах тектонических подвижек территории (М.С. Зонн, 2001). Так, поднятие структуры, сопровождавшееся воздействием пресных вод в нижне-пермское, верхне- и среднекарбоновое время привело к формированию трещинно-каверново-карстовых (по Е.Г.Журавлеву – трещинно-гипергенных) коллекторов под докунгурской поверхностью несогласия, - результат длительной континентальной эрозии. Дизъюнктивные нарушения, сопровождавшиеся образованием трещиноватых участков, последующие опускания пород с различными литофизическими характеристиками привели к зональному строению всей карбонатной толщи. Безусловно, этому способствовали и вышеописанные вторичные изменения. В результате образовалась «мозаичная» структура коллектора, - чередование участков «исходной» матрицы, практически не затронутых процессами выщелачивания и перекристаллизации, с пористо-каверновыми и трещиноватыми участками, по-видимому, нефтенасыщенными.

Сравнение гистограмм распределения открытой пористости нижнепермско - верхнекаменноугольных отложений скважин Северо- и Южно-Долгинская свидетельствует об улучшенных емкостных свойствах карбонатных коллекторов северной части Долгинского вала. Так, средняя пористость по керну одновозрастных пород карбонатного разреза Южно-Долгинской скважины составляет 0,98% (интервал 3170-3211м), Северо-Долгинской 2,83% (интервал 2979-3095 м). Явная ассиметрия обеих распределений говорит о существенном вкладе в общий объем пустотного пространства коллекторов трещинной составляющей, к сожалению практически не изученной.

Представленные в настоящей главе геолого-геофизические модели (рис. 2) позволили автору разработать рациональный комплекс методов поиска и разведки нефтегазовых залежей для конкретных геологических и природно-климотических условий в Печорском море, в районе Приямальского шельфа и акватории Обской и Тазовской губ, в том числе в транзитных (мелководных) зонах, рассмотренный в главе 4.

Рис.2

Глава 4. Разработка, оптимизация и опыт применения современной
комплексной технологии поиска и разведки месторождений
углеводородов на арктическом шельфе

Cложное и чрезвычайно разнообразное строение уже открытых нефтегазовых месторождений на арктическом шельфе РФ, в том числе в Баренцево-Карском регионе, а также  экстремальные климатические условия требуют научного обоснования проведения высокотехничных разведочных работ, применения новейших технологий и технических средств,  продуманной и эффективной организации труда. Все эти вопросы на протяжение ряда лет  решались при непосредственном участии диссертанта.

Специфика ГРР на арктическом шельфе обусловлена следующими факторами:

- продолжением уже открытых на суше месторождений на акваториях, что требует внесения ряда изменений в программу геолого-геофизических исследований, разработанную для сухопутной части продуктивных площадей;

- необходимостью выполнить все работы в кратчайшие сроки, в период очищения от льда акваторий, не превышающего 3-4 месяца в году;

-необходимостью проведения сейсморазведочных работ на мелководье, где сосредоточена значительная часть ресурсов углеводородов;

-высокой стоимостью и технологическими  проблемами бурения поисково-разведочных скважин в пределах арктического шельфа, требующего минимизации объемов поисково-разведочного бурения и выдвигающего высокие требования к технологическому обеспечению сейсморазведки и качеству интерпретации сейсмических материалов.

Особые требования предъявляются к технологическому циклу освоения месторождений, а также к качеству и достоверности оценки петрофизических характеристик продуктивных отложений при, как правило, ограниченном отборе керна и его невысокой информативности.

Существенно повысить информационность комплекса ГРР и минимизировать объем исследований может интегрированная  база данных геолого-геофизической информации по объектам арктического шельфа (В.В. Сидоров, А.Д. Дзюбло и др. 2007). Работа по формированию банка первичной геолого-геофизической информации по инициативе автора начата в 2005г. на основе программного комплекса GeoView, рассмотренного ниже.

4.1.Методы геофизической разведки

4.1.1.Специфика и результаты проведения сейсморазведочных работ в транзитных зонах арктического шельфа

Ближайшим объектом поисков месторождений нефти и газа в Баренцево-Карском регионе является транзитное мелководье. Особенности поисковых работ здесь состоят в том, что такие зоны представляют собой непосредственное продолжение  прилегающих материковых нефтегазоносных бассейнов. Так, мелководье Печорского моря  - подводное продолжение Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Более 50 % ловушек здесь неантиклинального типа, зона развития которых прослеживается на транзитном мелководье. Если поиски литологических, тектонических и стратиграфически экранированных ловушек на суше методами сейсморазведки часто представяют сложную задачу, то в условиях мелководья к этому следует добавить аппаратурно- методические проблемы, а также требование  экологически безопасного проведения работ.

В транзитной зоне как правило используются радиометрические системы регистрации сейсмических данных. Приоритет в аппаратурном обеспечении таких систем принадлежит компаниям Geco-Prakla, Input/Output, CGG, Sercel и др. геофизическим фирмам США и Франции.

Первые поисково-разведочные работы в транзитной зоне арктического шельфа были выполнены ОАО «Газпром» с участием диссертанта силами ФГУП «Севморнефтегеофизика» и ОАО «СевМорГео» в 1998 г. в Печорском море на месторождении Варандей – море. Место заложения первой поисковой скважины было установлено детальными сейсмическими исследованиями 1989 - 1994 гг., качество которых обеспечивали лишь структурные построения. Изучение сложнопостроенного карбонатного резервуара в отложениях нижнепермско-каменноугольного возраста требовало сейсмической информации более высокого уровня, наряду с данными бурения поисково-разведочных скважин. С этой целью в конце 1998г. в транзитной зоне (глубина моря менее 10 м) были проведены сейсморазведочные работы методами объемной(3D) и профильной (2D) сейсморазведки с мелководного судна «Искатель» и гидрографического судна «Горизонт». Площадь съемки 3D составила 48,1 км2.. Система наблюдений включала 8 приемных линий длиной 12 км с расстоянием между ними 600 м и четыре линии возбуждения по 6 пневматических источников («пушек») в каждой. Расстояние между линиями возбуждения составляло 120 м с интервалом отстрела 60 м. Телеметрическая система сбора информации «Teleseis» (фирма «Fairfield Industries») располагалась на базовом судне «Горизонт», привязка GPS в дифференциальном режиме.

Результатом комплексных исследований явилось уточнение геологической модели нижнепермского резервуара, прослежено  продолжение месторождения в сторону суши, расширены контуры нефтегазоносности к югу и выбрана оптимальная точка заложения очередной разведочной скважины в сводовой части Варандейской структуры.

С целью выяснение характера перехода «суша - море» для сеноманских отложений месторождения Каменномысское – море ООО «Газфлот» в 2001 г. провел морские сейсморазведочные работы 2D в зоне предельного мелководья до изобаты 4 м по старт-стопной технологии. Эти исследования были продолжены в 2002 г. на глубинах менее 4 м с использованием телеметрических буйковых станций и мелководных пневмоисточников. В настоящее время в транзитной зоне месторождения Каменномысское – море ведутся работы 3D, которые завершатся в 2009г.

На Северо-Каменномысском месторождении трехмерной съемкой с применением группового пневмоисточника Bolt 2800LL-X общим объемом 745 куб. дюймов (12,2) ООО «Севморгео плюс» было отработано 600 км2. Шаг точек ОГТ составил 25х25 м. Глубина изучения разреза достигла 5 сек. Обработка сейсмических материалов выполнялась в вычислительном центре ООО «Геофизические системы данных» с использованием рабочих станций SUN и пакета ProMAX 3D. Интерпретация сейсмических и геологических данных выполнена с использованием математического обеспечения компании Landmark.

Пути повышения эффективности сейсморазведочных работ
в Баренцево-Карском регионе

Как известно, с увеличением глубины залегания продуктивных толщ разрешающая способность сейсморазведки прогрессивно снижается вследствие уменьшения пористости коллекторов. В этом случае обычно привлекают метод анализа волнового поля, в частности, метод AVO (Amplitude versus offset), основанный на анизотропии сред с различным флюидонасыщением. Однако в условиях Западной Сибири положительных результатов применения AVO до настоящего времени не получено, что объясняется (А. Грегори) недостаточно высокой (менее 30%) пористостью песчано-глинистых коллекторов. Не удается получить удовлетворительные результаты и с привлечением, при обработке материалов сейсмики 3D, метода миграции до суммирования (PSDM) .

В акватории Обско-Тазовской губ и в пределах Ямальского шельфа, в рамках «Программы геологоразведочных работ ОАО «Газпром» на 2002 – 2008 гг.» была выполнена оценка возможности использования спектрального анализа отраженных волн по сеноманским и более глубоким залежам УВ. Расчет амплитудно-частотного спектра проводился в скользящем переменном окне, по различным временным интервалам, что было необходимо для многократного перекрытия рабочего участка по вертикали и горизонтали.

Газовая залежь Бованенковского месторождения отмечалась понижением частот по сравнению с вмещающими породами на величину около 20 Гц.

Представляет интерес недавно разработанный  для изучения зон трещиноватости метод «сейсмолокации бокового обзора» (ВНИИГеосистем).

В последние годы делаются попытки (Н.А. Караев, А.П. Тарков, В.Б. Левант и др.) использовать рассеянную компоненту сейсмологического поля для выделения объемных коллекторских зон, в частности участков трещиноватости в консолидированных породах фундамента.

Исследование сейсмической анизотропии с последующей геологической интерпретацией – одна из важнейших задач современной сейсмологии. Одним из наиболее перспективных в этом отношении методом является многоволновая сейсмика (МСВ) с трехкомпонентным раздельным приемом пакетов продольных, поперечных и объемных волн. По мнению Л.Ю. Бродова (1994) , именно с МВС связанно будущее сейсморазведки при изучении зон тектонических нарушений и трещиноватости. Основой для этого являются исследования поляризации поперечных обменных волн.

Трудности практической реализации метода, особенно в морских условиях, связанны со способом и аппаратурой возбуждения поперечных волн.

4.1.2 Электроразведка

В 2001-2002 г.г. на Каменномысской и Парусной площадях силами «Иркутскгеофизики» по заданию ООО «Газфлот» были проведены работы дифференциально-нормированным методом электроразведки (ДНМЭ) с использованием аппаратуры SGS-E с целью поиска и оконтуривания газовых залежей, выделения геоэлектрических неоднородностей осадочного чехла, исследования зоны распространения мерзлоты под акваторией.

       По результатам этих работ на Каменномысской площади были выделены зоны, соответствующие двум расположенным один под другим аномальным объектам с резко повышенными значениями коэффициента поляризуемости и времени релаксации. Именно такие значения характерны для углеводородных залежей.

Комплексное изучение многолетнемерзлых пород (ММП) в акватории Обской губы методом ДНМЭ было выполнено ЗАО «Пангея» на Адерпаютинской площади (Колесов, Вовк, Дзюбло, Кудрявцева, 2008). Необходимость в таких исследованиях диктуется резким увеличением скорости сейсмических импульсов в толще ММП превышающую в 2 - 3 раза скорость в талых породах. Как показывают расчеты, увеличение мощности ММП на 10 м в условиях Обско-Тазовской губ эквивалентно завышению структурной карты по кровле сеномана приблизительно на 5 метров. Установлено, что мощность ММП, помимо расстояния от берега, контролируется тектоническими нарушениями, что связанно, по- видимому, с повышенными тепловыми потоками вдоль тектонически ослабленных зон.

Кроме того, высокие удельные сопротивления и поляризуемость придонных осадков в зонах ММП позволяет картировать газогидратные скопления. Вышеперечисленные свойства ММП были использованы нами для уточнения геологической модели в сеноманских отложении Адерпаютенской площади, являющейся акваториальным продолжением Семаковского газового месторождения.

4.2. Поисковые геохимические исследования

С целью поиска газоконденсатных залежей в южной части Обской губы было проведено геохимическое опробование донного грунта. Всего было отработанно 500 станций. Определение местонахождения станций осуществлялась по спутниковой системе DGPS с использованием приемо-индикатора С-NAV.

Площадь исследований располагалась в южной части Обской губы, от острова Сенные Пугора Обской губы на юге до мыса Поворотный в Тазовской губе на севере. Глубины в пределах площади изменяются от 0,5 до 15 м, преобладающие в диапазоне 2- 4м. Распространены прибрежные бары с глубиной 0,3-0,5 м.

Проведены аналитические исследования донных проб:

- храмотографический анализ на свободный газ (С1- С6, Н2, СО2, N2 +О 2);

- на легкие углеводороды (жидкие С7- С9, включая ароматические);

- на тяжелые углеводороды (С10-С20).

Основной методикой расчетов служили теоретические разработки ВНИИ геосистем, основные положения которых базируются на явлении парагенезиса субвертикальных зонально-кольцевых геофизических, геохимических и биогеохимических полей.

В соответствии с типовой моделью формирования аномальных геохимических полей концентрации над скоплением углеводородов при обработке геохимической информации в пределах Обской губы выделились по стандартной методике кольцевые аномальные зоны I порядка, включающие наиболее информативные геохимические компоненты: метан (СН4), этан (С2Н6) , сумма С10-С20.

Результаты полевых и лабораторных (аналитических) геохимических работ и анализ полученных данных позволил выделить ряд кольцевых аномальных зон по  наиболее информативным геохимическим компонентам. Эти зоны, по-видимому, приурочены к продуктивным горизонтам осадочного чехла и контролируется структурно-тектоническими элементами Обской губы. Выделение аномалий геохимических полей концентраций, вероятно, связаны с газоконденсатными залежами в более глубоких горизонтах осадочного чехла или располагаются вблизи тектонических нарушений, в свою очередь являющимися проводником газовых компонент С10 – С20 и суммы ТУ (капельно-жидких фракций углеводородов.)

4.3. Поисково-разведочное бурение

Глубокое бурение на приямальском шельфе начато в акватории Обской губы в 2000г. (ООО «Газфлот»), в результате которого открыты месторождения Каменномысское- море, Северо-Каменномысское, Обское и Чугорьяхинское. С 2002г. для  бурения глубоких скважин впервые была использована мелкосидящая СПБУ «Амазон». Для обеспечения высокой скорости бурения, что чрезвычайно важно в условиях короткого летнего периода, экологической и промышленной безопасности, при бурении применялись следующие передовые технологи:

- ГП-ИБР,  обеспечивающие стабильность и расход химреагентов;

- эффективный породоразрушающий инструмент;

- КОС, бурголовки , фибергласовые внутренние трубы;

- оптимальные КНБК, включающие СУБТ, амортизаторы, буровые трубы «Хеви-вейт», утолщенные буровые трубы (предотвращение вибрации и знакопеременных нагрузок на бурильный инструмент и буровое оборудование);

-гидроизлучатели (кольматация стенок скважины и релаксация напряжений);

- гидравлические наддолотные расширители для предотвращения затяжек при подъеме бурильного инструмента после скоростного бурения в глинистых породах.

В результате совершенствования техники и технологии бурения удалось повысить механическую, рейсовую и коммерческую скорость бурения скважин. Широкое использование получили новые типы бурголовок и керноотборного снаряда с привязкой и адаптацией к арктическим условиям, которые позволили ускорить работы по отбору керна и довести его вынос практически до 100%. На некоторых скважинах объем бурения долотами РДС составил около 70%.

При подготовке к бурению поисковых скважин учитывалось, что сеноманский горизонт сложен рыхлыми песками, отбор керна в этих отложениях – очень сложная задача. Чтобы исключить потерю керна во время подъема бурильной колонны, применялись системы полного перекрытия внутренней  керноприемной трубы СППВТ (Full Closure System – FCS). В результате впервые в сеноманских отложениях отобран керн со 100%-ным выносом.

4.4. Геофизические исследования скважин

Исследования проводились в основном аппаратурой компании Halliburton. Применяемый комплекс включал  регистрацию кривых собственной поляризации (SP), удельного электрического сопротивления зондовыми установками бокового (DLL, DFL, MSFL) и индукционного (HRI) каротажа, естественной радиоактивности в интегральном (GK) и спектральном (CSNG) вариантах, вызванной нейтронной активности (DSN), объемной и минеральной плотности (SDC) скоростных и энергетических характеристик (BCS). Состояние ствола скважины, углы и азимуты пересечения слоев разреза контролировали профиле- и наклонометрией (SED).

Материалы ГИС соответствуют современным методическим и метрологическим требованиям и позволяют уверено проводить литологическое расчленение разреза, выделять коллекторы и оценивать их насыщенность.

Анализ эффективности комплекса ГИС

Геофизические исследования скважин на шельфе Баренцево-Карского региона имеют целью уточнение геологической модели залежей УВ, оценку подсчетных параметров продуктивных горизонтов и повышение категорийности запасов нефти, газа и газоконденсата.

Эффективность модели ГИС в поисково-разведочных скважинах определяется, как известно, оптимальностью применяемого комплекса, претерпевшего существенные изменения за период с 1998 года по сегодняшний день, прежде всего за счет привлечения современных методов и аппаратуры. Оптимально подобранный с участием диссертанта комплекс включает разноглубинные электрические, электромагнитные, ядерные и др. виды исследования, в том числе методы определения пористости и вещественного состава. Скважинные геофизические исследования проводились преимущественно аппаратурой компании Halliburton, в скважине №7 Штокмановского месторождения использована аппаратура компании Schlumberger, в скважине №5 Каменномысское-море месторождения исследования выполнены аппаратурой ООО «Тверьгеофизика».

Регистрация показаний основного комплекса ГИС проводилась сборками приборов, что позволило достичь согласованности различных методов по глубине.

В целом выполненный комплекс исследований и технология его проведения обеспечивают уверенное литологическое расчленение разреза, выделение коллекторов, оценку их насыщенности и определение петрофизических параметров (эффективных нефтегазонасыщенных толщин, коэффициентов пористости, проницаемости, глинистости, нефтегазонасыщенности).

       При бурении  скважины №7 Штокмановского месторождения проводились геофизические исследования в процессе бурения (LWD). Комплекс ГИС осуществлялся аппаратурой «INTEQ» фирмы Baker Hughes. Выполнялся комплекс методов, включающий двойной боковой каротаж (ДБК) на основе использования источников высокочастотного и низкочастотного сигналов (Multiple Propagation Resistivity – MPRтм), гамма-каротаж (ГК), нейтронный каротаж (ННК), гамма-гамма каротаж (ГГКп), запись диаметра скважины акустическим каверномером (CALCX), инклинометрию. Наличие таких материалов позволило осуществлять оперативную (во время бурения) корреляцию разреза и корректировку интервалов отбора керна в юрских отложениях.

Достоверность результатов ГИС подтверждена испытаниями в подавляющем большинстве скважин из интервалов, оцененных по ГИС как продуктивные и рекомендованных к испытанию, получены притоки углеводородов. Некоторое снижение эффективности ГИС отмечается в интервалах залегания нижнемеловых отложений месторождений акватории Обской губы, что связано с недоизученностью разреза (отсутствие достоверных данных о минерализации пластовой воды в пластах ТП и недостаточная охарактеризованность керном пластов БЯ).

4.5. Особенности испытаний морских скважин

Специфика испытаний морских скважин связана с необходимостью выполнения  работ в крайне сжатые сроки при соблюдении современных технологий и экологических требований. Процесс испытаний является составной и чрезвычайно важной частью всего технологического комплекса освоения морских скважин.

При проведении геологоразведочных работ на рассматриваемых акваториях в период с 1998 по 2008 г.г. при непосредственном участии и руководстве диссертанта была разработана и внедрена схема инструментального обеспечения испытаний, заканчивания и вторичного вскрытия продуктивных объектов в скважинах морского бурения. При испытании пластов было принято решение использовать полнопроходный пластоиспытатель DST(Drill Steam Test Tools), спускаемый в зависимости от решаемых технологических задач на бурильных или на насосно- компрессорных трубах (НКТ).

Современная технология проведения испытания морских скважин требует, чтобы все операции (вскрытие, освоение и испытание продуктивного объекта в комплексе с методами интенсификации притока) проводились за один спуск инструмента. При этом вторичное вскрытие (перфорация) осуществляется при одновременном создании депрессии на пласт. Указанные особенности позволяют повысить эффективность проводимых работ за счет сокращения числа спусков пластоиспытателя, повышения уровня информативности и обеспечения контроля за процессом испытания скважины, что значительно ускоряет процесс оценки отдельных параметров пластов и запасов углеводородов месторождения в целом.

Совместно с пластоиспытательным оборудованием фирмы «Halliburton» ООО “Газфлот” успешно применял трубные перфораторы ПМТ- 89 и ПКТ - 105 с повышенной пробивной способностью, разработанные и выпускаемые ОАО “ВНИПИвзрывгеофизика”.

По результатам геологоразведочных работ, проведенных в 2000 – 2007 годах на акваториях Обской и Тазовской губ, а также ранее в Печорском море, можно сделать следующие выводы:

- применение новой техники и технологии вторичного вскрытия продуктивных объектов, освоения и испытания морских разведочных скважин в комплексе со всем видами ГГР позволило получить промышленные притоки газа и открыть новые крупные месторождения углеводородов на арктическом шельфе РФ.

- разработанная и внедренная отечественная прострелочно – взрывная аппаратура с зарядами повышенной пробивной способности дает значительное повышение эффективности вторичного вскрытия продуктивных пластов и не уступает по своим характеристикам лучшим зарубежным аналогам.

4.6. Новые технологии некоторых петрофизических исследований неконсолидированных пород

Основную трудность керновых исследований в изучаемом регионе представляет отбор и сохранение свойств керна из неконсолидированных отложений сеномана. При разработке программы петрофизических исследований в продуктивных интервалах сеномана была привлечена методика керноотбора фирмы «Security DBS» снарядами фирмы «Security DBS» с одноразовыми керноприемными трубами, что позволяет провести спектральный и плотностной гамма-каротаж по всем колонкам отобранного керна, оценить его параметры и надежность, привязать к разрезу.

Отобранный керн всесторонне изучали в лаборатории современными методами. Впервые реализована передовая низкотемпературная технология исследования неконсолидированного керна (В.Г. Топорков и др.) включающая:

-        «жесткую» привязку колонки керна к разрезу на основе сопоставления кривой гамма-каротажа с кривой гамма-активности, полученной путем «каротажа» по колонке керна;

-        цветное фотографирование при дневном и ультрафиолетовым освещении отшлифованной поверхности вдоль  разрезанной колонки керна;

-        растровую электронную микроскопию и рентгеноструктурный анализ;

-        определение проницаемости по всей колонке керна;

-        ЯМР исследования в сильном искусственном магнитном поле;

-        полный комплекс петрофизических исследований на стандартных замороженных в жидком азоте образцах (цилиндрах).

Применение низкотемпературной технологии при работе с рыхлым керном дало возможность впервые для сеноманских отложений получить достоверные характеристики по ФЕС пластов и вмещающих пород, проследить все фазы формирования коллекторов вскрытого разреза сеномана для построения адекватных геологических моделей открытых залежей углеводородов. Для определения характера насыщения разреза, распределения углеводородов в породе, оценки трещиноватости в карбонатных коллекторах, процессов преобразования пород продуктивной толщи на стадии катагенеза  использовались цветные цифровые изображения в белом и ультрафиолетовом цвете. Компьютерная обработка изображений позволила получить количественную характеристику емкости каверн и трещин, дать оценку доли водонасыщенных пород в общем объеме продуктивного коллектора и ряд других характеристик.

Использование метода ядерно-магнитного резонанса в сильном магнитном  поле позволило существенно расширить круг решаемых задач, получаемых на керновом материале, особенно при определении эффективной пористости и остаточной водонасыщенности коллекторов продуктивной толщи.

4.6.1. Оценка фильтрационно-емкостных свойств неконсолидированных пород сеномана методом ЯМР

Высокая пористость в сочетании с высокой остаточной газонасыщенносью в прискважинной зоне в разрезе сеномана оказывают крайне негативное влияние практически на все методы каротажа, снижая их достоверность. Это влечет за собой ошибки в оценке продуктивных интервалов, часто всю толщу в таком разрезе относят к продуктивной.

Пористость вмещающих пород и продуктивных сеноманских пластов практически одинаковая и лежит в пределах 25 – 45%. Проницаемость вмещающих пород по газу на сухих образцах от 0,1 мД – 1Д; продуктивных разностей 0,10 – 1Д.

Для решения проблемы оценки параметров продуктивных интервалов в рассматриваемом разрезе нами проведены исследования керна на ЯМР-релаксометре, позволяющие уточнить понятие «вмещающая порода – коллектор » для сеноманских отложений.

В результате проведенных исследований установлено, что использование данных проницаемости по газу, получаемых на сухих образцах керна, не характеризует истинную проницаемость породы в пласте. Сухие образцы из пластов алевритов с пористостью до 35%, содержащие набухающие глинистые минералы в цементе, имеют проницаемость по газу до 1Д. На этих образцах были получены кривые «капиллярное давление - насыщенность» в термобарических условиях. Остаточная водонасыщенность составляла величину от 75 до 90%. Как показали исследования методом ЯМР в пластах, где минералы глин представлены преимущественно  монтмориллонитом, эффективная  пористость практически нулевая.

Использованная нами методика расчета проницаемости по данным ядерно-магнитных исследований рассмотрена в разделе 3.4.5. диссертации. Отметим, что из всех известных методов ГИС только метод ЯМР  позволяет непосредственную оценку проницаемости по данным скважинных измерений.

4.6.2.Измерение удельной поверхности (S0) методом
низкотемпературной адсорбции азота

Эти исследования имели целью установить влияние дисперсности полимиктовых коллекторов Западной Сибири, в том числе продуктивных отложений неокома Баренцево-Карского региона на фильтрационно–емкостные свойства.

К числу наиболее значимых для практики результатов можно отнести возможность в ряде случаев заменить длительные и дорогостоящие методы изучения дисперсности (глинистости)  продуктивных отложений, в первую очередь рентгеноструктурный анализ, экспрессным методом низкотемпературной адсорбции инертного газа.  Как показали исследования, выполненные автором на материале полимиктовых коллекторов изучаемого региона,  изменение величины S0 могут служить диагностическим признаком  стадийности преобразования (вторичных изменений) этих пород и степени усложнения их  структуры, что в свою очередь оказывает решающее влияние на фильтрационно-емкостные характеристики продуктивных горизонтов.

4.6.3. Ртутная порометрия

Морфология пустотного пространства карбонатных коллекторов пермо-карбона скв.1 Северо-Долгинская изучалась нами с помощью ртутной порометрии.

Изучение пустотного пространства горных пород этим методом позволяет за один анализ получить более 12 характеристик образцов.

Анализ результатов показал, что пористость исследованных образцов составляет от 1,94 % до 11,57%, из которой неэффективная ее часть для углеводородов изменяется от 0,05% до 1,28%. Интересно отметить, что в некоторых образцах с гл. 2990,24 м и гл. 2990,97 м установлено присутствие закрытой пористости с диаметром пор dпор<0,0169 мкм и dпор<0,01 мкм соответственно, поскольку в течении 8 часов не удалось достичь равновесия давления при 1200 атм. и 1219 атм. Закрытые поры работали как амортизаторы. По условиям работы прибора равновесное давление на каждой выбранной точке устанавливается в течении 10-30 сек.

  4.7. Разработка интегрированной базы геолого-геофизичесской информации по объектам арктического  шельфа

Освоение арктического шельфа, увеличение объемов и расширение спектра поисково-разведочных работ приводит к ежедневному увеличению на сотни гигабайт геофизической, промысловой, технической, геоэкологической и экономической информации. При этом не безразлично как организовано хранение накопленного материала, как организован доступ к нему специалистов компании, какова система надежности хранения и защиты информации.

В 2005 г. по инициативе и под руководством диссертанта ООО «Газфлот» начало работу по формированию банка первичной геолого-геофизической информации (БД). В основу БД был положен программный комплекс GeoView, базирующийся на принципах архивного характера банка данных и его независимости от программ обработки и интерпретации. Модель хранения данных основана на международных стандартах по хранению геолого-геофизической и промысловой информации POSC Epicentre v.2.2 и адаптирована к российской геологической школе.

Реализованная БД содержит общие сведения о скважине, конструкции и инклинометрии ствола скважины. В ней определены идентификаторы скважины, привязка по координатам к геологическому объекту, даты начала и конца бурения, проектная и фактическая глубина, геологический возраст забоя, состояние скважины и др.

Информация о стратиграфическом расчленении разреза и отметок залегания пласта (блок БД) разделена на подразделы: литостратиграфическую,  хроностратиграфическую и биостратиграфическую классификационные системы. «Хроностратиграфическими единицами» служат обычные иерархические единицы, принятые в геологии – от энотемы и эротемы до ярусов и подъярусов. Биостратиграфическая классификация включает биостратиграфическую зону (интервал) скопления ископаемых органических остатков, характерных для данной стратиграфической единицы, и биостратиграфическую зону фаунистической ассоциации.

Блок информации по хранению результатов лабораторных исследований керна (например, коэффициенты пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности, плотность, карбонатность, гранулометрический состав и пр.) позволяет хранить данные в двух форматах: в виде реляционных таблиц согласно физической модели БД или в виде отдельных электронных документов формата Excel, Word или скан-образов с соответствующим набором поисковых параметров.

Геолого-геофизические отчеты, дела скважин или отдельные документы (карты, диаграммы, фотоснимки), хранящиеся в базе данных, представляются в виде набора файлов Word, Excel, ASCII, копий проектов различных программных комплексов, сканированных образов бумажных документов, однако это могут быть и собственно бумажные документы, хранящиеся в геологических фондах. Для хранения документов в БД стандартами POSC используется схема информационного каталога документов, предложенная POSC (E&P Cataloguing Standards v.0.5).

Блок по хранению сейсморазведочной информации предусматривает передачу на хранение основных видов сейсмических данных: общая информация о методике, аппаратуре и программном обеспечении, применявшихся при проведении полевых работ и обработке данных; описание геометрии наблюдений, альтитуды рельефа на пунктах сейсмических наблюдений; данные полевой сейсморазведки 2Д и 3Д, сейсмограммы до суммирования (ОТВ или ОГТ) и после суммирования, статические поправки и скорости суммирования и миграции, вертикальное сейсмическое профилирование и сейсмокаротаж.

Четырехлетний опыт работы с данным комплексом подтвердил эффективность его применения. В настоящее время проводится активная работа по систематизации и вводу имеющейся информации, включая данные по поисково-разведочным скважинам и другим объектам арктического шельфа.

Глава V. Ресурсная база и результаты применения разработанного комплекса поисково-разведочных работ на нефть и газ на основе геологических и петрофизических моделей

    1. Ресурсы, запасы газа и жидких углеводородов Баренцево-Карского региона

Поисково-разведочными работами на континентальном шельфе России установлено, что недра почти всех акваторий страны (за исключением Белого моря) перспективны в отношении нефтегазоносности. В пределах континентального шельфа России начальные извлекаемые суммарные ресурсы углеводородов (НСР УВ) составляют около 100 млрд.  тонн условного топлива, причем их основная часть представлена ресурсами свободного газа (порядка 76 трлн. куб. м).

По нефтегазовому потенциалу ведущее место принадлежит недрам арктических морей – Баренцева, Печорского, Карского (см. таблицу 1). По прогнозным оценкам здесь сосредоточены 85 % потенциальных извлекаемых ресурсов газа, нефти, конденсата. В недрах Баренцева и Карского морей основная доля ресурсов УВ представлена газом, в недрах Печорского моря преобладают нефтяные УВ.

Таблица 1 – нефтегазовый потенциал Баренцева, Печорского и Карского морей

Шельфы морей

Площадь, тыс. км2

Разведанные запасы, геол./извлек.* млн.т.у.т.

Всего НСР геол./извлек.* млн.т.у.т.

Общая

Перспективная

Баренцево море

1142,9

735,9

4006/4002

25735/23366

Печорское море

132,3

132,3

1730/621

10844/5222

Карское море

1080,6

1080,6

2950/2860

44680/37218

* оценка ресурсов выполнена ООО «ВНИИГАЗ» по состоянию на 1.01. 2001 г.

5.2. Результаты  внедрения  предложенного комплекса технологий ГРР на российском арктическом шельфе

Рациональный комплекс технологий, предлагаемый автором для поисков и разведки нефтегазовых месторождений на арктическом шельфе, включая мелководные транзитные зоны, представлен на рисунке 3.

Рис. 3

Разработанная схема была реализована при изучении продуктивного карбонатного комплекса мезозоя на нефтяных месторождениях Печорского моря (Долгинское, Медынское-море, Варандей-море), а также терригенных отложений газоконденсатного Штокмановского месторождения (юрский комплекс) и газовых месторождений Обско-Тазовской губы (сеноманские отложения). Ниже дается краткая характеристика этих месторождений.

Баренцево море

Штокмановское газоконденсатное месторождение расположено в центральной части Баренцева моря, в 560 км от берега. Глубина дна моря 280-380 м. В поисковое бурение площадь введена в 1988 г., в этом же году открыто месторождение. На месторождении пробурено 7 скважин. Максимальная вскрытая глубина осадочных отложений – 3153 м (скв.1). Наиболее древние вскрытые отложения – триасовые.

Продуктивность месторождения связана с терригенными отложениями средней юры. Здесь открыты 4 газоконденсатные залежи в пластах Юо, Ю1 Ю2, Юз. Содержание стабильного конденсата от 5,4 до 14,1 г/м3.

Выявленные залежи – пластовые сводовые. Основные запасы газа сосредоточены в залежах пластов Юо и Ю1. Коллекторами являются мелкозернистые алевритистые песчаники, иногда с прослоями песчаных алевролитов, обладающих высокими фильтрационно-емкостными свойствами.

Месторождение по запасам газа – уникальное.

Месторождение подготовлено к разработке.

Печорское море

Долгинское нефтяное месторождение расположено в юго-восточной части Печорского моря в 80 – 110 км от берега. Месторождение открыто в 1999 г. Пробурены 3 поисковые скважины. По результатам бурения 2-х скважин на Южно-Долгинском и Северо-Долгинском поднятиях и сейсморазведки 3Д, структуры объединили в единое месторождение. Максимальная вскрытая глубина осадочных отложений – 3900 м (скв. №1 Южно-Долгинская). Наиболее древние вскрытые отложения – верхнедевонские.

По результатам поисково-разведочных работ в нижнепермско-каменноугольных карбонатных отложениях выявлена крупная залежь нефти массивного типа. Промышленная продуктивность этих отложений подтверждена опробованием в скважине №1 Южно-Долгинская. В верхнепермских терригенных отложениях по материалам ГИС выделяют 4 залежи нефти пластового типа, которые испытанием не подтвердились.

Месторождение находится в разведке.

Нефтяное месторождение Варандей-море расположено в юго-восточной части Печорского моря. Глубины дна моря от 1-2м вблизи береговой линии до 20м.

Структура подготовлена к поисковому бурению в 1979г. Месторождение открыто в 1995г. Пробурено 2 поисковые скважины. Максимальная вскрытая глубина осадочных отложений – 2556 м (скв. №1). Наиболее древние вскрытые отложения – верхнедевонские.

По материалам ГИС, керну и испытанию  скважин в пределах структуры Варандей-море выявлена залежь нефти в отложениях карбонатного комплекса нижней перми – верхнего+среднего карбона. Залежь массивно-пластового типа, контролируется структурно-тектонической ловушкой. Залежь включает три горизонта.

Месторождение находится в разведке.

Нефтяное месторождение Медынское-море расположено в юго-восточной части Печорского моря. Ближайшие месторождения на шельфе Печорского моря – нефтяные Приразломное, Варандей-море. Структура подготовлена к поисковому бурению в 1981г. В 1994г. на ней проводились детализационные работы МОВ ОГТ.

Месторождение Медынское-море открыто в 1997г. бурением поисковой скважины 1. По результатам интерпретации материалов ГИС все коллекторские пласты в карбонатном комплексе нижней перми, среднего и нижнего карбона характеризуются как нефтенасыщенные. Отдельные нефтенасыщенные пласты выделены в отложениях фаменского и верхнефранского ярусов верхнего девона.

По результатам опробования и материалам ГИС на месторождении Медынское-море  предполагается наличие четырех самостоятельных залежей нефти:

Карское море

Обская и Тазовская губы

Северо-Каменномысское газоконденсатное месторождение. Месторождение расположено в акватории Обской губы, вблизи от разрабатываемого на суше Ямбургского месторождения. Глубины дна губы в районе месторождения 10-15 м. Месторождение открыто в 2000 году. Пробурено 7 скважин. Максимальная вскрытая глубина осадочных отложений - 2840 м. Наиболее древние вскрытые отложения – готерив-валанжинские.

В разрезе месторождения в терригенных отложениях сеномана выявлена залежь газа. Отложения альба и апта обводнены. Пласты-коллекторы представлены песчано-алевролитовыми породами с высокой пористостью. Выявленная сеноманская залежь массивного типа. В отложениях готерив-валанжина выявлены три пластовые залежи.

Каменномысское-море газовое месторождение. Месторождение расположено в акватории Обской губы, вблизи от разрабатываемого на суше Ямбургского месторождения. Глубины дна губы в районе месторождения 4-11 м. Месторождение открыто в 2000 году. Пробурено 7 скважин. Максимальная вскрытая глубина осадочных отложений - 2840 м. Наиболее древние вскрытые отложения – готерив-валанжинские.

В разрезе месторождения в терригенных отложениях сеномана выявлена залежь газа массивного типа. Отложения альба и апта обводнены. Пласты-коллекторы представлены песчано-алевролитовыми породами с высокой пористостью.

По величине запасов месторождение относится к крупным.

Сеноманская залежь газа завершена разведкой.

Перспективы прироста запасов газа месторождения Каменномысское-море связываются с нижележащими неизученными бурением перспективными комплексами нижней-средней юры. Для их изучения потребуется бурение поисковых скважин глубиной 3000-3500 м.

Обское месторождение. Месторождение расположено в акватории Обской губы, в 15 км от берега, вблизи от разрабатываемого на суше Ямбургского месторождения. Глубины дна губы в районе месторождения 4-8 м. Месторождение открыто в 2003 году. Пробурена 1 скважина. Максимальная вскрытая глубина осадочных отложений – 2230 м. Наиболее древние вскрытые отложения – аптские.

Перспективы прироста запасов газа Обского месторождения связываются с нижележащими неизученными бурением перспективными комплексами готерива-валанжина и нижней-средней юры. Для их изучения потребуется бурение поисковых скважин глубиной 3000-3500 м.

Чугорьяхинское месторождение. Месторождение расположено в акватории Тазовской губы, вблизи от разрабатываемого на суше Ямбургского месторождения. Глубины дна губы в районе месторождения 8-10 м. Месторождение открыто в 2002 году. Пробурено 3 поисковые скважины. Максимальная вскрытая глубина осадочных отложений – 2565 м. Наиболее древние вскрытые отложения – барремские.

В разрезе месторождения в терригенных отложениях сеномана выявлена залежь газа массивного типа. Пласты-коллекторы представлены песчано-алевролитовыми породами с высокой пористостью.

Семаковское газовое месторождение. Месторождение административно приурочено к Тазовскому району и расположено в 120 км к северо-северо-востоку от пос. Ямбург. Участок объединяет акваторию Тазовской губы и прилегающую сушу.

В пределах акватории и суши проведена соответственно морская и наземная сейсморазведка. Неизученной осталась «транзитная» зона (прибрежная полоса акватории шириной 6-8 км). Глубина воды в пределах акватории – 5-7 м. На суше пробурено восемь поисково-разведочных скважин.

Результаты проведенных поисково-разведочных работ однозначно свидетельствуют об открытии на шельфе Западной Арктики новой крупной сырьевой базы России, соизмеримой по общему потенциалу углеводородов с соседними нефтегазоносными провинциями суши (таб.2).

Таб.2.  Ресурсная база месторождений нефти и газа, открытых и изученных с участием автора.

Месторождение

Год открытия

Флюид

Запасы, млн.т.у.т.

С1

С2

С1+С2

Печорское море

Долгинское

1999

нефть

0,89

234,92

235,81

Медынское-море

1997

нефть

8,93

82,44

91,37

Варандей-море

1995

нефть

1,83

3,98

5,81

Итого

11,65

321,34

332,99

Баренцево море

Штокмановское

газ/конденсат

3 780

72,1

3 852,1

Обская и Тазовская губы

Каменномысское-море

2000

газ

534,74

-

534,74

Северо-Каменномысское

2000

газ/конденсат

403,13/2,49

27,07/1,25

430,20/3,74

Обское

2003

газ

4,77

-

4,77

Чугорьяхинское

2002

газ/конденсат

42,49/1,64

4,39/0,20

46,88/1,84

Семаковское

1991

газ

219,9

133,6

353,5

Итого

1209,16

166,51

1375,67

Всего

5 000,81

559,85

5560,76

Приросты запасов УВ по месторождениям, приведены в табл. 5.2, достигнуты в результате производственной деятельности ООО «Газфлот» при непосредственном участии диссертанта. Внедрение передовых технологий поиска и разведки обеспечило высокую эффективность геологоразведочных работ, в частности стоимость прироста 1 т у.т. в период 2004-2007 гг. составила менее 30 рублей.

Заключение

Диссертация представляет собой комплексное научное исследование, направленное на совершенствование методик и технологий изучения природных резервуаров арктического шельфа. В работе, на основе анализа обширного фактического геолого-геофизического, петрофизического и геохимического материала по арктическому шельфу:

-        показано единство строения и нефтегазоносности одновозрастных отложений Баренцево-Карского региона Российского шельфа и Северных морей Европы;

-        обобщены результаты изучения коллекторского потенциала осадочных комплексов региона в широком временном диапазоне и установлена их региональная перспективность;

-        усовершенствованны и адаптированы к условиям арктического шельфа геолого-геофизические и петрофизические модели продуктивных отложений, использованные диссертантом для повышения эффективности ГРР на арктическом шельфе;

-        на основе анализа существующих технологий освоения газонефтяных месторождений Баренцево-Карского региона предложена и реализована схема комплексных технологий при поиске и разведке УВ на арктическом шельфе, в том числе в мелководных транзитных зонах;

-        разработана и реализуется интегрированная база геолого-геофизической информации по объектам арктического шельфа;

-        экономическая оценка показала, что применение в процессе поисков и разведки месторождений нефти и газа достижений научно-технического процесса позволило повысить эффективность проведенных ГРР: снизить затраты на прирост единицы запасов на 1 м проходки; уменьшить время на поисково-разведочные работы; сократить количество сухих скважин.

Основные  работы по теме диссертации

  1. Влияние вещественного состава полимиктовых юрских отложений севера Тюменской области на их емкостные и фильтрационные свойства // Тезисы 2-ой Всесоюзной конференции «Коллекторы нефти и газа на больших глубинах, М., 1978 г., с.98-99.
  2. Влияние вещественного состава полимиктовых коллекторов юрских отложений севера Тюменской области на их емкостные и фильтрационные свойства // Коллекторы нефти и газа на больших глубинах, МИНХиГП им.И.М.Губкина, М., 1980 г., с.155-163.
  3. Сравнительная характеристика коллекторов юры и нижнего мела месторождений севера Тюменской области // Проблемы нефти и газа Тюмени, научно-технический сборник, Тюмень, вып.52, 1981 г., с.23-27.
  4. Особенности юрских и нижнемеловых терригенных коллекторов на севере Тюменской области // Известия ВУЗов, серия «Геология и разведка» №2, 1983 г., с.40-47 (Соавтор Д.Д. Котельников).
  5. Влияние литолого-структурных особенностей на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов тюменской свиты Западной Сибири // Сб. «Структурные и литолого-фациальные критерии нефтегазоносности», Труды ИГиРГИ, 1983 г., с.80-92 (Соавтор М.С. Зонн).
  6. Удельная поверхность пород-коллекторов нефти и газа (петрофизические исследования) // Геологическая изученность и использование недр: научно-технический информационный сборник, АО «Геоинформмарк», М., вып.5-6, 1994 г., с.3-13.
  7. Геолого-технические аспекты разработки углеводородов Печорского шельфа на примере месторождения Варандей-море // Труды 3-й международной конференции «Освоение шельфа Арктических морей России», С-Пб, 1997 г., с. 271-278 (Соавторы Б.А. Никитин, В.С. Вовк, А.Я. Мандель, Э.Б. Акопян, В.Г. Гаврилов).
  8. Особенности геологического строения и задачи доразведки нефтяного месторождения Варандей-море // Труды Третьей Международной Конференции «Освоение шельфа Арктических морей России», С-Пб, 1997 г., с. 298-307 (Соавторы Е.В. Захаров, А.Н. Тимонин, А.Е. Сусликов).
  9. Характеристика, распространение и генезис коллекторов палеозойских отложений юго-восточной части Печорского моря // Труды Четвертой Международной Конференции «Освоение шельфа Арктических морей России», С-Пб, 1999 г., с. 219-222 (Соавторы И.Г. Агаджанянц, М.С., Зонн, И.А. Таныгин).
  10. Комплексирование данных глубоководной сейсморазведки 3Д и сейсморазведки в переходной зоне суша-море для решения геологических задач на месторождении Варандей-море // Труды Четвертой Международной конференции «Освоение шельфа Арктических морей России», С-Пб, 1999 г., с. 165-171 (Соавторы Б.А. Никитин, В.С. Вовк, И.Г. Агаджанянц, В.Н. Мартиросян, И.В. Рабен).
  11. Подготовка сырьевой базы на арктическом шельфе // Газовая промышленность, №7, 1999 г., с. 6-10 (Соавторы Б.А. Никитин, В.С. Вовк, Е.В. Захаров, А.Я. Мандель, А.Н. Тимонин).
  12. Коллекторский потенциал и нефтегазоносность шельфа Печорского моря (на примере площади Медынское-море) // XV Губкинские чтения «Перспективы, направления, методы и технологии комплексного изучении нефтегазоносности недр», М., 1999 г., с. 26-27 (Соавтор В.В. Поспелов).
  13. Геологическое строение акватории Обской и Тазовской губ по результатам сейсморазведочных работ 1995-1998 гг. // Теория и практика морских геолого-геофизических исследований, Геленджик, 1999 г., с. 126-127 (Соавторы В.С. Вовк, И.Г. Агаджанянц).
  14. Результаты геолого-геофизических исследований сеноманских отложений шельфа Обской губы Карского моря // Всероссийская научная конференция «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна», Тюмень, 2000 г., с. 48-50 (Соавторы В.Г. Драцов, В.Г. Топорков, В.А. Холодилов).
  15. Распространение коллекторов и нефтегазоносность Печорского моря // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа, материалы четвертой международной конференции, изд. МГУ, М., 2000 г., с. 82-84.
  16. Геохимия рассеянного органического вещества пород и нефтей каменноугольных и девонских толщ месторождения Медынское-море // Геология нефти и газа, №1, 2001 г., с. 53-61 (Соавторы Г.Н. Гордадзе, М.С. Зонн, И.А. Матвеева).
  17. Результаты поисково-разведочных работ на Долгинском нефтяном месторождении в Печорском море // Труды Пятой Международной конференции «Освоение шельфа Арктических морей России», С-Пб, 2001 г., с. 91-95 (Соавторы А.Я. Мандель, В.А. Холодилов).
  18. Сравнительная характеристика залежей нефти на месторождениях Варандей-море и Медынское-море // Геофизика, №4, М., 2001 г., с. 56-58 (Соавторы Б.Ю. Вендельштейн, М.А. Беляков, Н.В. Костерина, Н.В. Фарманова).
  19. Опыт использования промыслово-геофизической аппаратуры производства компании «Halliburton» на акватории Баренцева моря // Юбилейная научная сессия «Нефтегазовое образование и наука: итоги, состояние и перспективы», посвященная 70-летию РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, М., ИРЦ Газпром, 2001 г., с. 55-59 (Соавторы И.Г. Агаджанянц, Н.В. Езепенко).
  20. Геологическое строение месторождения Варандей-море по данным сейсмической съемки 3Д // Юбилейная научная сессия «Нефтегазовое образование и наука: итоги, состояние и перспективы», посвященная 70-летию РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, М., ИРЦ Газпром, 2001 г., с. 50-55 (Соавтор И.Г. Агаджанянц).
  21. Современная техника и технология освоения и испытания разведочных скважин в условиях арктического шельфа // Юбилейная научная сессия «Нефтегазовое образование и наука: итоги, состояние и перспективы», посвященная 70-летию РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, М., ИРЦ Газпром, 2001 г., с. 59-77 (Соавторы Б.А. Никитин, В.Г. Грон, А.Я. Мандель, М.Л. Цемкало).
  22. Результаты поисково-разведочных работ на Долгинском нефтяном месторождении в Печорском море // Труды пятой Международной конференции «Освоение шельфа арктических морей России», С-Пб, 2001 г., с. 91-95 (Соавторы А.Я. Мандель, В.А. Холодилов).
  23. Изучение методами ГИС и керна терригенных и карбонатных коллекторов триаса, перми и карбона шельфа Баренцева моря // Труды пятой Международной конференции «Освоение шельфа арктических морей России», С-Пб, 2001 г., с. 54-58 (Соавторы Б.Ю. Вендельштейн, В.А. Костерина, Л.Г. Абдрахманова, М.А. Беляков, Н.В. Фарманова, В.Г. Драцов, В.Г. Топорков).
  24. Оценка подсчетных параметров терригенных газонасыщенных коллекторов сеномана шельфа Обской губы Карского моря // Труды пятой Международной конференции «Освоение шельфа арктических морей России», С-Пб, 2001 г., с. 64-68 (Соавторы В.А. Костерина, Л.Г. Абдрахманова, М.А. Беляков, Н.В. Фарманова, В.Г. Драцов, В.Г. Топорков).
  25. Результаты применения новой техники и технологии при проведении ГИС и испытания поисковых скважин, пробуренных на структурах Обской губы // Вестник Ассоциации Буровых Подрядчиков №1, 2002 г., с. 5-11 (Соавторы А.Я. Мандель, В.Г. Грон, В.А. Холодилов, Н.В. Езепенко, И.Н. Гайворонский).
  26. Результаты освоения газонефтяных месторождений арктического шельфа РФ на стадии ГРР с применением нового поколения отечественного прострелочного оборудования // Каротажник, Тверь, №106, 2003 г., с. 106-120 (Соавторы Б.А. Никитин, А.Я. Мандель, В.А. Холодилов, В.Г. Грон, И.Н. Гайворонский, А.Р. Ликутов).
  27. Результаты геологоразведочных работ ОАО «Газпром» и перспективы поисков месторождений углеводородов на арктическом шельфе России // Труды RАО-03, С-Пб, 2003 г., с. 42-45 (Соавторы Б.А. Никитин, В.С. Вовк, А.Я. Мандель, В.А. Холодилов).
  28. Результаты и перспектива геологоразведочных работ, проводимых ООО «Газфлот» на арктическом шельфе Российской Федерации // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе №3, ВНИИОЭНГ, 2004 г., с. 7-19 (Соавторы А.Я. Мандель, В.А. Холодилов, В.Г. Грон).
  29. Опыт и перспектива применения нового поколения отечественного прострелочного оборудования при проведении геологоразведочных работ на арктическом шельфе Российской Федерации // Вестник Ассоциации Буровых Подрядчиков №2, 2004 г., с. 30-39 (Соавторы Б.А. Никитин, А.Я. Мандель, В.А. Холодилов, В.Г. Грон, И.Н. Гайворонский, А.Р. Ликутов, К.Б. Колмыкова).
  30. Перспективы поисков месторождений углеводородного сырья на арктическом шельфе России // Стратегия развития и освоения сырьевой базы основных энергоносителей России, Тезисы докладов Международной научно-практической конференции, ВНИГРИ, С-Пб, 2004 г., с. 34-36 (Соавторы В.А. Холодилов, А.А. Карцев, К.А. Мандель).
  31. Опыт проведения и результаты геологоразведочных работ в ОАО «Газпром» в транзитном мелководье арктического шельфа // Транзитное мелководье – первоочередной объект освоения углеводородного потенциала морской периферии России, С-Пб, 2004 г., с. 220-225, (Соавторы А.Я. Мандель, В.А. Холодилов).
  32. Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности нижне-среднеюрских и доюрских отложений севера Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений №8, М., 2004 г., (Соавторы Т.А. Кирюхина, М.С. Зонн).
  33. Применение новых технологий исследования керна скважин арктического шельфа // ООО «Газфлот» - 10 лет на арктическом шельфе, М., Изд. «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, 2004 г., с.191-207 (Соавторы В.Г. Топорков, С.Ю. Рудаковская).
  34. Строение разрезов и нефтегазоносность визейско-нижнепермского нефтегазоносного комплекса Долгинского вала в акватории Печорского моря // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений №9, ВНИИОЭНГ, 2004 г., с.18-23 (Соавтор М.С. Зонн).
  35. Научно-производственный опыт проведения геологоразведочных работ в акваториях Обской и Тазовской губ // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений №9, ВНИИОЭНГ, 2004 г., с.28-35 (Соавторы В.А. Холодилов, Н.А. Туренков, А.Ф. Огнев, А.А. Нежданов, С.А. Горбунов, В.В. Огибенен).
  36. Научно-производственный опыт проведения геологоразведочных работ в акваториях Обской и Тазовской губ // Газовая промышленность №2, М., 2005 г., с. 37-39 (Соавторы В.А. Холодилов, Н.А. Туренков, А.Ф. Огнев, А.А. Нежданов, С.А. Горбунов, В.В. Огибенин).
  37. Современные технологии поиска и разведки углеводородов и результаты их применения на арктическом шельфе // Труды RAO/CIS OFFSHOR-2005, С-Пб, 2005 г., с. 156-162 (Соавторы А.Я. Мандель, А.Ю. Карцев, В.А. Холодилов).
  38. О формировании единой базы данных геолого-геофизической информации, полученной в процессе бурения скважин на шельфе морей // Нефть и газ юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей-2005, Тезисы докладов, Геленджик, 2005 г., с. 19-20 (Соавтор В.В. Сидоров).
  39. Результаты применения современных технологий поиска и разведки углеводородов на арктическом шельфе // Нефть, Газ и Бизнес №4, 2006 г., с. 18-23.
  40. Perspectives of the Western Siberia Purtaz region oil and gas resources development // International Conference «Oil and Gas Habitats of Russia and Surrounding Region», London, 2006 г., с. 26 (Соавторы В.П. Гаврилов, В.В. Поспелов, В.А. Холодилов).
  41. Ресурсная база акваторий Обской и Тазовской губ и ее освоение в целях стабилизации добычи газа в Надым-Пур-Тазовском регионе // Тезисы Международной научно-технической конференции «Нефть, газ Арктики», Москва, 2006 г., с. 41-42 (Соавторы А.Я. Мандель, В.А. Холодилов).
  42. Оценка запасов газа сеноманских залежей в акватории Обской и Тазовской губ Карского моря // Тезисы Международной научно-технической конференции «Нефть, газ Арктики», Москва, 2006 г., с. 50 (Соавторы В.А. Холодилов, В.Г. Драцов, В.Ю. Трухин, Т.Д. Наказная).
  43. О разработке интегрированной базы данных геолого-геофизической информации по объектам Арктического шельфа // RAO/GIS offshore 2007, Сборник аннотаций докладов, С.-Петербург, Химиздат, 2007, с.54 (Соавторы В.А. Холодилов, Р.А. Пискунов, А.А. Лаптев, В.В. Сидоров).
  44. Нефтегазоносность и перспективы поисков новых залежей, месторождений углеводородов в нижнемеловых отложениях в акватории Обской и Тазовской губ // RAO/GIS offshore 2007, Сборник аннотаций докладов, С.-Петербург, Химиздат, 2007, с.125 (Соавторы: В.А. Холодилов, М.Л. Цемкало, Н.Г. Корюкина, А.Я Мандель).
  45. Прогноз нефтегазоносности Долгинской площади по результатам моделирования на оптически-активных материалах // Геология нефти и газа №3, 2008 г., с. 2-5 (Соавторы: В.С. Вовк, Т.В. Дмитриевская, С.Г. Рябухина, А.В. Зайцев).
  46. Коллекторный потенциал рифогенных палеозойских отложений юго-восточной части Печорского моря // Газовая промышленность №6, 2008 г., с. 62-65.
  47. Особенности проявления тектонических элементов и месторождений углеводородов района Обской и Тазовской губ в аномалиях потенциальных полей // Нефтяное хозяйство №8, 2008 г., с.28-33 (Соавторы: В.С. Вовк, В.В. Колесов, А.А. Чернов).
  48. Разведка и обустройство месторождений в прибрежной зоне Обской губы //Газовая промышленность №12,2008г., с.66-68 (Соавторы: В.В. Колесов, В.С. Вовк, Е.О. Кудрявцева).

М О Н О Г Р АФ И Я

«Коллекторы юрского нефтегазоносного комплекса севера Западной Сибири, М., Наука, 1990 г., 88с. (Соавтор М.С. Зонн).

 





© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.