Электронный научный журнал
Международный студенческий научный вестник
ISSN 2409-529X

ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ СЕНОН-ТУРОНСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ

Усачев А.С. 1
1 ФГБОУ ВО "Тюменский индустриальный университет"
Надсеноманские отложения Западной Сибири являются нетрадиционным для нефтегазовой геологии объектом изучения и относятся к трудноизвлекаемым запасам углеводородного сырья, которые не могут эффективно отбираться с применением традиционных методов разработки по геологическим и технологическим причинам. Продуктивность надсеноманских отложений доказана в газсалинской пачке кузнецовской свиты на прилегающих к Большехетскому проекту территориях и в дорожковской свите Тагульского месторождения на Большехетском проекте. Туронский НГК продуктивен в Тазовском районе на Заполярном, Новочасельском и Южно-Русском месторождениях; в Ямало-Уренгойском районе – на Южно-Мессояхском, Тэрельском, Северо-Ханчейском, Харампурском и Ленинградском месторождениях; в Омско-Ларьякском – на Верхнеколик-Еганском и Варынгском месторождениях; в Усть-Енисейском – на Тагульском месторождении. Продуктивные отложения представлены чередованием глинисто-алевритовых и песчаных пачек. Залежи газовые, пластово-сводовые.
трудноизвлекаемые запасы
газ
сеноман
сенон
турон
1. Перспективы нефтегазоносности надсеноманских отложений на Большехетском проекте и прилегающих территориях / И.П. Бекирова, С.Е. Агалаков, Г.Л. Розбаева, Л.А. Дубровина // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО (науч.-практич. конф.) / под ред. В.А. Волкова. – Ханты-Мансийск, 2015. – С. 156–164.
2. «Эра сеноманского газа: От рассвета до заката», Карнаухов С. М., Ско-робогатов В. А., Кананыхина О. Г., журнал «Вести газовой науки», Выпуск № 3 (8) / 2011.
3. «Разработка и исследование методов и технологий освоения трудноиз-влекаемых запасов газа», Якимов Игорь Евгеньевич, автореферат диссер-тации на соискание ученой степени кандидата технических наук, Тюмень, 2008, 25 стр.
4. Агалаков С.Е., Бакуев О.В. Новые объекты поисков углеводородов в надсеноманских отложениях Западной Сибири // Геология нефти и газа. – 1992. – № 11. – С. 25–28.
5. Агалаков С.Е., Стариков В.А. Оценка ресурсов газа в опоках березовской свиты на севере Западной Сибири // Геология и геофизика. – 2003. – Т. 44. – № 6. – С. 511–516.

Надсеноманский газоносный комплекс [1-5] в последние годы стал привлекать внимание ПАО "Газпром" как объект, позволяющий компенсировать падение добычи сеноманского газа на многих месторождениях Надым-Пур-Тазовского региона, разрабатываемых уже более 30…40 лет. Надсеноманские газовые залежи в "традиционных" гранулярных (песчано-алевритовых) резервуарах установлены в отложениях газсалинской пачки (турон-сенон) в восточной части Западной Сибири (Южно-Русское, Заполярное, Тазовское, Харампурское и другие месторождения). Однако более широко распространена газоносность глинистых опок сенона (нижняя подсвита березовской свиты), установленная практически на всех месторождениях ЯНАО над сеноманскими газовыми залежами.

Наличие газовых залежей в глинистых опоках сенона (нижняя подсвита березовской свиты) зафиксировано по газопроявлениям в процессе бурения, при испытании отдельных скважин, а также по материалам сейсморазведки МОГТ. Газовые залежи сенона в сейсмическом волновом поле дают контрастные динамические аномалии "типа залежь". Наиболее крупная по площади газовая залежь в сенонских отложениях открыта на Медвежьем месторождении. Здесь получены притоки газа дебитом до 30 тыс. м3/сут, что свидетельствует о возможности ее промышленного освоения при использовании "сланцевых" технологий.

Надсеноманские отложения Западной Сибири являются нетрадиционным для нефтегазовой геологии объектом изучения и относятся к трудноизвлекаемым запасам углеводородного сырья, которые не могут эффективно отбираться с применением традиционных методов разработки по геологическим и технологическим причинам.

Территория исследования находится в северо-восточной части Западной Сибири на территории Красноярского края и в настоящее время является объектом пристального геологического изучения (рисунок 1). В связи с необходимостью расширения ресурсной базы, финансирование геолого-разведочных работ в последние годы в этом районе значительно увеличено. Все это привело к тому, что к настоящему времени на территории исследований получено достаточное количество сейсмической информации, данных ГИС, кернового материала, что позволяило провести комплексную переинтерпретацию с целью детализации геологического строения, уточнения литолого-фациальной принадлежности, выявления новых и переоценки ранее выявленных нефтегазоперспективных объектов в перспективных пластах верхнемеловых отложений.

Рисунок 1 – Схема изученности района работ

В административном отношении территория исследований относится к Красноярскому краю и Ямало-Ненецкому автономному округу Тюменской области.

Продуктивность надсеноманских отложений доказана в газсалинской пачке кузнецовской свиты на прилегающих к Большехетскому проекту территориях и в дорожковской свите Тагульского месторождения на Большехетском проекте.

В толще верхнемеловых отложений на исследуемой территории выделяется туронский нефтегазоносный комплекс, представленный в объеме пластов Др дорожковской свиты и нижнего отдела насоновской свиты (аналог газсалинской пачки кузнецовской свиты).

Согласно схеме районирования верхнемеловых отложений открытые залежи в надсеноманских отложениях расположены в четырех ЛФР: Тазовском, Ямало-Уренгойском, Усть-Енисейском и Омско-Ларьякском.

Туронский НГК продуктивен в Тазовском районе на Заполярном, Новочасельском и Южно-Русском месторождениях; в Ямало-Уренгойском районе – на Южно-Мессояхском, Тэрельском, Северо-Ханчейском, Харампурском и Ленинградском месторождениях; в Омско-Ларьякском – на Верхнеколик-Еганском и Варынгском месторождениях; в Усть-Енисейском – на Тагульском месторождении. Продуктивные отложения представлены чередованием глинисто-алевритовых и песчаных пачек. Залежи газовые, пластово-сводовые. Средние газонасыщенные толщины по пластам изменяются от 2,0 до 12,6 м; дебиты газа – от 1,3 до 218 тыс. м3/сут.

Промышленные запасы газа на Тагульском месторождении доказаны исследованиями пласта Др-II, при которых были получены фонтанирующие притоки газа из трех скважин, максимальный дебит составил 84,9 тыс. м3/сут. В 2010 г. запасы газа пласта Др-II были впервые представлены и утверждены в государственном балансе при оперативном подсчете запасов. В 2014 г. в результате опробований пластов Др-I (две скважины) и Др-III (одна скважина) были получены двухфазные притоки газа с водой. Данный очевидно продуктивный интервал пока слабо изучен и требует дальнейших исследований. Крайне необходим отбор керна для получения петрофизических зависимостей и понимания граничных значений для определения насыщенности пород.

Верхнемеловые осадочные образования довольно слабо изучены керном: каменный материал поднят лишь из единичных скважин, которые пробурены в последние годы. Это позволило впервые на территории Западной Сибири изучить разрез верхнего мела значительной толщины (около 100 м), настолько детально охарактеризованный керном (суммарный вынос 449 м) с позиций биостратиграфии и литофациального анализа.

Для макро- и микрофаунистического и палинологического анализов, седиментологических исследований было отобрано около 40 экземпляров различной сохранности раковин двустворок и аммонитов, 306 образцов на микропалеонтологический (фораминиферы и остракоды) и палинологический анализы (диноцисты, спорово-пыльцевые комплексы). Благодаря проведенной корреляции скважин по биостратиграфическим и геофизическим данным удалось построить сводный разрез, разделенный на 11 пачек. Каждая пачка получила биостратиграфическую характеристику (ИГНиГ СО РАН).

Это привело к необходимости пересмотра существующих стратиграфических привязок на части месторождений, пересмотру корреляции реперного отражения – горизонта Г и проведению детальной корреляции пластов на площади работ.

При выполнении детальной корреляции туронских отложений по территории Большехетского проекта было установлено, что граница, разделяющая сеноман-туронские отложения на Тагульском месторождении, приурочена к подошве пласта Дл-I по существующей индексации. В то же время на Сузунском месторождении она соотносится с кровлей пласта Дл-I. Граница нижнего и среднего турона проведена по кровле дорожковской свиты.

На основе переинтерпретации площадных и объемных сейсморазведочных работ в объеме 21200 пог. км с учетом материалов бурения выполнена детализация геологического строения перспективных отложений турон-коньякского возраста и представлена концептуальная модель строения отложений этого возраста на Большехетском проекте и прилегающих территориях (рисунок 2).

Рисунок 2 - Схема развития песчано-алевритовых пластов турон-коньякского возраста на территории Большехетского проекта

В результате детальной корреляции отложений (и предложенной концептуальной модели) установлено, что пласты газсалинской пачки в Тазовском районе и пласты нижней части насоновской свиты в Усть-Енисейском районе представляют собой единый резервуар, который отличается количеством песчаного материала и наличием выдержанных глинистых покрышек.

Из геолого-геофизической изученности данных объектов следует, что в настоящее время большинство участков недр находится на поисково-оценочном этапе ГРР. Целями поисково-оценочных работ являются обнаружение новых месторождений и залежей углеводородов, оценка их запасов по сумме категорий С1 + С2.

Всё вышеизложенное свидетельствует о необходимости доизучения выявленных перспективных объектов и проведения с этой целью на территории Большехетского проекта определенного объема геолого-разведочных работ.

Однако планирование ГРР только на надсеноманские объекты в настоящее время нецелесообразно и будет возможно только в случае подтверждения выявленных перспективных ресурсов как объектов попутных поисков или в случае перевода части из них в запасы.

В ходе проведения экспериментов на сжатие натурных образцов пород-коллекторов туронских отложений Западной Сибири были выявлены закономерности упругих свойств от типа литотипов.

Так, литотип, представленный песчаником мелкозернистым с контактовым и сгустковым глинистым цементом, при первом нагружении показал значение модуля упругости, равное 28,7 кгс/мм2. Литотип, представленный алевролитом со сгустковым глинистым цементом и алевро-глинистой биотурбированной породой, при таких же условиях характеризуется модулем упругости равным 40,6 кгс/мм2. Последующие нагружения образцов и их деформации происходили по тем же сценариям, что и первоначальные, отличаясь лишь уменьшенной амплитудой колебания начальных и конечных характеристик. Исходя из полученных данных, чётко прослеживается прямая зависимость упругих свойств горных пород от характера неоднородности: песчаник со сгустковым глинистым цементом обладает меньшим модулем упругости, чем алевролит с глинистым цементом.

При проведении высокоточного гравитационного каротажа в специальных сенонских скважинах, пробуренных с полным отбором керна из целевого интервала, и разностороннем его изучении возможно принципиальное повышение достоверности определения подсчетных параметров сенонских газовых залежей по гравиметрическим данным.

Для проектирования каких-либо мероприятий по дальнейшему изучению газоносности сенона необходимо по возможности точно оценить его ресурсный потенциал. Породы-коллекторы сенона, представленные глинистыми опоками и опоковидными глинами, имеют высокую открытую пористость (30…40 %), но низкую проницаемость (в среднем около 0,1*10–3 мкм2).

Тип сенонских коллекторов достоверно не определен, но предполагается, что они являются порово-трещинными, хотя по керну, отобранному в скв. 1С и 2С, широкого развития трещиноватости в сеноне не установлено. Интересен тот факт, что пористость и проницаемость глин кузнецовской свиты несколько выше, чем у перекрывающих их отложений сенона, но кузнецовская свита газа в рассматриваемых скважинах не содержит. Вполне возможно, что газоносность глинисто-кремнистых пород сенона контролируется микротрещиноватостью, которая приводит к дегазации пор при снятии геостатического давления в процессе бурения как в керне, так и в прискважинной зоне. Глинисто-кремнистые породы сенона характеризуются развитой микротрещиноватостью, что обусловлено их более низкой сжимаемостью, чем у глин подстилающих и перекрывающих отложений. Это установлено по лабораторным данным, причем сжимаемость уменьшается при увеличении пористости образцов. По этому параметру глинисто-кремнистые отложения сенона принципиально отличаются от обычных глин. Высокая хрупкость опок (хрупкость – параметр, противоположный сжимаемости) и склонность к трещинообразованию хорошо известны.

Как бы то ни было, но достоверное определение газонасыщенности глинисто-кремнистых пород сенона по керну в поверхностных условиях, когда газ из них уже

Отложения сенона накапливались в относительно глубоководном (100…200 м) морском бассейне с ограниченным поступлением в него терригенного (глинистого и песчано-алевритового) материала и характеризуются выдержанным строением на огромных пространствах Западной Сибири. Поэтому латеральные колебания толщин и состава слоев сенона в пределах отдельного месторождения незначительны. Так, по данным скв. 1С и 2С можно считать доказанным, что средняя открытая пористость сенонских опоковидных глин составляет 0,31…0,32, а максимальная – не превышает 0,39.

Полученные результаты свидетельствуют о том, что значения Ков не превышают 0,5 при пористости в пластовых условиях 0,23 (для пород с ρм = 2,45 г/см3) и значительно ниже в более пористых породах той же минералогической плотности и в более глинистых породах с ρм = 2,50…2,55 г/см3. Следовательно, сенонские отложения, судя и по данным гравиметрического каротажа, преимущественно газонасыщены. Условно, по аналогии с гранулярными коллекторами сеномана, значение пористости 0,23 было взято в качестве граничного, при котором порода способна отдавать газ.

Значению пористости 0,23 в пластовых условиях (0,275 в поверхностных) отвечает объемная плотность 1,90 г/см3. Используя это значение плотности в качестве граничного, оценили толщины газонасыщенных пород по данным гравиметрического каротажа в скв. 52. Полученное значение газонасыщенной толщины 50 м позволяет оптимистично рассматривать перспективы газоносности Медвежьего месторождения. Имеющиеся оценки ресурсной базы сенона этого месторождения основаны на средней газонасыщенной толщине около 16 м. Ее увеличение более чем в 3 раза приведет к соответствующему росту ресурсов сенонского газа.

Однако из-за низкой проницаемости газонасыщенных глинисто-кремнистых пород сенона получение рентабельных по дебитности притоков газа из этих отложений будет возможным только при использовании специальных, "сланцевых" технологий, заключающихся в бурении скважин с протяженными горизонтальными окончаниями и проведении многостадийного гидроразрыва для формирования искусственной трещиноватости. Дренаж значительного объема залежи может происходить только в случае формирования протяженных искусственных трещин, предпосылки образования которых в хрупких опоках являются высокими. Дизайн гидроразрыва должен определяться с учетом литологии сенонских коллекторов, имеющих повышенную хрупкость, локализации обширной естественной трещиноватости, широко распространенной в сенонских отложениях и других, традиционных Р–Т параметров.


Библиографическая ссылка

Усачев А.С. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ СЕНОН-ТУРОНСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ // Международный студенческий научный вестник. – 2017. – № 6.;
URL: http://eduherald.ru/ru/article/view?id=17816 (дата обращения: 25.10.2020).

Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»
(Высокий импакт-фактор РИНЦ, тематика журналов охватывает все научные направления)

«Фундаментальные исследования» список ВАК ИФ РИНЦ = 1.074