Перспективы нефтегазоносности центральной части Енисей-Хатангского прогиба по результатам глубокого параметрического бурения

В последние годы особый интерес в нефтяной и газовой индустрии вызывает Енисей-Хатангская нефтегазоносная область. Растет ресурсный потенциал территории, лицензируются участки, открываются новые месторождения. В то же время изученность этой области геолого-геофизическими методами и глубоким бурением остается крайне неравномерной. В западной части территории пробурено уже более 100 скважин, проводятся плотные 2D и новейшие 3D сейсморазведочные съемки.

В восточной части Енисей-Хатангской нефтегазоносной области до сих пор продолжаются региональные работы — уплотняющие 2D региональные сейсморазведочные и аэрогеофизические съемки. По результатам новейших работ по обобщению перспективных геолого-геофизических материалов и современной сейсморазведочной съемки 2017–2019 гг. в центральной части Агапского прогиба была заложена параметрическая скв. Новояки-мовская-1(рис. 1).

Анализ результатов бурения параметрической скв. Новоякимовская-1

Административно параметрическая скв. Но-воякимовская-1 находится в Таймырском Долгано-Ненецком муниципальном районе Сибирского федерального округа. В тектоническом плане скважина расположена в центральной части Агапского прогиба (западная часть Енисей-Хатангского регионального прогиба), вблизи зоны сочленения Западно-Сибирской плиты и Сибирской платформы. Полная глубина проходки скважины составляет 5020 м.

Место заложения скважины было выбрано на пересечении двух сейсмических профилей с учетом структурных построений и интерпретации методом Оптимизационной технологии динамической интерпретации [1, 2] (рис. 2).

Главные задачи, которые должна была решить скв. Новоякимовская-1 — изучение глубинного геологического строения и получение комплекса геолого-геофизических параметров юрско-меловых отложений западной части Енисей-Хатангского прогиба для оценки перспектив Агапской потенциально нефтегазоносной зоны.

В процессе бурения скважины были проведены следующие виды исследований:

• –    отбор и детальное описание керна и шлама;

• –    детальные лабораторные петрофизические и геохимические исследования;

• –    геолого-технические и геофизические исследования в открытом стволе скважины;

• –    опробование объектов в открытом стволе;

• –    вертикальное сейсмическое профилирование.

Проведенный комплекс исследований позволил осуществить литостратиграфическое расчленение разреза, уточнить особенности стратиграфии верхнемеловых, нижнемеловых, верхнеюрских и среднеюрских отложений (рис. 3).

Самым верхним резервуаром неокомского комплекса являются отложения долганской свиты (K1–2dl) . Они образуют массивное аллювиально-озерное песчаное тело с подчиненным распространением алевролитов и глин. Отложения свиты представляют собой корреляционный репер, легко различимый во всех скважинах.

Снижение песчанистости ниже по разрезу отражает переход в речные отложения яковлевской свиты (K1jak). Их отличительная черта — появление углей, а сам разрез представлен чередованием песчаников и глин.

Верхняя часть малохетской свиты (K1mch) аналогично долганской свите сильно опесчанена. Маломощные интервалы неколлекторов представлены преимущественно уплотненными неглинистыми, часто карбонатизированными породами. Ниже по разрезу могут появляться глины, постепенно снижается песчанистость. Это осложняет проведение границы между малохетской и суходудинской свитами.

Суходудинская свита (K1sd) — шельфовая часть клиноформного комплекса. Она представляет собой чередование песчаников (коллекторов) и аргиллитов (флюидоупоров). Их соотношение может меняться по разрезу, но в нижней части свиты выделятся зона с перерывом в накоплении пород-коллекторов.

Нижнехетская свита относится к ундаформ-ной части клиноформного комплекса. Граница с вышележащей суходудинской свитой уверенно отбивается по существенной глинизации разреза и исчезновению пластов-коллекторов. Определение эффективных толщин затруднено из-за существенной глинизации коллекторов и низких фильтрацион-

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР

Рис. 1. Обзорная карта района скв. Новоякимовская-1

Fig. 1. Location map of the Novoyakimovskaya-1 well neighbourhood

1 — скважины глубокого бурения; 2 — нефтегазоносная область; 3 — месторождения

1 — deep drilling wells; 2 — Petroleum Region; 3 — fields

но-емкостных свойств. Свита является заглинизиро-ванным аналогом ачимовской толщи и представлена переслаивающимися алевролитами, аргиллитами, глинами и прослоями песчаников [3, 4].

Таким образом, видно, что по мере продвижения с запада, с Пайяхского месторождения, на восток к скв. Новоякимовская-1 строение мелового комплекса существенно не меняется. Соответственно, сохраняется вероятность открытия нефтяных месторождений в нижнехетской свите.

Граница между меловым и юрским комплексами хорошо прослеживается по повышению концентрации ОВ. В скв. Новоякимовская-1 граница уверенно выделяется не только по повышению интегральной радиоактивности, но и по анализу спектральной радиоактивности. При постоянном отношении тория и калия аномалия естественной радиоактивности связана исключительно с повышенными концентрациями урана (рис. 4).

На территории Енисей-Хатангского регионального прогиба в свою очередь встречается два типа разреза — танамо-малохетский и притаймырский. Они отличаются мощностью отложений и в данной области представляют собой возрастные аналоги баженовской свиты [3, 5, 6]. Это яновстановская (K1– J3) и гольчихинская свиты (K1–J2) соответственно.

Изначально предполагалось, что скв. Новояхи-мовская-1 вскроет именно яновстановскую свиту. По привязке сейсморазведки предполагалось, что яновстановская свита будет вскрыта на глубине 4400 м, но радиоактивная аномалия начинается уже с глубины 3500 м.

Однако по результатам изучения скважинных данных и сейсморазведки было установлено, что в интервале 3400–4000 м не наблюдается уверенного отражения, которое можно было бы ассоциировать с ОГ Б и соответственно с подошвой яновстанов-ской свиты. Ближайшая контрастная акустическая

OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS

Рис. 2. Сейсмический разрез по профилю в районе заложения скв. Новоякимовская-1 [1] Fig. 2. Seismic section along the line in the area of Novoyakimovskaya-1 well drilling [1]

Скв. Новоякимовская-1

Скв. Новоякимовская-1

Стратиграфия

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР

Рис. 4. Геофизическая характеристика разреза, вскрытого скв. Новоякимовская-1

Fig. 4. Geophysical characteristics of the section penetrated by Novoyakimovskaya-1 well

граница находится в интервале 4350–4400 м. Этот факт, а также результаты палеонтологических исследований приводят к необходимости смещения границы мел – юра ниже по разрезу (рис. 5).

Пройденная толща не может быть яновстанов-ской свитой (K1–J3), так как имеет большую толщину (более 1000 м) и принимается по ближайшему возрастному аналогу за нерасчленяемую гольчихин-скую свиту (K1–J2) [3, 6].

Исходя из этого можно сделать вывод, что в юрском комплексе тип разреза имеет строение, отличное от существующего на Пайяхском месторождении.

Важно отметить, что абсолютная глубина ниж-нехетской свиты и аналогов баженита (аномально радиоактивной толщи с большим количеством ОВ) находится на той же абсолютной глубине, что и на

Пайяхском месторождении. Это означает, что вне зависимости от источника генерации УВ — баженовская свита или собственные нефтегазоматеринские интервалы в клиноформах — в данном интервале скважины сохраняются те же термобарические условия, что и в западной части Енисей-Хатангско-го прогиба, в районе доказанной нефтеносности. Это важный вывод, так как он подтверждает, что в центральной части Агапского прогиба в нижнехет-ской свите можно искать новые залежи нефти [3].

Проведенная интерпретация данных стандартного комплекса ГИС также позволила выделить коллекторы с предположительно нефтяным насыщением в отложениях нижнехетской свиты (рис. 6), которая является продуктивной на Пайяхском месторождении. По результатам интерпретации были получены средние значения пористости 15–20 %.

0 OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS

Рис. 5. Схема корреляции скважин по верхне- и среднеюрской частям разреза Енисей-Хатангской нефтегазоносной области (с запада на восток)

Fig. 5. Correlation chart for the wells in the Upper and Middle Jurassic part of the section, Yenisei-Khatanga Petroleum Region (from West to East)

Скв. Пайяхская-1

Скв. Пайяхская-4

Скв. Озерная-8

ПС, мВ

НГК, усл. ед

ПС, мВ

НГК, усл. ед

ГК, мкР/ч

АК, мкС/м

БК, Ом . м

ГК, мкР/ч

АК, мкС/м

БК, Ом . м

ПС, мВ

НГК, усл. ед

ГК, мкР/ч

БК, Ом . м

АК, мкС/м

3200‘

ЗЗОО'

Янов-становская

31 ПО

зюс

Рис. 6. Планшет с результатами интерпретации ГИС в интервале нижнехетской свиты по скв. Новоякимовская-1

Fig. 6. Composite log with well logging data interpretation in the Nizhnekhetsky Fm interval, Novoyakimovskaya-1 well

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР

Рис. 7.

Fig. 7.

Планшет с результатами интерпретации метода Квад-Нейтрон в интервале малышевской свиты по скв. Новоякимовская-1 (по ООО «Роук Интернэшнл»)

Composite log with Quad Neutron data interpretation in the Malyshevsky Fm interval, Novoyakimovskaya-1 well

(Roke International Company)

–4660

Тяжелая нефть

Песчаник глин.

9,5

29,6

45,4

0,8

Тяжелая нефть

Песчаник глин.

10,9

30,6

44,7

0,6

–4664

Остаточные УВ

Песчаник глин.

9,6

35,5

Тяжелая нефть

Песчаник глин.

37,4

40,7

0,7

–4668

–4672

Остаточные УВ

Песчаник глин.

9,7

46,6

33,9

–4676

–4680

–4684

–4688

Тяжелая нефть

Тяжелая нефть

Остаточные УВ

Тяжелая нефть

Тяжелая нефть

Песчаник глин.

Песчаник глин.

Песчаник глин.

Песчаник глин.

Песчаник глин.

10,9  31  54,8

9,4

7,6

11,5

43,1

37,7

45,3

27,3

45,9

11,7 23,6  48,4

3,2

0,6

0,8

1,1

К сожалению, по техническим причинам не был использован метод ядерно-магнитного каротажа, который подтвердил бы это, поэтому были проведены исследования двумя независимыми нейтронными методами в закрытом стволе, которые подтвердили присутствие коллекторов и их насыщение УВ.

Перспективные на УВ коллекторы были выделены в малышевской свите средней юры (рис. 7). Свита представлена серыми песчаниками с прослоями серых алевролитов и темно-серых аргиллитов [3, 6]. Коллекторы сложены мелкозернистыми песчаниками. Средняя пористость по результатам интерпретации метода КВАД-Нейтрон составляет 15–20 %.

Также удалось выделить перспективные коллекторы и в интервале долганской свиты (рис. 8) верхнего – среднего мела. Свита отбивается единым песчаным телом с редкими прослоями неколлекто- ров [3, 5, 6]. Предположительное насыщение — газ. Пористость варьирует от 25 до 30 %.

Заключение

В ходе бурения параметрической скв. Новояки-мовская-1 были решены все поставленные задачи по параметризации разреза.

Получена комплексная литолого-стратиграфическая, геофизическая, петрофизическая, геохимическая характеристики вскрытого скважиной разреза меловой, верхнеюрской и среднеюрской частей разреза центральной части Агапского прогиба Енисей-Хатангской нефтегазоносной области.

Комплекс проведенных исследований позволил уточнить стратиграфическое строение меловой, верхнеюрской и среднеюрской частей разреза. Определены типы разреза, выделены стратиграфические границы, построены схемы межскважинной корреляции.

OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS

Рис. 8. Планшет с результатами интерпретации ГИС в интервале долганской свиты по скв. Новоякимовская-1 Fig. 8. Composite log with well logging data interpretation in the Dolgansky Fm interval, Novoyakimovskaya-1 well

(X s го s н со н о	§ со т ю 1 : 3000	ОС S о о н	ДС, мм	ГК, мкР/ч	БМК, Ом . м		ИК, Ом . м	Г3-5, Ом . м		АК, мкС/м
								2                    200 Г3-4, Ом . м
								2                  200 Г3-3, Ом . м
					1                    100 МПЗ, Ом . м			2                    200 Г3-2, Ом . м
				0 НГК, усл. ед. 10	1                    100 МГЗ, Ом . м		0,2                  200 БК, Ом . м	2                  200 Г3-1, Ом . м
			170        700	1                          3	1                    100		2                  200	2                    200		100                500
	1110 - 1125 -	-ГУ"; л “Г' Х		5 £’			II IH! mill II л 1 11Ю1 lllllll BMIIIIB BBIIIIII ЖЙ‘*«3"Ч ■	Uli		f
со н со ОС со X т со о	1150 - 1175 - 1200 - 1225 - 1250 - 1275 - 1300 - 1325 - 1350 - 1375 - 1400 - 1425 - 1450 - 1475 - 1500 - 1525 -					1
		'о о 'о кд! ж
				№П1№ №!МН »зшf гмм* тпипи l№illl№ MKHitir		IB IB ll» я № Hi ill Я 1 il IB Я IB		I mu 1 III!	mi ji HE III Я 11 №1 mi! 1 Hi I gi в
						Jr
							■ HIMIWIIIIII ■ 1ИШВ1111ШВ	lb' ■ ГЙ	111 1 inn 1 HI 1

1 — газ; 2 — переходная зона; 3 — вода

1 — gas; 2 — transition zone; 3 — water

Изучены фильтрационно-емкостные свойства пород, оценен характер насыщения пород-коллекторов по результатам комплексной интерпретации данных ГИС.

Подтверждена перспективность клиноформного комплекса нижнего мела в центральной части

Агапского прогиба Енисей-Хатангской нефтегазоносной области.

По результатам комплексной интерпретации выделены объекты с УВ-насыщением для перфорации в колонне в интервале долганской, нижнехет-ской и малышевской свит.