Перспективы нефтеносности доюрских образований в пределах Хантымансийско-Фроловской поисковой зоны

Бюллетень науки и практики / Bulletin of Science and Practice

УДК 550.83                                        

Одним из самых широко применяемых геофизических методом, позволяющих выявить нефтегазоперспективные объекты в доюрском нефтегазоносном комплексе пород в условиях Западной Сибири, является сейсморазведка. Качественное изменение возможностей сейсморазведки стало возможным только с внедрением в производственном режиме площадной съемке 2Д с плотностью сети наблюдений свыше 2,0 км/км2 и высокоразрешающей сейсморазведки 3Д. Повышение эффективности сейсмической съёмки позволило получать, в комплексе с данными геофизических исследований скважин (ГИС) и результатами лабораторных исследований керна, уточненные сведения об особенностях геологического строения картируемых объектов, особенно в нижнеюрских и доюрских комплексах пород.

Материал и методы исследования

По состоянию на 2024 г в Югре в нижней юре и палеозойских отложениях на 56 месторождениях выявлено 153 залежи углеводородов, из них 130 залежей – нефтяные, остальные — газовые, газоконденсатные, газонефтяные, нефтегазоконденсатные. Отметим, что практически все месторождения в доюрских образованиях открыты случайно, при плановых поисковых работах преимущественно на юрские и меловые объекты.

Исключением является Ханты–Мансийское месторождение нефти, открытое в пределах Горелого поднятия (Рисунок 1), где по данным сейсморазведки МОГТ в доюрских образованиях была выявлена аномалия сейсмической записи, связываемая автором (В. А. Киселев, 1979 г.) с возможной карбонатной постройкой. В дальнейшем, при комплексной интерпретации данных поискового бурения и сейсмических исследований это предположение было подтверждено, и с целью поиска залежей нефти в доюрском комплексе пород в пределах прогнозируемого в доюрских образованиях объекта было начато бурение разведочных скважин.

Рисунок 1. Схема расположения Ханты-Мансийского месторождения

Поисковое бурение на Ханты-Мансийской площади (Горелая площадь) было начато весной 1982 г. При разбуривании интервала нижнеюрско-палеозойских отложений поисковой скважиной №3 с глубины 3144 м получен приток безводной нефти дебитом до 300 м3/сут. В дальнейшем произошел обвал стенок скважины и прихват бурового инструмента. Скважина была ликвидирована.

В непосредственной близости (на расстоянии около 120 м) от скважины №3 была пробурена поисковая скважина № 5, при испытании которой получен приток нефти дебитом более 1000 м3/сутки (Таблица 1).

Таблица 1 РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЯ СКВАЖИН ХАНТЫ-МАНСИЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Скважина альтитуда	Интервал испытания	Пласт	Результаты испытания
3 29,9	3140-3143	Тюм+Рz	При бурении интервала 3140-3143 скважина перешла на открытое фонтанирование дебитом визуально 250-300 м3/сут
5 30	3052-3152	Тюм+Рz	Фонтан нефти дебитом более 1000 т/сут
44 30	3040-3149	Тюм+Рz	Скважина работала импульсивно на штуцере 10 мм, выбрасывая пачки нефти и газа. Из-за негерметичности эксплуатационной колонны скважина стала подтягивать воду
45 31	3125-3171	Тюм+Рz	Приток воды дебитом 3,8 м3/сут. Нg – 1000м
6 30	3162-3308	Тюм+Рz	Приток воды дебитом 2,1 м3/сут. Нg - 537,5 м
14 30	3147-3300	Тюм+Рz	Притока не получено при депрессии 185 атм
17 30	3118-3200	Тюм+Рz	Притока не получено при депрессии 158 атм

Скважины №3 и №5 являются первооткрывательницами Ханты-Мансийского нефтяного месторождения. Всего на Ханты-Мансийском месторождении и в непосредственной близости от него пробурено 13 поисковых, 20 разведочных и 3 эксплуатационные скважины с суммарной проходкой в 119 тыс. м. По техническим или геологическим причинам ликвидированы 22 скважины. Среднее расстояние между скважинами ‒ 1,6 км. Плотность сети поисково-разведочных скважин составляет около 3,5 км2/скв.

Все скважины на участке, кроме одной, вскрыли отложения палеозоя, однако только в трех из них получен промышленный приток нефти (Таблица 1), причем скважины №3 и №44, в связи с негерметичностью эксплуатационной колонны, были ликвидированы. В непосредственной близости от них пробурены скважины №5 и №50, также давшие промышленный приток нефти из карбонатного коллектора.

Результаты и обсуждение

Неудачи при бурении поисково-разведочных скважин, 22 из которых были ликвидированы по техническим и геологическим причинам, потребовали пересмотра стратегии геологоразведочных работ в пределах лицензионного участка недр, что повлекло за собой усиление тематических и сейсморазведочных исследований.

Отмечено, что решению задач увеличения детальности и глубинности исследования нефтегазоносных комплексов, характеризующихся малоразмерностью и сложным геологическим строением, «наиболее полно удовлетворяет объемная сейсморазведка 3Д» [1].

На исследуемом объекте существенный прирост информации об особенностях его геологического строения был получен при комплексной интерпретации данных сейсморазведки ЗД, ГИС и исследования керна, что позволило:

• - повысить точность структурных построений;

• - увеличить достоверность выделения и наглядности отображения в волновых сейсмических полях прогнозируемых нефтегазоперспективных объектов;

• - уточнить петрографический состав слагающих вскрытый геологический разрез доюрских образований.

Отметим, что для дальнейшего повышения эффективности сейсмостратиграфических исследований, основанных на комплексировании данных сейсморазведки 2Д-3Д, ГИС и керна, проблема точности модельных построений имеет повышенную важность, поскольку увязка структурных построений с данными ГИС должна быть минимальной [2, 3], особенно для сложнопостроенных объектов в доюрских образованиях.

На Рисунке 2 представлена детальная схема корреляции пород доюрского комплекса пород Хантымансийско-Фроловского лицензионного участка, из которого следует, что предполагаемая мощность палеозойских карбонатных отложений достигает 2 км, что совпадает (Рисунок 3) с сейсмостратиграфическим прогнозом В. А. Киселева (1979).

Рисунок 3. Детальная корреляция нижнеюрско – палеозойского комплекса в пределах Хантымансийско-Фроловской поисковой зоны

На основании комплексного анализа имеющихся геолого-геофизических данных составлена геолого-тектоническая схема фундамента, выделены и прослежены зоны сейсмофаций с высокими перспективами на обнаружение залежей углеводородов, а в доюрском основании выделены участки развития карбонатного массив и даны рекомендации по проведению поисково-разведочных работ.

Рисунок 3. Сейсмогеологический разрез Ханты-Мансийского месторождения

В период с 2001 по 2007 гг., после открытия Ханты–Мансийского месторождения в пределах южной части и западной части лицензионного участка силами ОАО «Хантымансийскгеофизика» проведены детальные сейсморазведочные работы МОВ ОГТ 2,5 Д. По результатам проведенных работ построены структурные карты по основным опорным отражающим горизонтам, изучено строение доюрского комплекса, дополнительно выделен еще ряд нефтегазоперспективных объектов, включая Западно-Фроловскую группу поднятий (Рисунок 4).

В Главтюменьгеологии было принято решение о прекращении разведочного бурения и проведении комплексных тематических исследований с целью поиска подобных Ханты-Мансийскому месторождению, объектов. На уже выявленных сейсмическими работами объектах (Рисунок 4) поисково-разведочное бурение (ПРБ) также было приостановлено до получения новых моделей строения доюрского карбонатного комплекса пород.

В результате тематических работ, включающих данные сейсморазведки, ГИС и комплексного анализа керна, был проведен сейсмостратиграфический анализ [4] исследуемой территории и, по степени перспективности на обнаружение залежей нефти в юрских и палеозойских отложениях, рекомендовано продолжение ПРБ на представленных на рисунке 4 объектах (Таблица 2).

Как следует из Таблицы 2, ресурсная база нефти категории С3 по всем выделенным объектам составляет почти 12 млн. т, при этом наиболее перспективными и первоочередными для постановки ПРБ являются Западно–Фроловская 1, 3, 4 структуры.

Рисунок 4. Структурная карта по опорному горизонту Б (кровля баженовской свиты)

Таблица 2

ОЦЕНКА РЕСУРСНОЙ БАЗЫ ЗАПАДНО-ФРОЛОВСКОЙ ГРУППЫ ОБЪЕКТОВ

Пласт	Замыкающая изогипса	Размеры, км х км	Высота, м	Запасы категории С3, тыс. т
Западно-Фроловская 1
Палеозой	3100	11,7 х (3,8-5,3)	30	930
Ю 2-4	2770	4 х 2,7	10	792
Ю 0 -ЮК 1	2710	5,5 х 3,5	20	602
			Итого	2324
Западно-Фроловская 2
Палеозой	3120	2,2 х 1,8	50	165
Ю 2-4	2770	1 х 0,7	10	275
Ю 0 -ЮК 1	2700	2 х 1,5	10	92
			Итого	532
Западно-Фроловская 3
Палеозой	3080	6,5 х (1-4,5)	30	536
Ю 10	3100	(1-4) х (3-4)	25	1795
Ю 2-4	2760	4,8 х 2	10	687
Ю 0 -ЮК 1	2700	7,8 х 2	20	447
			Итого	3465

Бюллетень науки и практики / Bulletin of Science and Practice Т. 11. №2 2025

Пласт	Замыкающая изогипса	Размеры, км х км	Высота, м	Запасы категории С3, тыс. т
Западно-Фроловская 4
Ю 10	3090	северная ловушка 2 х 1,5	10	1171
	3090	южная ловушка 3,2 х 3	20
Ю 2-4	2770	6,5 х (1-6)	10	957
Ю 0 -ЮК 1	2700	(2,4-6,5) х (3,5-9,5)	10	1312
			Итого	3440
Западно-Фроловская 5
Палеозой	3120	3,8 х 2,2	10	179
Ю 10	3095	(1-4) х 3,5	20	766
Ю 2-4	2785	3,8 х 2,5	15	506
Ю 0 -ЮК 1	2720	3 х 1	10	170
			Итого	1621
Северо-Фроловская
Палеозой	3160	2,8 х 1,1	10	89
Ю 2-4	2790	2,5 х 1,7	10	306
Итого				395
Всего				11777

Заключение

Проведенный анализ результатов проведенных ранее геолого–геофизических работ и комплексного сейсмостратиграфического анализа Хантымансийско-Фроловской зоны позволяет отметить высокую перспективность незаслуженно забытых нефтегазоперспективных объектов в её пределах.

Учитывая сложность геологического строения ловушек нефти и газа в юре и доюрском комплексе, рекомендуется продолжение ПРБ на наиболее достоверно выделенных объектах по материалам ЗД сейсморазведки, к которым следует отнести Западно-Фроловские 1 и 2.