Сейсморазведка и её роль в смене парадигмы поисковых работ на нефть и газ в доюрском нефтегазоносном комплексе Югры

Бюллетень науки и практики / Bulletin of Science and Practice

УДК 550.812                                     

Сейсмические исследования на нефть и газ в Югре проводятся с конца пятидесятых годов прошлого века. За этот период техника и технологии полевых и камеральных работ прошли путь от однократного профилирования методом отраженных волн (МОВ) до съемки 3D с необходимой для решения поставленных задач кратностью и плотностью сети наблюдения. Следует отметить никем не оспариваемый факт, что сейсморазведка явилась становым хребтом открытия Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (далее ЗСНГП) и продолжает быть таковой в настоящее время. На начальном этапе геофизические исследования в целом (сейсмо-, грави-, магнито- и электроразведка) сыграли решающую роль в подготовке нефтегазоперспективных объектов преимущественно структурного типа для постановки поискового бурения с целью установления перспектив нефтеносности юрских и меловых комплексов пород. Что касается доюрских образований, то открытие в них нефтепроявлений и залежей нефти промышленного значения началось только во второй половине прошлого века, когда на смену однократному профилированию МОВ в производственных масштабах началось внедрение сейсморазведки МОГТ 2D и 3D. С повышением степени изученности территории становится все более очевидным, что именно сейсмические исследования на сегодня являются основой для детализации геологического строения разрабатываемых месторождений, построения геолого-геофизических моделей объектов разработки и, самое главное – уточнения перспектив нефтегазоносности слабо или совсем не изученного доюрского комплекса пород.

Материал и методы исследования

В настоящее время геофизические методы поиска и подготовки к опоискованию объектов антиклинального типа в основных юрском и меловом нефтегазоносных комплексах пород хорошо отработаны и в полной мере регламентированы. Это нельзя сказать о методических приемах поиска сложнопостроенных ловушек нефти и газа в доюрском комплексе, разведка которых, по сравнению с традиционными ловушками антиклинального типа, требуют значительно большего объема бурения. Повышение эффективности сейсмической съёмки в комплексе с геофизическими исследованиями скважин (ГИС) и данными лабораторных исследований керна, позволило получать уточненные сведения об особенностях геологического строения картируемых в нефтеперспективных комплексах осадочного чехла и доюрском комплексе пород ловушек нефти и газа. Поисковым и эксплуатационным бурением сегодня практически доказано, что все выявленные в Югре залежи углеводородного сырья приурочены к неструктурным (литологически-, стратиграфически- и тектонически-экранированным) ловушкам.

С целью унификации и регламентации геолого-геофизической информации по указанным типам объектов Мингео СССР в 1979 году подготовлено «Положение о порядке приема и учета нефтегазоперспективных структур и объектов аномалий типа залежь (АТЗ) и подготовки характеристик для ввода в ЭВМ».

В дальнейшем, в 1984 году оно было усовершенствовано и утверждено в виде «Инструкции по оценке качества структурных построений и надежности выявленных и подготовленных объектов по данным сейсморазведки МОВ-ОГТ (при работах на нефть и газ)». Именно эти два документа явились, да и сегодня являются, основополагающими при выявлении и картировании аномалий волновых сейсмических полей в качестве объектов неантиклинального типа в нефтегазоперспективной части разреза ЗСНГП, включая и доюрский комплекс пород [1, 2].

Анализ динамики геолого-разведочных работ на нефть и газ в Югре показал, что основной объем бурение скважин со вскрытием доюрских образований приходится на период с 1980 по 1990 годы, когда на большей части автономного округа в пределах нераспределенного фонда недр было пробурено более 120 поисковых и разведочных скважин. В этот же период было проведено более 19 тыс. км поисковой сейсморазведки повышенной кратности (24-х и 48-и) наблюдений, а внедрение новых обрабатывающих комплексов при её обработке и интерпретации позволило резко повысить эффективность прогноза зон нефтегазонакопления, в том числе и в доюрском комплексе [3-6].

Говоря об изученности доюрского нефтегазоносного комплекса глубоким бурением отметим, что, по данным НАЦ РН им. В.И. Шпильмана, на территории ХМАО-Югры количество скважин, вскрывших доюрские образования, превышает 3100, из них 450 вскрыли их на глубину 100 и более метров, в 2150 установлен вещественный состав, а по 800 определены возрастные датировки.

В результате проведенного поисково-разведочного бурения на территории ХМАО-Югры выявлены 155 залежей углеводородов на 54 месторождениях в Приуральской, Красноленинской, Фроловской, Среднеобской, Надым-Пурской и Васюганской нефтегазоносных областях (НГО). Из них 132 залежей — нефтяные, остальные — газовые, газоконденсатные, газонефтяные, нефтегазоконденсатные (Рисунок 1).

Рисунок 1. Схема нефтегазоносности доюрского комплекса пород на территории ХМАО-Югры (по материалам НАЦ РН им. В.И. Шпильмана на 01.01.2025 г.)

Бюллетень науки и практики / Bulletin of Science and Practice Т. 12. №6 2026

Учитывая, что в пределах нефтегазоперспективной части ХМАО-Югры по состоянию на 2026 год открыто 487 нефтегазовых месторождений, создается впечатление, что и рассматриваемый в статье доюрский нефтегазоносный комплекс (ДЮК) поисковоразведочным бурением изучен достаточно полно. Однако это совершенно неверное утверждение, поскольку практически все, за редким исключением, месторождения в доюрском комплексе пород, открыты случайно. В качестве практического примера удачного прогноза перспектив нефтеносности доюрских образований по данным сейсморазведки можно считать Ханты-Мансийское месторождение нефти, открытое на Горелой площади.

По результатам интерпретации сейсмических материалов 2D 24-х кратного по линии сейсмического профиля, отработанного при проведении опытных невзрывных исследований МОГТ, была выявлена сейсмическая аномалия, связываемая с возможной карбонатной постройкой (В. А. Киселев, 1979). Дальнейшим бурением поисковой скважины №5 (Рисунок 2) из известняков (интервала испытания 3146-3149 м) был получен безводный фонтан нефти дебитом более 1000 м3/сут.

Рисунок 2. Сейсмогеологический разрез нижнеюрско – палеозойского комплекса в пределах Хантымансийско – Фроловской поисковой зоны

Последующее бурением 33 глубоких поисково-разведочных скважин в пределах Хантымансийско – Фроловской поисковой зоны, дали отрицательный результат – во всех скважинах кроме двух, в карбонатных отложениях при совместном испытании в открытом стволе интервала отложений нижней юры и палеозоя были получены притоки воды [4].

По мере уменьшения приростов запасов в юрско-меловом комплексе и роста изученности территории Югры все большее внимание геологов и геофизиков привлекает изучение перспектив нефтегазоносности доюрского комплекса пород.

Отмечено, что месторождения нефти и нефтепроявления в доюрском комплексе пород приурочены к различным типам коллекторов [4, 7, 8].

В Таблице представлены максимальные дебиты нефти, полученные при испытании скважин на некоторых месторождений в зависимости от типа породы-коллектора.

Таблица

ЗАВИСИМОСТЬ ДЕБИТОВ СКВАЖИН ОТ ТИПА ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРА

Тип коллектора	Месторождения/ максимальный дебит нефти
Карбонатные:	Ханты-Мансийское – более 1000 м3/сут
-известняки доломитистые мелкокристаллические, трещиноватые -известняки мелкозернистые, слабо литифицированные	Котыгъеганское – 55 м3/сут Кошильско-Вахское до 10 м3/сут
Кислые эффузивы и их туфы, кластолавы	Рогожниковское – 190 м3/сут Даниловское – 100 м3/сут Тальниковое – 55 м3/сут Средненазымское – 20 м3/сут Потанайское – 10 м3/сут

Метаморфизованные сланцы палеозоя	Убинское – 95 м3/сут Лумутинское – 10 м3/сут Толумское – 20 м3/сут Среднемулымьинское – 25 м3/сут Каюмовское – 30 м3/сут
Протерозойские сланцы с интрузиями	Красноленинское месторождение (Каменная площадь) – 80 м3/сут Красноленинское месторождение (Лебяжья площадь) – 60 м3/сут Красноленинское месторождение (Восточно-Ингинская площадь) – 20 м3/сут Восточно-Каменное месторождение –20 м3/сут

Представленные в Таблице зависимости свидетельствуют о том, что максимальные дебиты получены в карбонатных коллекторах, а результаты испытания в трех других группах показали резкое снижение дебитов, при этом минимальные дебиты нефти получены в породах-коллекторах по протерозойским сланцам на площадях Красноленинского месторождения. Существует мнение, что вышезалегающие нижнеюрские отложения могут быть как покрышкой для нижезалегающих коллекторах, так и образовывать с ними единую залежь [8]. Что касается кор выветривания, то они, при благоприятных палеогеографических условиях, являются коллекторами, а при образовании их при выветривании глинистых сланцев, филлитов, эффузивов основного состава, глинистых известняков могут образовывать покрышки для ниже выявленных залежей.

Таким образом, вывод о том, что все залежи нефти и нефтепроявления в доюрском комплексе пород в нем открыты случайно, в настоящее время следует считать основополагающим, а сама тематика прогноза, поиска и подготовки их к промышленному освоению остается открытой. Единственным и достаточно эффективным инструментом решения этих задач может быть, по мнению В. И. Кузнецова и А. А. Нежданова [9, 10], комплексирование высокоточной сейсморазведки 3D с данными геофизических исследований скважин и анализа исследования керна и шлама.

Результаты и обсуждение

Объекты в доюрских образованиях по данным сейсморазведки прогнозируются в виде характерных аномалий волнового поля. Получение исходных первичных (полевых) сейсмических материалов программно – алгоритмическими средствами и их обработка современными технологическими приемами направлены на то, чтобы снять факторы, способные сформировать ложный объект. Это, в первую очередь, волны - помехи, дифрагированные, головные (преломленные) волны и другие. В результате процедур обработки в волновом поле выделяются и картируются аномальные эффекты, связываемые с предполагаемыми нефтегазоперспективными объектами. В многочисленных источниках приведены примеры успешного картирования сейсморазведкой нетрадиционных объектов в доюрском комплексе пород [4, 6, 11, 12].

Однако ими же отмечено, что из всего многообразия нефтегазоперспективных объектов, с той или иной степенью достоверности выделяемых и картируемых сейсморазведкой в доюрских образованиях, наиболее противоречивое и неоднозначное толкование геологического строения. Анализ характера волновых картин в пределах открытых залежей нефти позволил определить некоторые их отличительные особенности, которые можно использовать в качестве поисковых сейсмических признаков для выявления нефтегазоперспективных участков недр. При этом, в зависимости от типа горных пород-коллекторов и степени их дезинтеграции, в волновом сейсмическом поле выделяются различные типы сейсмофаций. Как следует из представленной выше таблицы, большинство выявленных скоплений углеводородов в доюрских отложениях приурочены к карбонатным постройкам, корам выветривания и трещинным коллекторам. Из опыта решения задач увеличения детальности и глубинности исследования доюрского комплекса, характеризующихся малоразмерностью и сложным геологическим строением следует, что наиболее полно удовлетворяет объемная сейсморазведка 3D [9].

Немаловажную роль в этом утверждении сыграл и факт подтверждения прогноза перспектив нефтеносности доюрского комплекса пород открытие высокодебитной залежи нефти в карбонатах на Горелой площади (Ханты-Мансийское месторождение), в пределах которого именно по аномалиям волнового поля была выявлена и предложена к опоискованию «прогнозная зона развития карбонатной постройки». В качестве примера на Рисунке 3 представлен прогноз выделения карбонатной постройки на Тайлаковской площади по материалам сейсморазведки 2 D. В целом она обрисовывается выпуклыми в кровле и плоскими в подошве отражающими горизонтами (ОГ), а на границе ее распространения на временных разрезах прослеживаются дифрагированные волны. Косвенными сейсмическими поисковыми признаками выделения карбонатной постройки являются: структуры облекания, амплитуда которых уменьшается вверх по восстанию; смена полярности отражений в кровле постройки с изменением соотношения акустических жесткостей по латерали; резкое уменьшение интенсивности надрифового отражения. Внутри карбонатной постройки наблюдается: увеличение временного интервала между ОГ от кровли и подошвы; наклонные клиноформные, либо нерегулярные волны; понижение частоты записи отраженной волны (ОВ) и ослабление энергии сигнала на разрезах мгновенных фаз, частот и амплитуд; на ПАК-разрезах выделяется «мутная» неслоистая зона, для которой характерны резкие изменения интервальных скоростей. Под предполагаемым рифом наблюдаются: перерывы прослеживаемости подрифовых отражений; изменения интервальных скоростей в толще рифа.

Не менее перспективными в нефтегазоносном отношении также как и рассмотренные выше карбонатные ассоциации, являются практически не изученные коры выветривания (КВ), которые в волновом сейсмическом поле проявляется в особенностях записи отраженной волны А. В волновом сейсмическом поле КВ проявляются в особенностях записи отраженной волны А, приуроченной к подошве доюрских образований (Рисунок 4): на временных разрезах в интервале прослеживания указанных волн выделяются «временные» раздувы, внутри которых появляются дополнительные ОГ, отождествляемые с палеоврезами, в пределах которых накапливались коры выветривания; происходит резкое затухание и интерференция волны А; отмечается появление дополнительного, динамически более выраженного, чем волна А отражения, регистрируемого раньше на 30-40 мс; на динамических разрезах (ПАК - разрезах и др.) отмечаются зоны зон повышенной «раздробленности» ОВ; на специальных картах уверенно прослеживаются характерные скоростные и динамические аномалии.

Рисунок 3. Пример выделения предполагаемых карбонатных построек на Тайлаковской площади по материалам сейсморазведки 2D

Рисунок 4. Фрагмент временного сейсмического разреза 3D в пределах Ендырского вала

На ряде площадей Западной Сибири было установлено, что в случае, если вскрытые бурением толщины кор выветривания превышают 90 м, то на временных разрезах раздельно регистрируются волны А и А1, а где они не превышают 80 м, указанные волны интерферируют, создавая сложное волновое поле [4, 12].

Так, например, в пределах Ендырского вала по характеру аномалии записи отраженной волны А (Рисунок 4), приуроченной к подошве доюрских образований выделена установленная (Ендырское месторождение) и прогнозируемая (Зимнее месторождение) залежи в коре выветривания по метаморфическим породам доюрского комплекса пород. С достаточной степенью надежности установлены основные диагностические признаки выделения рассмотренных выше коллекторов в доюрском комплексе пород [7-10]. При этом всеми, без исключения, исследователями отмечается, что основным (ведущим) методом поисково-разведочных работ на нефть и газ в доюрском комплексе является сейсморазведка МОГТ и возникшее на ее основе новое научное направление – сейсмостратиграфия.

Рисунок 5. Фрагменты временных сейсмических разрезов 3D по линиям I-I и II-II в пределах Белозерной площади Самотлорского месторождения (желтым цветом выделен предполагаемый нефтеперспективный объект в коре выветривания)

Широкое внедрение в производство разработанных принципов сейсмостратиграфии и интерпретации данных сейсморазведки МОГТ-ГИС с этих позиций позволило существенно уточнить строения большинства разрабатываемых месторождений нефти и газа разреза Ханты-Мансийского автономного округа-Югры. Вместе с тем, к сожалению можно отметить, что сегодня интерес к детальному изучению доюрского комплекса пород в научных и производственных организациях не наблюдается, а даже подтвержденные сейсмическими работами 3D объекты остаются не исследованными разведочными работами.

Практически все открытые залежи нефти и нефтепроявления в ДЮК открыты единичными скважинами, а испытания пород-коллекторов проведено в не обсаженном стволе. Это можно объяснить как сложностью геологического строения, так и незначительным нефтегазовым потенциалом данного комплекса пород в общей оценке начальных суммарных ресурсов всех нефтегазоносных комплексах. В качестве такого примера можно считать находящийся в пределах Белозерной структуры Самотлорского месторождения перспективный в коре выветривания объект (Рисунок 5).

В поисковой скважине 1047 при совместном испытании интервала средняя+нижняя юра-палеозой из пласта-коллектора в коре выветривания получена вода с пленкой нефти. Из представленных на рисунке 5 временных сейсмических разрезов 3D следует, что испытанная скважина 1047 была заложена не в оптимальных условиях, поскольку детальная съемка 3D на время её строительства (1987 год) не была проведена. Отметим, что рекомендации ООО «Тюменский нефтяной научный центр» по бурению разведочных скважин в пределах закартированного по сейсморазведки 3D выполнены не были.

Заключение

Анализ состояния ресурсной базы в доюрском комплексе ХМАО-Югры позволяет отметить, что перспективы подготовки запасов промышленных категорий в рассматриваемом комплексе пород достаточно высоки. Имеющиеся на вооружении геофизиков и геологов– интерпретаторов поисковые приемы выявления нефтегазоперспективных объектов в доюрском комплексе по данным сейсморазведки разработаны недостаточно и не позволяют уверенно выделять и прослеживать их не только на уровне временных разрезов и структурных карт, но и прогнозировать участки развития зон с улучшенными коллекторскими свойствами. При использовании обычных методик сейсморазведки МОВ ОГТ при выявлении и картировании подобных объектов следует привлекать методы сейсмостратиграфии и палеотектонического анализа на основе комплексного анализа данных бурения и сейсморазведки. С целью унификации геолого-геофизических приемов картирования и опоискования ловушек нефти и газа в доюрских образования необходимо проведение обобщающих работ по указанной тематике.