Нижнепермские резервуары углеводородов
на примере Бижбулякского участка Башкортостана с целью оценки промышленной
нефтегазоносности
на примере Бижбулякского участка Башкортостана с целью оценки промышленной
нефтегазоносности
Утопленников В.К., Ершов А.В.
Институт проблем нефти и газа РАН
Работа посвящена актуальной проблеме снижения прироста запасов нефти
и газа в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции вследствие истощения крупных месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки.
Это ведет к повышению роли трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) как
на распределенном, так
и на нераспределенном фонде недр. В тексте
выделены перспективные участки, такие как Бижбулякский,
где прогнозируются залежи нефти и газа в сложных ловушках.
Особое внимание уделяется юго-восточному склону Восточно-Европейской платформы, признанному перспективным для разведки и разработки новых месторождений. В качестве примера рассматривается Бахтинское месторождение, введенное в опытно-промышленную эксплуатацию. Запасы нефти здесь подсчитаны объемным методом, и месторождение отнесено к категории средних по запасам.
Работа подчеркивает необходимость дальнейших научных исследований для оценки промышленной нефтегазоносности пермских мегарезервуаров на выделенных перспективных участках, включая Бижбулякский. Рекомендовано проведение целенаправленных геологоразведочных работ с применением современных технологий.
и газа в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции вследствие истощения крупных месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки.
Это ведет к повышению роли трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) как
на распределенном, так
и на нераспределенном фонде недр. В тексте
выделены перспективные участки, такие как Бижбулякский,
где прогнозируются залежи нефти и газа в сложных ловушках.
Особое внимание уделяется юго-восточному склону Восточно-Европейской платформы, признанному перспективным для разведки и разработки новых месторождений. В качестве примера рассматривается Бахтинское месторождение, введенное в опытно-промышленную эксплуатацию. Запасы нефти здесь подсчитаны объемным методом, и месторождение отнесено к категории средних по запасам.
Работа подчеркивает необходимость дальнейших научных исследований для оценки промышленной нефтегазоносности пермских мегарезервуаров на выделенных перспективных участках, включая Бижбулякский. Рекомендовано проведение целенаправленных геологоразведочных работ с применением современных технологий.
Сокращение прироста запасов нефти и газа, а также истощение разрабатываемых преимущественно на поздних стадиях крупных месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции приводят к снижению уровня добычи и увеличению доли трудноизвлекаемых запасов нефти и газа (ТРИЗ) как на распределенном, так и на нераспределенном фонде недр. В этой связи был выделен ряд высокоперспективных нефтегазоносных участков, включая Бижбулякский [1, 2, 5].
Нижне-верхнепермский структурно-фациальный этаж, представляющий собой мегарезервуар, содержит залежи нефти, газа и битума с трудноизвлекаемыми запасами в сложно построенных антиклинальных литологических, стратиграфических и комбинированных ловушках (ЛСКЛ), установленных в пределах восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, как на длительно разрабатываемых месторождениях,
так и на нераспределенном фонде недр.
Нижне-верхнепермский структурно-фациальный этаж, представляющий собой мегарезервуар, содержит залежи нефти, газа и битума с трудноизвлекаемыми запасами в сложно построенных антиклинальных литологических, стратиграфических и комбинированных ловушках (ЛСКЛ), установленных в пределах восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, как на длительно разрабатываемых месторождениях,
так и на нераспределенном фонде недр.
Данные бурения и геолого-геофизических исследований нижнепермских отложений свидетельствуют о том, что юго-восточный склон Восточно-Европейской платформы в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции является высокоперспективным на открытие
и вовлечение в разведку и разработку мелких, средних, а в последующем, возможно, и крупных ресурсов нефти, образующих мегарезервуары [3, 4].
Значимым примером этого являются открытие и ввод в опытно-промышленную разработку среднего по запасам Бахтинского нефтяного месторождения Тарказинско-Чегодаевской зоны нефтегазонакопления в Республике Башкортостан на границе с Оренбургской областью.
Оно приурочено к нижнепермской карбонатно-рифогенно-сульфатной формации Знаменско-
Шкаповской зоны регионального нефтегазонакопления на востоке, в которой выделен Бижбулякский рифогенный объект, находящийся в нераспределенном фонде недр.
и вовлечение в разведку и разработку мелких, средних, а в последующем, возможно, и крупных ресурсов нефти, образующих мегарезервуары [3, 4].
Значимым примером этого являются открытие и ввод в опытно-промышленную разработку среднего по запасам Бахтинского нефтяного месторождения Тарказинско-Чегодаевской зоны нефтегазонакопления в Республике Башкортостан на границе с Оренбургской областью.
Оно приурочено к нижнепермской карбонатно-рифогенно-сульфатной формации Знаменско-
Шкаповской зоны регионального нефтегазонакопления на востоке, в которой выделен Бижбулякский рифогенный объект, находящийся в нераспределенном фонде недр.
Оперативный подсчет запасов нефти и газа Бахтинской залежи выполнен объемным методом по состоянию изученности на 01.06.2010 г. Объектами подсчета запасов являются отложения кунгурского, артинского и сакмарского ярусов нижнего отдела пермской системы [2, 7, 11].
В целом по залежам нефти Бахтинского месторождения в кунгурском, артинском и сакмарском ярусах начальные геологические запасы нефти составляют: категория С1 — 9941/2783 тыс. т, категория С2 — 42293/12124 тыс. т, что позволяет отнести его к средним по запасам. Первичная постановка запасов на государственный баланс утверждена протоколом №126-98 Центральной комиссии МПР РФ по государственной экспертизе запасов нефти, природного газа и газового конденсата за 1997 год по ЗАО СП «ВИНКА» от 07.04.1998 года.
В целом по залежам нефти Бахтинского месторождения в кунгурском, артинском и сакмарском ярусах начальные геологические запасы нефти составляют: категория С1 — 9941/2783 тыс. т, категория С2 — 42293/12124 тыс. т, что позволяет отнести его к средним по запасам. Первичная постановка запасов на государственный баланс утверждена протоколом №126-98 Центральной комиссии МПР РФ по государственной экспертизе запасов нефти, природного газа и газового конденсата за 1997 год по ЗАО СП «ВИНКА» от 07.04.1998 года.
Анализ материалов бурения поисково-разведочных и структурных скважин восточной части Волго-Уральской провинции показал, что, несмотря на большое количество скважин, вскрывших нижнепермские резервуары, коллекторские и нефтегазоматеринские свойства, а также характер насыщения керна исследованы слабо даже в пределах площадей с обильными нефтепроявлениями, поскольку основной задачей была разведка нижних частей разреза девона и карбона после открытия в них гигантских месторождений Туймазинского, Ромашкинского, Арланского, Шкаповского и других [1, 5, 6].
Петрофизические исследования были проведены в незначительном объеме, в единичных скважинах, и методика определения подсчетных параметров не была разработана. Технологии первичного и вторичного вскрытия, а также качественного освоения продуктивных горизонтов в трудноизвлекаемых резервуарах не были разработаны [1, 2, 7, 13].
Петрофизические исследования были проведены в незначительном объеме, в единичных скважинах, и методика определения подсчетных параметров не была разработана. Технологии первичного и вторичного вскрытия, а также качественного освоения продуктивных горизонтов в трудноизвлекаемых резервуарах не были разработаны [1, 2, 7, 13].
Все это свидетельствует о необходимости проведения дальнейших научно-исследовательских работ по изучению пермских мегарезервуаров и оценки их промышленной нефтегазоносности на выделенных перспективных участках, включая высокоперспективный Бижбулякский.
Получение новых данных о региональной битумо- и нефтеносности верхне-нижнепермских отложений Волго-Урала обуславливает необходимость постановки целенаправленных геологоразведочных работ на нефть и газ в верхней части разреза с использованием инновационных технологий (вскрытие на депрессии, расширенный комплекс ГИС, испытание
с ИПТ, приток — состав и др.). Благоприятным фактором является то, что ареалы развития залежей нижнепермской нефти находятся преимущественно в зонах разрабатываемых месторождений
с развитой нефтепромысловой инфраструктурой, доступ к которой должен обеспечиваться законодательно [10, 14].
Получение новых данных о региональной битумо- и нефтеносности верхне-нижнепермских отложений Волго-Урала обуславливает необходимость постановки целенаправленных геологоразведочных работ на нефть и газ в верхней части разреза с использованием инновационных технологий (вскрытие на депрессии, расширенный комплекс ГИС, испытание
с ИПТ, приток — состав и др.). Благоприятным фактором является то, что ареалы развития залежей нижнепермской нефти находятся преимущественно в зонах разрабатываемых месторождений
с развитой нефтепромысловой инфраструктурой, доступ к которой должен обеспечиваться законодательно [10, 14].
Эти факторы делают неглубокозалегающие, в основном мелкие и средние по запасам низкодебитные нефтяные и газовые залежи в нижнепермском комплексе очень привлекательными для промышленного освоения резервуаров в пределах месторождений, находящихся в разработке, и нераспределенного фонда недр в соответствии с ФЗ-396 от 02.12.2019 г., предусматривающим возможность организации научно-технических полигонов по разработке технологий поиска, разведки и разработки залежей с ТРИЗ с выдачей соответствующих лицензий, в том числе компаниям малого и среднего бизнеса.
Бижбулякский участок в Республике Башкортостан рекомендуется для организации полигона по исследованию ТРИЗ в нижнепермских мегарезервуарах, экранируемых эвапоритами кунгурского яруса.
Бижбулякский участок в Республике Башкортостан рекомендуется для организации полигона по исследованию ТРИЗ в нижнепермских мегарезервуарах, экранируемых эвапоритами кунгурского яруса.
Эти факторы делают неглубокозалегающие, в основном мелкие и средние по запасам низкодебитные нефтяные и газовые залежи в нижнепермском комплексе очень привлекательными для промышленного освоения резервуаров в пределах месторождений, находящихся в разработке, и нераспределенного фонда недр в соответствии с ФЗ-396 от 02.12.2019 г., предусматривающим возможность организации научно-технических полигонов по разработке технологий поиска, разведки и разработки залежей с ТРИЗ с выдачей соответствующих лицензий, в том числе компаниям малого и среднего бизнеса.
Бижбулякский участок в Республике Башкортостан рекомендуется для организации полигона по исследованию ТРИЗ в нижнепермских мегарезервуарах, экранируемых эвапоритами кунгурского яруса.
Бижбулякский участок в Республике Башкортостан рекомендуется для организации полигона по исследованию ТРИЗ в нижнепермских мегарезервуарах, экранируемых эвапоритами кунгурского яруса.
Бижбулякский участок непосредственно примыкает с юго-запада к Шкаповско-Знаменской зоне нефтегазоносности, простирающейся субширотно в направлении Орловского нефтяного месторождения (рис. 1).
Рис. 1. Структурная схема по нижнепермским отложениям. 1–5 — зоны нижнепермских локальных структур; отображение: погребенных грабенообразных прогибов; 6 — конседиментационных; 8 — постседи-ментационных; 7 — отображение зон горстовидных поднятий; 9–11 — границы палеозойских структур-мегарезервуаров; 12 — пермские валы; 13 — участки с установленной и прогнозной нефтегазоносностью в пермском мегарезервуаре (Е.В. Лозин, 2015)
Эта зона отчетливо проявляется по всем горизонтам палеозоя. Ее северо-восточный борт погружается в направлении Aктаныш-Чишминского прогиба на 200–250 м по девону, а юго-западный — в направлении Оренбургской области, где юго-западное и южное погружение отложений становится региональным.
На фоне пологого погружения выделяются локальные структурные осложнения — поднятия и разделяющие их прогибы. Наиболее обширным поднятием является Бижбулякская структура, расположенная к северо-западу от села Бижбуляк (рис. 2). Ее размеры по замкнутой изогипсе
-280 м составляют 4×2 км, амплитуда — 11 м, а по изогипсе -285 м — 6×3 км, амплитуда — 16 м. Структура простирается на юго-восток и в своей северо-западной части осложнена двумя куполами. Бижбулякская структура по артинским отложениям и реперу К4, вероятно, отражает структуру облекания позднесакмарского биогерма. Об этом свидетельствует несоответствие залегания маркирующих поверхностей артинского и кунгурского ярусов кровле сакмарского яруса. Вверх по разрезу от кровли К4 амплитуда структуры увеличивается. По кровле подсоленосной толщи амплитуда структуры достигает 40 м за счет образования биогермных доломитов в толще глинистых ангидритов и доломитов и увеличения мощности ангидритов в нижней части разреза подсоленосной толщи [1, 13].
На фоне пологого погружения выделяются локальные структурные осложнения — поднятия и разделяющие их прогибы. Наиболее обширным поднятием является Бижбулякская структура, расположенная к северо-западу от села Бижбуляк (рис. 2). Ее размеры по замкнутой изогипсе
-280 м составляют 4×2 км, амплитуда — 11 м, а по изогипсе -285 м — 6×3 км, амплитуда — 16 м. Структура простирается на юго-восток и в своей северо-западной части осложнена двумя куполами. Бижбулякская структура по артинским отложениям и реперу К4, вероятно, отражает структуру облекания позднесакмарского биогерма. Об этом свидетельствует несоответствие залегания маркирующих поверхностей артинского и кунгурского ярусов кровле сакмарского яруса. Вверх по разрезу от кровли К4 амплитуда структуры увеличивается. По кровле подсоленосной толщи амплитуда структуры достигает 40 м за счет образования биогермных доломитов в толще глинистых ангидритов и доломитов и увеличения мощности ангидритов в нижней части разреза подсоленосной толщи [1, 13].
Рис. 2.Структурная карта Бижбулякского участка по кровле пласта К4 кунгурского яруса [В.К. Утопленников, А.В. Ершов 2024]
На юго-западе площади выявлено другое локальное поднятие — Мало-Седякское, которое отделяется от Бижбулякской структуры широким (до 1 км) пологим прогибом глубиной до 10 м. Мало-Седякская структура малоамплитудная, ее высота по северо-западному крылу составляет 10 м. Она округла в плане и имеет по замкнутой изогипсе -295 м размеры 3,5×3 км.
Третье структурное осложнение — Елбулак-Матвеевское — намечается в восточной части площади на участке скважин 55, 207, 216 Белебей-Абдулино. По кровле репера К4 здесь намечается приподнятая зона северо-западного простирания, отделяющаяся от Бижбулякской структуры прогибом северо-восточного простирания, проходящим через скважину 1 Бижбуляк. Наличие такого прогиба косвенно подтверждается глубоким прогибом с амплитудой 20 м, имеющим северо-западное простирание в направлении скважины 1 Бижбуляк, вскрытым двумя скважинами —
10 Канаш и 1 153 Сухореченская, в 5 км к северо-востоку от Бижбулякской площади. Не исключено, что этот прогиб отражает существование крупных разломов в нижележащих палеозойских отложениях, связанных с грабенообразными прогибами. Амплитуды поднятий составляют
до 10–15 м.
Третье структурное осложнение — Елбулак-Матвеевское — намечается в восточной части площади на участке скважин 55, 207, 216 Белебей-Абдулино. По кровле репера К4 здесь намечается приподнятая зона северо-западного простирания, отделяющаяся от Бижбулякской структуры прогибом северо-восточного простирания, проходящим через скважину 1 Бижбуляк. Наличие такого прогиба косвенно подтверждается глубоким прогибом с амплитудой 20 м, имеющим северо-западное простирание в направлении скважины 1 Бижбуляк, вскрытым двумя скважинами —
10 Канаш и 1 153 Сухореченская, в 5 км к северо-востоку от Бижбулякской площади. Не исключено, что этот прогиб отражает существование крупных разломов в нижележащих палеозойских отложениях, связанных с грабенообразными прогибами. Амплитуды поднятий составляют
до 10–15 м.
Методика и объемы геологоразведочных работ
в нижнепермских отложениях
Нижнепермские отложения имеют региональное развитие и нефтегазонасыщены не только в Башкортостане, но и на сопредельных территориях Татарстана, Удмуртии, Пермской и Оренбургской областей. Выделяются следующие тектонические закономерности.
Структуры, обусловленные тектоническими процессами и рифообразованием, приурочены, как правило, к зонам сочленения сводовых поднятий первого порядка и их склонов и областей палеошельфов.
Структуры смешанного типа приурочены преимущественно к зонам сочленения сводовых
поднятий и их склонов с позднедевонскими бортами Актаныш-Чишминского и Шалымского некомпенсированных прогибов.
Структуры, обусловленные тектоническими процессами и рифообразованием, приурочены, как правило, к зонам сочленения сводовых поднятий первого порядка и их склонов и областей палеошельфов.
Структуры смешанного типа приурочены преимущественно к зонам сочленения сводовых
поднятий и их склонов с позднедевонскими бортами Актаныш-Чишминского и Шалымского некомпенсированных прогибов.
Седиментационные структуры отличаются отсутствием «корней» в терригенном девоне. Возникнув в позднедевонско-турнейское время, эти структуры характеризуются длительной историей своего развития, в основном как структуры облекания. По мере продвижения к депрессионным частям некомпенсированных прогибов возраст седиментационных структур становится все более молодым.
Для нижнепермских отложений классическими ловушками углеводородов в первую очередь должны быть положительные структуры, особенности скопления нефти или газа в которых обусловливаются, прежде всего, протяженностью пласта-коллектора и прерывистостью или проницаемостью покрышек [1, 2, 7, 12].
Для нижнепермских отложений классическими ловушками углеводородов в первую очередь должны быть положительные структуры, особенности скопления нефти или газа в которых обусловливаются, прежде всего, протяженностью пласта-коллектора и прерывистостью или проницаемостью покрышек [1, 2, 7, 12].
Следующим по распространенности типом ловушек являются тектонически экранированные.
По данным структурного бурения отмечено, что при малой величине амплитуды вертикального смещения (менее 60–100 м) образуется экран для формирования залежи углеводородов, при большей амплитуде (более 60–160 м) создаются условия и для вертикальной миграции в сторону приподнятых блоков, и образование залежи углеводородов в данном случае возможно только при полном заполнении углеводородов протяженного участка и минеральном выполнении зоны дизъюнктивного нарушения.
Также достаточно развиты и неструктурные залежи углеводородов, литологически экранированные, что обусловлено часто встречающейся фациальной неоднородностью пластов, процессами сульфатизации и ангидритизации пород по площади резервуара [1, 2, 9].
По данным структурного бурения отмечено, что при малой величине амплитуды вертикального смещения (менее 60–100 м) образуется экран для формирования залежи углеводородов, при большей амплитуде (более 60–160 м) создаются условия и для вертикальной миграции в сторону приподнятых блоков, и образование залежи углеводородов в данном случае возможно только при полном заполнении углеводородов протяженного участка и минеральном выполнении зоны дизъюнктивного нарушения.
Также достаточно развиты и неструктурные залежи углеводородов, литологически экранированные, что обусловлено часто встречающейся фациальной неоднородностью пластов, процессами сульфатизации и ангидритизации пород по площади резервуара [1, 2, 9].
Известно, что в зоне разрывных нарушений резко увеличивается трещиноватость пород, что существенно улучшает их проницаемость и повышает продуктивность скважин в ловушках. Исследователями показано, что грабенообразные прогибы отмечаются наличием в нижнепермских отложениях узких депрессионных зон. Учитывая вышеуказанные факты, свидетельствующие о возможности вертикальной миграции углеводородов по глубинным разломам, перспективы нефтегазоносности сопредельных с такими депрессиями территорий резко возрастают как на приподнятых, так и на опущенных блоках [1, 2, 7, 8].
Исходя из этого, заложение скважин необходимо производить, прежде всего, на обеих границах депрессионной зоны, с последующим оконтуриванием открытых залежей углеводородов по профилям, пересекающим локальные поднятия, с учетом особенностей региональной тектонической обстановки.
Исходя из этого, заложение скважин необходимо производить, прежде всего, на обеих границах депрессионной зоны, с последующим оконтуриванием открытых залежей углеводородов по профилям, пересекающим локальные поднятия, с учетом особенностей региональной тектонической обстановки.
Весьма сложными остаются выявление и оконтуривание литологических залежей углеводородов, и в данном случае необходимо привлечение методов скважинной сейсморазведки, позволяющих из одной скважины производить изучение геометрии и внутреннего строения залежи во все стороны со значительным удалением от скважины (до 0,5–0,8 км). Участки с резкой границей фациальной неоднородности пластов сейсмоакустическими методами выявляются и локализуются с хорошей точностью и достоверностью.
Учитывая высокую стоимость участков земли для бурения скважин, а также дороговизну и трудности перевозки буровых установок, лимитированность площадок из-за наличия сельхозугодий, водоохранных зон, экономически целесообразно вести разведочные работы путем кустового бурения поисково-оценочных наклонно-направленных и горизонтальных скважин, которые при получении из них притоков нефти впоследствии можно использовать как эксплуатационные. Удаление забоя от устья в данном случае достигает до 300–500 м. А если провести в каждом наклонном или горизонтальном стволе скважины сейсмоакустические исследования, то радиус изучения геометрии залежи с данного куста достигает 1–1,5 км, что, учитывая малую глубину залегания продуктивных пластов (300–800 м), обеспечивает значительную площадь изучения околоскважинных зон [1].
Учитывая высокую стоимость участков земли для бурения скважин, а также дороговизну и трудности перевозки буровых установок, лимитированность площадок из-за наличия сельхозугодий, водоохранных зон, экономически целесообразно вести разведочные работы путем кустового бурения поисково-оценочных наклонно-направленных и горизонтальных скважин, которые при получении из них притоков нефти впоследствии можно использовать как эксплуатационные. Удаление забоя от устья в данном случае достигает до 300–500 м. А если провести в каждом наклонном или горизонтальном стволе скважины сейсмоакустические исследования, то радиус изучения геометрии залежи с данного куста достигает 1–1,5 км, что, учитывая малую глубину залегания продуктивных пластов (300–800 м), обеспечивает значительную площадь изучения околоскважинных зон [1].
Ввиду того что многими исследованиями отмечается удовлетворительное соотношение структурных планов отложений девона и карбона с нижнепермскими, позволяющее по данным структурного бурения на нижнепермские отложения подготавливать объекты для выявления структур в нижних горизонтах девона и карбона, можно решать и обратную задачу, то есть по выявленным локальным структурам и залежам нефти и газа в нижнекаменноугольных и девонских отложениях прогнозировать наличие положительных структур и залежей углеводородов в нижнепермских отложениях, с учетом возможного смещения структурных планов.
Исходя из необходимости ввода в разработку пластов с близкими коллекторскими и гидродинамическими характеристиками, а также ввиду большого этажа
нефтегазоносности нижнепермских отложений, необходимо выделить первоочередные объекты разведки с целью локализации структур и оперативного подсчета запасов нефти и попутного газа.
Исходя из необходимости ввода в разработку пластов с близкими коллекторскими и гидродинамическими характеристиками, а также ввиду большого этажа
нефтегазоносности нижнепермских отложений, необходимо выделить первоочередные объекты разведки с целью локализации структур и оперативного подсчета запасов нефти и попутного газа.
Рекомендуется объединить пласты Р5 и Р6 в один объект поисково-разведочных работ, так как они в ряде случаев представляют единую гидродинамическую систему. Кроме того, оба пласта имеют значительные мощности и сходные фильтрационно-емкостные свойства.
Бурение геологоразведочных скважин целесообразно проводить с куста: первая скважина вертикальная, с максимальной геолого-геофизической нагрузкой: отбор керна из всех пластов-коллекторов, расширенный комплекс ГИС, опробование пластов испытателями на трубах, газовый каротаж, испытание в колонне пластов снизу вверх, с геофизическим контролем и сопровождением. Следующими наклонно-направленными скважинами производить локализацию залежей нефти. В этих скважинах также желательно выдерживать комплекс геолого-
геофизических исследований в максимальном объеме, так как результаты бурения и испытания скважин будут использованы при обосновании подсчетных параметров пластов. При неясности отдельных участков структуры целесообразно в наклонно-направленных скважинах производить сейсмоакустические исследования. Затем можно переходить к изучению таким же способом следующего перспективного участка.
Бурение геологоразведочных скважин целесообразно проводить с куста: первая скважина вертикальная, с максимальной геолого-геофизической нагрузкой: отбор керна из всех пластов-коллекторов, расширенный комплекс ГИС, опробование пластов испытателями на трубах, газовый каротаж, испытание в колонне пластов снизу вверх, с геофизическим контролем и сопровождением. Следующими наклонно-направленными скважинами производить локализацию залежей нефти. В этих скважинах также желательно выдерживать комплекс геолого-
геофизических исследований в максимальном объеме, так как результаты бурения и испытания скважин будут использованы при обосновании подсчетных параметров пластов. При неясности отдельных участков структуры целесообразно в наклонно-направленных скважинах производить сейсмоакустические исследования. Затем можно переходить к изучению таким же способом следующего перспективного участка.
Такой «кустовой» метод бурения поисковых и разведочных скважин позволит значительно ускорить оценку нефтегазоперспективности локальных участков и ввод их в опытно-промышленную разработку.
Методика и объемы рекомендуемых работ на Бижбулякском участке планируются с учетом удовлетворительной изученности структуры и фациальных особенностей нижнепермских отложений структурным бурением.
Основной целью поискового этапа исследований являются обоснование и разработка направлений и рекомендаций для повышения эффективности геологоразведочных работ в нижнепермском региональном нефтегазоносном комплексе с определением видов и объемов работ, направленных на выявление, открытие, оценку запасов залежей и месторождений нефти и газа в пределах Бижбулякской зоны поднятий, закартированной по кровле репера К4, кровлям артинского и сакмарского ярусов.
Методика и объемы рекомендуемых работ на Бижбулякском участке планируются с учетом удовлетворительной изученности структуры и фациальных особенностей нижнепермских отложений структурным бурением.
Основной целью поискового этапа исследований являются обоснование и разработка направлений и рекомендаций для повышения эффективности геологоразведочных работ в нижнепермском региональном нефтегазоносном комплексе с определением видов и объемов работ, направленных на выявление, открытие, оценку запасов залежей и месторождений нефти и газа в пределах Бижбулякской зоны поднятий, закартированной по кровле репера К4, кровлям артинского и сакмарского ярусов.
Оценка возможного прироста запасов
на Бижбулякском участке
Авторами были проанализированы сведения по месторождениям нефти в нижнепермском карбонатном комплексе по семи месторождениям Пермской области, шести месторождениям Оренбургской и Бахтинскому в Республике Башкортостан, находящимся на балансе. Эти месторождения были выбраны с учетом глубины залегания продуктивных пластов и геологическим условиям, близким к условиям Бижбулякской площади.
Если принять за основу при определении возможного прироста запасов для Бижбулякской площади наиболее часто встречающуюся плотность в объеме 5,0 тыс.т/га, то в итоге получим по трем структурам Dл (табл. 1).
Если принять за основу при определении возможного прироста запасов для Бижбулякской площади наиболее часто встречающуюся плотность в объеме 5,0 тыс.т/га, то в итоге получим по трем структурам Dл (табл. 1).
Табл. 1. Оценка ресурсного потенциала нижнепермских отложений Бижбулякского участка
Программа научно-методических работ на Бижбулякском участке, ориентированная на нижнепермский мегарезервуар, представляет собой инновационный проект, требующий применения передовых геолого-геофизических методов и технологий. Основная цель программы — исследование сложнопостроенных карбонатных резервуаров с кавернозно-поровым и трещиноватым типом пустотного пространства.
Оценка возможного прироста запасов углеводородов в нижнепермском комплексе на Бижбулякском участке составляет 16, 850 млн тонн условного топлива, что свидетельствует о высокой экономической целесообразности проведения поискового этапа геологоразведочных работ (ГРР). Эти работы направлены на определение промышленной нефтегазоносности данного участка.
Оценка возможного прироста запасов углеводородов в нижнепермском комплексе на Бижбулякском участке составляет 16, 850 млн тонн условного топлива, что свидетельствует о высокой экономической целесообразности проведения поискового этапа геологоразведочных работ (ГРР). Эти работы направлены на определение промышленной нефтегазоносности данного участка.
Исследования на Бижбулякском участке, направленные на изучение нижнепермского мегарезервуара, являются перспективным проектом, предполагающим использование современных геолого-геофизических подходов и технологий. Результатом данной программы являются всестороннее исследование сложнопостроенных карбонатных коллекторов с порово-кавернозной и трещинной структурой пустотного пространства и подготовка объектов для поисково-разведочного бурения с целью открытия залежей и месторождений в зонах нефтегазонакопления комбинированного типа.
Анализ геолого-геофизических материалов и данных по нефтегазоносности нижнепермских отложений Волго-Урала подтвердил их высокие перспективы.
Выполненные структурные построения по кровле репера К4 в подошве кунгурского яруса позволили выделить основные региональные закономерности размещения структурно-фациальных зон и приуроченных к ним зон нефтегазонакопления, образующих мегарезервуары.
Уточнены геологические модели Бижбулякской, Мало-Седякской и Елбулак-Матвеевской структур рифогенного и комбинированного типов.
Оценены коллекторские, фильтрационнно- емкостные и физические свойства образцов горных пород, позволившие выделить нефтенасыщенные пласты-коллекторы и использовать их при интерпретации стандартных и новых методов ГИС.
Полученные данные используются при подсчете запасов нефти и газа и постановке их на государственный баланс на Бахтинском нефтяном месторождении.
Для рентабельной разработки залежей пермского мегакомплекса требуется организация полигонов в соответствии с ФЗ № 396 от 02.12.2019 года для отработки технологий поиска, разведки и добычи УВ с ТРИЗ.
Одним из перспективных для поисков, разведки и разработки залежей нефти и газа, содержащих ТРИЗ в нижнепермском мегарезервуаре, является Бижбулякский участок, расположенный между крупным Шкаповским и средним по запасам Сатаевским нефтяными месторождениями на юго-восточном погружении Южно-Татарского свода.
Выполненные структурные построения по кровле репера К4 в подошве кунгурского яруса позволили выделить основные региональные закономерности размещения структурно-фациальных зон и приуроченных к ним зон нефтегазонакопления, образующих мегарезервуары.
Уточнены геологические модели Бижбулякской, Мало-Седякской и Елбулак-Матвеевской структур рифогенного и комбинированного типов.
Оценены коллекторские, фильтрационнно- емкостные и физические свойства образцов горных пород, позволившие выделить нефтенасыщенные пласты-коллекторы и использовать их при интерпретации стандартных и новых методов ГИС.
Полученные данные используются при подсчете запасов нефти и газа и постановке их на государственный баланс на Бахтинском нефтяном месторождении.
Для рентабельной разработки залежей пермского мегакомплекса требуется организация полигонов в соответствии с ФЗ № 396 от 02.12.2019 года для отработки технологий поиска, разведки и добычи УВ с ТРИЗ.
Одним из перспективных для поисков, разведки и разработки залежей нефти и газа, содержащих ТРИЗ в нижнепермском мегарезервуаре, является Бижбулякский участок, расположенный между крупным Шкаповским и средним по запасам Сатаевским нефтяными месторождениями на юго-восточном погружении Южно-Татарского свода.
1. Утопленников В.К., Самигуллин Х.К., Антонов К.В. и др. Нижнепермский нефтегазоносный комплекс платформенной части юго-запада Башкортостана. М.: Издательство Академии горных наук, 2000. 271 с.
2. Лозин Е.В. Геология и нефтегазоносность Башкортостана. Уфа: БашНИПИнефть, 2015. 704 с.
3. Бакиров А.А. Геологические основы прогнозирования нефтегазоносности недр. М.: Недра, 1973. 325 с.
4. Огаринов И.С. Строение и районирование земной коры Южного Урала.
М.: Наука, 1973. 85 с.
5. Утопленников В.К., Драбкина А.Д. Сложноэкранированные залежи углеводородов в нижнепермских отложениях юго-восточного склона Русской платформы // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 3. С. 41–45.
6. Утопленников В.К. Методы прогнозирования и поиска месторождений нефти и газа, связанных с мегарезервуарами в нижнепермском комплексе Волго-Уральского нефтегазового бассейна // Булатовские чтения. 2024. Т. 1.
С. 76–78.
7. Утопленников В.К., Ершов А.В., Ефремова А.Д. Условия и факторы формирования залежей углеводородов в нижнепермских мегарезервуарах, экранированных региональными флюидоупорами в Волго-Уральском нефтегазоносном бассейне с трудноизвлекаемыми запасами //
Новая техника и технологии для трудноизвлекаемых запасов углеводородов: Материалы научно-практической конференции им. В.В. Лаптева. Уфа: Новтек Бизнес, 2024. С. 49–51.
8. Утопленников В.К., Ершов А.В., Ефремова А.Д. К проблеме образования залежей углеводородов в мегарезервуарах фундамента и осадочного
чехла на Зондском шельфе Вьетнама и Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции // Геология и минеральные ресурсы Европейского северо-востока России. Сыктывкар: 2024. Т. 3. С. 81.
9. Хисамов Р.С., Гатиятулин Н.С., Сухов К., Ахметшин А.З. Выделение нефтеперспективных участков в нижнепермском комплексе западного склона Южно-Татарского свода // Георесурсы. 2015. № 1. С. 54–61.
10. Хисамов Р.С., Екименко В.А., Добровольская К.К., Марковская Т.В.
Изучение верхней части разреза осадочного чехла и поиск высокозалегающих залежей сверхвязкой нефти сейсморазведочными работами МОГТ-2Д
на территории Республики Татарстан // Георесурсы, 2016. Т. 18. № 4. Ч. 2.
С. 300–305.
11. Гуторов Ю.А., Косолапов А.Ф., Утопленников В.К. Перспективы и пути расширения углеводородно-сырьевой базы Башкортостана на основе применения нетрадиционных технологий добычи. Уфа: УГНТУ, 2012. 212 с.
12. Хисамов Р.С., Бачков А.П., Войтович С.Е. и др. Геологические основы поисков и разведки месторождений сверхвязкой нефти в центральной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Казань: Наследие нашего народа, 2022. 184 с.
13. Утопленников В.К., Самойлов В.А. Проект изучения нефтегазоносности нижнепермских отложений на Бижбулякской площади Республики Башкортостан. Государственный комитет РБ по геологии и использованию недр. Октябрьский: 1994. С. 41 с граф. приложениями на 4 л.
14. Валуйскова Т.Н., Валуйскова Е.В. Вопросы нормативно-правового регулирования освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородного
сырья // Новая техника и технологии для трудноизвлекаемых залежей углеродов, Уфа, 26 мая 2021 г. Уфа: Новтек Бизнес, 2021. С. 71–72.
2. Лозин Е.В. Геология и нефтегазоносность Башкортостана. Уфа: БашНИПИнефть, 2015. 704 с.
3. Бакиров А.А. Геологические основы прогнозирования нефтегазоносности недр. М.: Недра, 1973. 325 с.
4. Огаринов И.С. Строение и районирование земной коры Южного Урала.
М.: Наука, 1973. 85 с.
5. Утопленников В.К., Драбкина А.Д. Сложноэкранированные залежи углеводородов в нижнепермских отложениях юго-восточного склона Русской платформы // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 3. С. 41–45.
6. Утопленников В.К. Методы прогнозирования и поиска месторождений нефти и газа, связанных с мегарезервуарами в нижнепермском комплексе Волго-Уральского нефтегазового бассейна // Булатовские чтения. 2024. Т. 1.
С. 76–78.
7. Утопленников В.К., Ершов А.В., Ефремова А.Д. Условия и факторы формирования залежей углеводородов в нижнепермских мегарезервуарах, экранированных региональными флюидоупорами в Волго-Уральском нефтегазоносном бассейне с трудноизвлекаемыми запасами //
Новая техника и технологии для трудноизвлекаемых запасов углеводородов: Материалы научно-практической конференции им. В.В. Лаптева. Уфа: Новтек Бизнес, 2024. С. 49–51.
8. Утопленников В.К., Ершов А.В., Ефремова А.Д. К проблеме образования залежей углеводородов в мегарезервуарах фундамента и осадочного
чехла на Зондском шельфе Вьетнама и Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции // Геология и минеральные ресурсы Европейского северо-востока России. Сыктывкар: 2024. Т. 3. С. 81.
9. Хисамов Р.С., Гатиятулин Н.С., Сухов К., Ахметшин А.З. Выделение нефтеперспективных участков в нижнепермском комплексе западного склона Южно-Татарского свода // Георесурсы. 2015. № 1. С. 54–61.
10. Хисамов Р.С., Екименко В.А., Добровольская К.К., Марковская Т.В.
Изучение верхней части разреза осадочного чехла и поиск высокозалегающих залежей сверхвязкой нефти сейсморазведочными работами МОГТ-2Д
на территории Республики Татарстан // Георесурсы, 2016. Т. 18. № 4. Ч. 2.
С. 300–305.
11. Гуторов Ю.А., Косолапов А.Ф., Утопленников В.К. Перспективы и пути расширения углеводородно-сырьевой базы Башкортостана на основе применения нетрадиционных технологий добычи. Уфа: УГНТУ, 2012. 212 с.
12. Хисамов Р.С., Бачков А.П., Войтович С.Е. и др. Геологические основы поисков и разведки месторождений сверхвязкой нефти в центральной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Казань: Наследие нашего народа, 2022. 184 с.
13. Утопленников В.К., Самойлов В.А. Проект изучения нефтегазоносности нижнепермских отложений на Бижбулякской площади Республики Башкортостан. Государственный комитет РБ по геологии и использованию недр. Октябрьский: 1994. С. 41 с граф. приложениями на 4 л.
14. Валуйскова Т.Н., Валуйскова Е.В. Вопросы нормативно-правового регулирования освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородного
сырья // Новая техника и технологии для трудноизвлекаемых залежей углеродов, Уфа, 26 мая 2021 г. Уфа: Новтек Бизнес, 2021. С. 71–72.
Утопленников В.К., Ершов А.В.
Институт проблем нефти и газа РАН, Москва, Россия
vutoplennikov@ipng.ru
Институт проблем нефти и газа РАН, Москва, Россия
vutoplennikov@ipng.ru
Опубликованные материалы работ и результаты исследований авторов в лаборатории ресурсной базы нефтегазового комплекса ИПНГ РАН. Использованы современные сейсморазведочные, промыслово-геофизические методы исследования и исследования керна.
рифовая формация, фациальный состав, разрывные нарушения, нефть, газ
Утопленников В.К., Ершов А.В. Нижнепермские резервуары углеводородов на примере Бижбулякского участка Башкортостана с целью оценки промышленной нефтегазоносности // Экспозиция Нефть Газ. 2025. № 3. С. 26–31. DOI: 10.24412/2076-6785-2025-3-26-31
26.03.2025
УДК 550.812:553.982
DOI: 10.24412/2076-6785-2025-3-26-31
DOI: 10.24412/2076-6785-2025-3-26-31
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88