Результаты реализации программы ГРР

Чикина Н.Н., Никитин Ю.И., Лебедев М.В.


РН-Ближневосточная компания, Тюменский нефтяной

научный центр

В статье рассмотрены результаты проведения специальной Программы ГРР, принятой в 2010 году АО «Оренбургнефть» и причины неуспешности бурения как основа для определения критических факторов прогноза нефтегазоносности.
Введение
Реализация Программы геологоразведочных работ (ГРР) АО «Оренбургнефть», ориентированной на верхнедевонский карбонатный комплекс, привела к существенному увеличению объема сейсморазведочных работ 3D в пределах основных зон нефтегазонакопления. Получение качественных сейсмогеологических моделей строения участков позволило подготовить к бурению ряд перспективных объектов и открыть новые нефтяные месторождения. Существенный УВ потенциал фамена был разведан в результате бурения поисковых скважин, а также при относительно небольших затратах путем зарезки боковых стволов и углубления эксплуатационных скважин с каменноугольных на верхнедевонские продуктивные пласты в пределах разрабатываемых месторождений. Комплексный анализ данных бурения и 3D сейсморазведки позволил разобраться в факторах риска поискового бурения на фаменские отложения.
Целью настоящей работы является обобщение и анализ результатов реализации Программы ГРР по доразведке верхнедевонского карбонатнго комплекса в Оренбургской области выяснение причин неуспешностит и главных факторов риска поискового бурения на фаменские отложения для определения путей обеспечения высокой эффективности ГРР на нефть и газ.
Результаты реализации Программы ГРР
В Оренбургской области первые открытия залежей нефти в фамене относятся к середине 50-х годов прошлого века: в 1955 г. на Ефремо-Зыковской структуре Большекинельского вала была установлена промышленная нефтеносность среднефаменского пласта Дф2. В дальнейшем доразведка Ефремо-Зыковского месторождения привела к обнаружению нефтяных залежей в пластах заволжского надгоризонта верхнефаменского подъяруса: Зл1 (1978 г.) и Зл2 (2003 г.). До 2010 г. такие открытия осуществлялись, в основном, попутно, в процессе поискового и разведочного бурения на терригенный комплекс девона в пределах Южно-Татарского свода (ЮТС) и Большекинельского вала (Новофёдоровское, Школьное, Спасское, Ефремо-Зыковское, Самодуровское, Тарханское месторождения), Бобровско-Покровского вала (Смоляное, Боголюбовское), Восточно-Оренбургского сводового поднятия (ВОСП) (Врезовское, Богдановское) [1, 4].
В 2010 г. началась реализация Программы поисков залежей нефти в верхнедевонском карбонатном комплексе, которая охватывала все основные зоны нефтегазонакопления на ЮТС, Большекинельском валу, ВОСП и Бобровско-Покровском валу. В результате были открыты 101 залежь нефти, из которых наибольшее количество (79) связаны с пластами заволжского надгоризонта, остальные приходятся на нижне-среднефаменские отложения. Наибольшее количество открытий было сделано в период 2017–2020 гг. (рис. 1).
Большинство выявленных залежей приурочены к структурам облекания и дифференциального уплотнения над верхнефранско-нижнефаменскими и фаменскими органогенными постройками, которые в пределах Оренбургской области играют заметную структурообразующую роль при формировании ловушек УВ [1, 3, 4, 6 ,7].
Рис. 1. Динамика открытия залежей нефти в интервале фаменского яруса, поставленных на Государственный баланс в период 1956–2022 гг.

На рисунке 2 показана принципиальная схема формирования структур, образовавшихся в перекрывающей рифы толще терригенных и карбонатных осадков в результате их дифференциального уплотнения. В процессе миграции углеводородов из нефтематеринской доманиковой толщи при наличии коллекторов и надежных покрышек в надрифовых структурах происходило образование залежей нефти.
Рис. 2. Принципиальная схема формирования залежей нефти в структурах дифференциального уплотнения над верхнедевонскими органогенными постройками:
1 — отложения прибрежно-морской равнины; 2 — песчано-алевритовые отложения;
3 — алевролиты, аргиллиты; 4 — мелководно-шельфовые слоистые карбонаты;
5 — рифы; 6 — относительно глубоководные осадки доманикового типа; 7 — миграция УВ; 8 — нефтяные залежи
Большинство открытий в фаменском интервале разреза приурочено к Бобровско-Покровскому валу южного борта Муханово-Ероховского прогиба (рис. 3). Здесь сосредоточен основной объём разведанных в фамене запасов нефти, главным образом, в пластах заволжского надгоризонта [7].
Риc. 3. Бобровско-Покровский вал Оренбургской области [2, с дополнениями]: 1 — Бобровско-Покровский вал; 2 — заволжский бортовой уступ Муханово-Ероховского прогиба; 3 — прогнозный бортовой уступ нижнефаменского барьерного рифа; 4 — среднефаменский барьерный риф; 5 — нижнефаменский барьерный риф; 6 — контуры нефтяных залежей в карбоне; 7 — нефтяные залежи в фамене; 8 — поисковые и разведочные скважины с забоями: а — в турне; б — в карбонатном девоне; в — в терригенном девоне; г — в додевонских образованиях; 9 — направление регионального наклона отложений девона и карбона; 10 — линия геологического разреза (рис. 4).

Первые открытия в результате углубления эксплуатационных скважин были получены на Тананыкском (2013 г., пласт Зл1-1), Долговском (2015 г. Зл1-1, Зл2) месторождениях [6, 7]. В дальнейшем продуктивность заволжских, а также среднефаменских пластов была установлена в процессе бурения поисковых, разведочных скважин, зарезки боковых стволов на Восточно-Толкаевском месторождении, а также на Новольвовском, Вознесенском, Восточно-Петропавловском, Северо-Вознесенском и Бородиновском куполах Сорочинско-Никольского месторождения. В 2019 г. на Западно-Долговском месторождении в заволжском надгоризонте были открыты 4 продуктивных пласта (Зл1-0, Зл1-1, Зл1-2, Зл2), из которых были получены притоки нефти с дебитами до 252 м3/сут.

С Бобровско-Покровским валом связана гигантская зона нефтенакопления, в которой сосредоточено 45 % разведанных запасов нефти Оренбургской области (без учёта Оренбургского месторождения). Постседиментационный инверсионный региональный наклон южного борта Муханово-Ероховского прогиба (МЕП) явился решающим фактором формирования вдоль крутого заволжского бортового уступа, совпадающего в плане с бассейновым склоном среднефаменского барьерного рифа, крупных тектоно-седиментационных поднятий, которые выделяются только в отложениях верхнего девона и карбона – по горизонтам терригенного девона под валом наблюдается наклоненная на юг моноклиналь [3]. Прибортовые поднятия контролируют в разрезе карбона половину НИЗ нефти, разведанных в пределах Бобровско-Покровского вала (Герасимовское, Бобровское, Новобузулукское, Пронькинское, Покровское месторождения) (рис. 3). Характерна многоэтажность месторождений: на отдельных из них в стратиграфическом диапазоне от турнейского яруса нижнего карбона до московского яруса среднего карбона обнаружено более 10 промышленно нефтеносных пластов.

Долгое время в зоне прибортовых поднятий Бобровско-Покровского вала, за исключением Воробьевского месторождения, бурение проводилось, главным образом, до турнейских отложений включительно. Единичные скважины, пробуренные на нефтяных месторождениях со вскрытием терригенного девона и кристаллического фундамента, не выявили продуктивности верхнедевонского карбонатного комплекса. В 2007–2009 гг. западная часть вала на Бузулукской площади (1 790 км2) была изучена 3D сейсморазведкой. На основе её результатов со вскрытием девонских отложений и кристаллического фундамента были пробурены 12 поисковых скважин. В отложениях карбона было открыто среднее по запасам прибортовое Новобузулукское нефтяное месторождение, девонские пласты во всех скважинах оказались непродуктивными. Всего было проведено 14 испытаний среднефаменских и 8 заволжских пластов: только в двух случаях были отмечены нефтепроявления, в остальных интервалах были получены пластовая вода или отсутствие притока. На таких крупных месторождениях, как Бобровское, Герасимовское, Покровское, отсутствуют залежи и в нижней части турнейского яруса (пласт Т2), или открыты залежи незначительных размеров. Это может быть косвенным доказательством того, что покрышки над заволжскими пластами в этой зоне развиты только локально [7].

Южнее прибортовых тектоно-седиментационных структур протягивается вторая линия меньших по размерам локальных поднятий, большинство из которых расположено вдоль бассейнового склона, инверсионно наклоненного нижнефаменского барьерного рифа (рис. 3). С надрифовыми поднятиями в отложениях нижнего карбона связаны значительные запасы нефти. Исключением являются тектонические поднятия Ольховского инверсионного вала над небольшим протерозойским грабеном, где мелкие залежи распределены в широком стратиграфическом диапазоне от среднего девона до нижнего карбона. Все открытия в фаменских пластах на Бобровско-Покровском вале связаны со второй линией локальных поднятий.

Успешные результаты на Речном, Тананыкском, Долговском месторождениях явились доказательством промышленной нефтеносности отложений верхнего девона в пределах западной части вала. На его востоке значительные запасы нефти разведаны в фаменских пластах на Кодяковском, Восточно-Малаховском, Боголюбовском, Сорочинско-Никольском месторождениях, где они контролируются бескорневыми поднятиями над нижнефаменским барьерным рифом (рис. 4).

Рис. 4. Схематический геологический разрез Боголюбовского месторождения [2] (рис. 3)

В пределах этой зоны риф имеет субширотное простирание, поперек регионального наклона территории на юг, в сторону Прикаспийской впадины (рис. 3). В этих условиях в надрифовых отложениях сформировалось тектоно-седиментационные (комбинированные) локальные поднятия: их северные крылья совпадают с флексурой дифференциального уплотнения над крутым бассейновым склоном барьерного рифа, южные крылья образованы региональным наклоном. По длинной оси ловушки контролируются ундуляциями гребня рифа [3].

Залежи пластовые, массивные, иногда тектонически или литологически экранированные. Основные продуктивные пласты Зл1, Зл2, Дф1, Дф2 сложены известняками, доломитами, их переходными разностями с различным количеством глинистой составляющей. Тип коллектора порово-каверновый, порово-каверново-трещинный [6].

В пределах Боголюбовского месторождения (рис. 4) коллекторы барьерного рифа обводнены — непосредственно на нем залегают мелководно-шельфовые отложения с высокими ФЕС. Эти отложения объединены в самый нижний продуктивный пласт месторождения — Дф2. В надрифовом интервале разреза разведаны и разрабатываются 4 нефтяные залежи, связанные с карбонатными пластами Зл1, Зл2 заволжского надгоризонта и Дф1, Дф2 среднефаменского подъяруса. Продуктивные пласты сложены органогенно-обломочными, органогенными, кристаллическими известняками с пористостью 6,5–18,2 %, проницаемостью 6–105,8 мД. Залежи пластовые сводовые, покрышкой являются плотные, глинистые известняки мощностью 5–25 метров.

Анализ причин неуспешности поискового бурения на карбонатный комплекс девона
Реализация специальной Программы ГРР на доизучение верхнедевонского карбонатного комплекса способствовала повышению эффективности геологоразведочных работ АО «Оренбургнефть». Вместе с тем, в ряде скважин, пробуренных в сводах доказанных надрифовых структур, фаменские пласты оказались непродуктивными. Важным аспектом является анализ причин неуспешности, который должен послужить основой для определения критических факторов прогноза нефтегазоносности.
В 2016 г. на куполе Y Бобровско-Покровского вала при испытании в открытом стволе разведочной скважины заволжских пластов была получена нефть. В дальнейшем, на этом же куполе при бурении боковых стволов продуктивность была подтверждена, и залежь введена в разработку (рис. 5).
Рис. 5. Пример невыдержанности покрышки пласта Зл2 на месторождении Бобровско-Покровского вала

В эксплуатационной скважине, расположенной в центре соседнего купола X, практически на тех же абсолютных отметках, что и в разведочной скважине, по данным интерпретации ГИС пласт Зл2 был оценен как водонасыщенный. Эксплуатационная скважина была пробурена в купол доказанной структуры: в вышележащих пластах Б2 и Т1 по результатам испытаний были открыты залежи УВ.
Наличие углеводородов определяется благоприятным сочетанием следующих факторов [5]:
1. Существование резервуара (фактор Р1) (вероятность наличия фаций, обладающих благоприятными коллекторскими свойствами, а также сохранности фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) в результате постседиментационных преобразований).
2. Существование ловушки углеводородов (Р2):
  • существование замкнутого контура или структуры (Р2а);
  • существование флюидоупора (Р2b).
3. Заполнение ловушки углеводородами (P3):
  • наличие и зрелость нефтематеринской толщи (Р3а);
  • наличие благоприятных условий для миграции УВ в ловушки (Р3b).
4. Сохранность залежи (Р4) (наличие постаккумуляционных процессов).
Рассмотрим с этих позиций результаты бурения неуспешной скважины. Как видно на рисунке 5, водонасыщенные коллекторы в пласте Зл2 присутствуют, значит фактор Р1 не является критическим.
Существование замкнутого контура для купола X доказано по вышележащим отложениям, в которых содержатся залежи нефти антиклинального типа. Поскольку ловушка является надрифовой структурой, то вниз по разрезу она должна быть более контрастной. Следовательно, фактор Р2а не является критическим.
Рассматриваемые успешная и неуспешная скважины существенно отличаются по характеристикам флюидоупора над пластом Зл2. В успешной скважине покрышка представлена примерно 14-метровым пластом глинистых карбонатов, что отражено в характерных пиках на кривых ГК и Кгл. В неуспешной скважине на месте покрышки залегает низкорадиоактивный пласт карбонатов с минимальными значениями глинистости. Следовательно, фактор Р2b является критическим.
Поскольку соседний с куполом Х купол Y является продуктивным, то наличие для рассматриваемых отложений зрелой нефтематеринской толщи можно считать доказанным — фактор Р3а не является критическим. То же самое с высокой долей вероятности можно утверждать и по поводу возможности миграции углеводородов – фактор Р3b также не является критическим.
Проведение сейсморазведки 3D не выявило заметных разрывных нарушений в пределах купола Х — выше пласта Зл2 имеются залежи УВ. Следовательно, фактор сохранности залежи Р4 в данном случае также не является критическим.
В целом, выполненный анализ показывает, что неуспех бурения эксплуатационной скважины в пределах купола Х на пласт Зл2 скорее всего связан с отсутствием над ним флюидоупора.
На рисунке 6 приведены данные по успешности бурения скважин в рамках Программы ГРР на отложения карбонатного комплекса девона, начиная с 2010 г.
Рис. 6. Количество успешных и неуспешных: а — скважин, б — объектов в интервале фаменских пластов Зл1, Зл2, Дф1, Дф2 в период с 2010 по 2023 г.г.

Всего было пробурено 90 скважин и вскрыт 101 продуктивный объект. Количество успешных скважин от общего их количества составило 61,1 %.
Успешность по объектам составила 49,3 %. Наибольшее количество открытий приходится на пласты Зл2, Зл1 (рис. 7). Результаты анализа причин неуспешности приведены на рисунке 8.
Рис. 7. Гистограмма количества успешных и неуспешных объектов (пластов)

Рис. 8. Гистограмма распределения причин неуспешности по фаменским пластам

Из приведенной выше гистограммы (рис. 8) следует, что наличие и качество флюидоупоров является основным фактором риска при поисках залежей углеводородов в карбонатных отложениях верхнего девона Оренбургской области. Дополнительные факторы риска — это отсутствие резервуара и отсутствие структуры. Полученные выводы привели к разработке в Тюменском нефтяном научном центре методики оценки качества флюидоупоров в верхнедевонской карбонатной толще [6]. Результатом применения методики на практике явилось значительное повышение в 2017–2022 гг. эффективности поискового бурения на фаменские отложения (рис. 1).
Чикина Н.Н., Никитин Ю.И., Лебедев М.В.

OOO «РН-Ближневосточная компания», Москва, Россия,
ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, Россия

n.chikina@rnbvk.ru
В рамках программы ГРР был проведен комплексный анализ данных бурения и материалов 3D сейсморазведки с целью подготовки фаменских объектов к поисковому бурению, зарезке боковых стволов и углублению скважин на разрабатываемых месторождениях. С целью повышения эффективности прогноза залежей УВ изучены свойства карбонатных покрышек по данным керна, специально отобранного из фаменских флюидоупоров.
Волго-Уральская нефтегазоносная провинция, фаменская карбонатная толща, флюидоупоры, резервуар, факторы риска, надрифовые структуры
Чикина Н.Н., Никитин Ю.И., Лебедев М.В. Результаты реализации программы ГРР на карбонатные отложения верхнего девона Оренбургской области // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 7. C. 42–47. DOI: 10.24412/2076-6785-2024-7-42-47
02.10.2024.
УДК 551
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-7-42-47
Рекомендуемые статьи
Гидрогеология
Оптимизация выбора конструкций водозаборных скважин
В статье обоснована необходимость использования данных гидрогеологической изученности при обосновании конструкций водозаборных скважин для целей хозяйственно-питьевого водоснабжения
Геология
Прогнозирование коллекторских свойств пластов
Опробованный в данной работе алгоритм анализа и обработки исходных данных позволит обоснованно повысить точность, информативность построения геолого-гидродинамических цифровых моделей на других перспективных объектах разработки месторождений углеводородов
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88
office@runeft.ru