О перспективах доизучения разрабатываемых месторождений
Карпухин А.В., Николаева Л.А., Морозов А.С., Воронина Т.В., Фалькович А.В.
ООО «СамараНИПИнефть»
(ОГ ПАО «НК «Роснефть»)
Приведены особенности строения Бобровско-Поровского вала и его региональной принадлежности. Установлена зависимость расположения наиболее крупных, многопластовых месторождений вдоль северной структурной границы вала. С точки зрения перспективности открытий новых залежей, рассмотрен подольский горизонт московского яруса. На основе созданной сейсмогеологической модели, на исследуемой площади определены зоны дальнейшего доизучения подольского горизонта.
Введение
Необходимость восполнения ресурсной базы является приоритетной задачей современного предприятия, ведущего добычу углеводородов. Наряду с открытием новых структур за счет проведения сейсморазведочных работ и поисково-разведочного бурения, актуальным вопросом является поиск пропущенных залежей на месторождениях, имеющих продолжительную историю разработки. Выработка извлекаемых запасов таких крупных месторождений как Бобровское, Покровское, Сорочинско-Никольское (разрабатываемых АО «Оренбургнефть»), на текущий момент составляет более 60 %, а по отдельным залежам достигает 80–90 %. В связи с этим, доизучение и открытие новых объектов в разрезе разрабатываемых месторождений, является важным направлением работ, в том числе для поддержания уровней добычи, снижения капитальных затрат за счет использования пробуренного фонда скважин и действующей инфраструктуры в добывающем регионе.
Характеристика района работ
Район исследования по кристаллическому фундаменту приурочен к Жигулевско-Оренбургскому массиву, по осадочному чехлу — к юго-восточной окраине Волго-Уральской антеклизы, северо-восточной части Бузулукской впадины, внешней бортовой зоны Муханово-Ероховского прогиба, к Бобровско-Покровскому валу (БПВ). Вал является крупной седиментационной структурой второго порядка (рис. 1).
Рис. 1. Фрагмент обзорной структурно-тектонической схемы: 1 — месторождения; 2 — тектоно-седиментационная бортовая зона турнейского возраста; 3 — тектоно-седиментационная бортовая зона фаменского возраста; 4 — северная структурная зона Бобровско-Покровского вала; 5 — граница Оренбургской области; 6 — граница тектонических элементов
Особенностью геологического строения Бобровско-Покровского вала являются структуры облекания многочисленных крупных и мелких биогермных образований позднефаменского возраста. Большинство поднятий этого вала относится к категории седиментационных, характеризующихся многокупольностью строения, асимметричностью крыльев и выполаживанием структурных форм от турнейского яруса до отложений верхней перми.
По числу выявленных месторождений и плотности промышленных запасов нефти БПВ имеет приоритетное значение среди других нефтегазоносных зон Оренбургской области. С точки зрения полноты охвата геологического разреза продуктивными отложениями, наиболее широко охарактеризована его северная часть, которая находится на более высоких абсолютных отметках по отношению к южной, что в свою очередь является следствием исторического формирования регионального наклона стратиграфических горизонтов в процессе седиментационно-тектонического развития территории (рис. 2).
По числу выявленных месторождений и плотности промышленных запасов нефти БПВ имеет приоритетное значение среди других нефтегазоносных зон Оренбургской области. С точки зрения полноты охвата геологического разреза продуктивными отложениями, наиболее широко охарактеризована его северная часть, которая находится на более высоких абсолютных отметках по отношению к южной, что в свою очередь является следствием исторического формирования регионального наклона стратиграфических горизонтов в процессе седиментационно-тектонического развития территории (рис. 2).
Рис. 2. Схематический разрез Муханово-Ероховского прогиба по данным [4]:
D — девонская система;
C — каменноугольная система;
P — пермская система
D — девонская система;
C — каменноугольная система;
P — пермская система
К северной структурной зоне вала приурочено большинство крупных и средних месторождений — Покровское, Бобровское, Герасимовское, Пронькинское, Родинское, Сорочинско-Никольское и др. [1]. Промышленная нефтегазоносность установлена в среднем и верхнем отделах девона, нижнем и среднем отделах каменноугольной системы, а также нижней перми.
Наибольший интерес, с точки зрения перспективности открытий новых залежей, вызывает подольский горизонт московского яруса, относящегося к среднему отделу каменноугольной системы. Поводом для более детального изучения послужило открытие продуктивной залежи пласта Pd на Токском месторождении, расположенном в северо-восточной части БПВ. Признаки нефтенасыщенности были получены в одной из скважин, при промывке, во время бурения бокового ствола. В связи с сокращенным комплексом ГИС в пробуренных скважинах, характер насыщенности по площади устанавливался на качественном уровне, ориентируясь на показания потенциал-зонда. Для снижения доли неопределенности, дополнительно были проведены исследования методом углеродно-кислородного каротажа (С/О). После уточнения границ перспективных интервалов, были проведены испытания скважин, в результате чего получены промышленные притоки нефти, интенсивностью до 55 т/сут. Аналогичный подход был применен на ближайших крупных месторождениях: Покровском и Пронькинском. После проведения комплекса работ по уточнению оптимальных структурных зон и характера насыщенности, были выполнены скважинные испытания подольского горизонта и подтверждена его продуктивность. Полученные результаты представлены в таблице 1.
Наибольший интерес, с точки зрения перспективности открытий новых залежей, вызывает подольский горизонт московского яруса, относящегося к среднему отделу каменноугольной системы. Поводом для более детального изучения послужило открытие продуктивной залежи пласта Pd на Токском месторождении, расположенном в северо-восточной части БПВ. Признаки нефтенасыщенности были получены в одной из скважин, при промывке, во время бурения бокового ствола. В связи с сокращенным комплексом ГИС в пробуренных скважинах, характер насыщенности по площади устанавливался на качественном уровне, ориентируясь на показания потенциал-зонда. Для снижения доли неопределенности, дополнительно были проведены исследования методом углеродно-кислородного каротажа (С/О). После уточнения границ перспективных интервалов, были проведены испытания скважин, в результате чего получены промышленные притоки нефти, интенсивностью до 55 т/сут. Аналогичный подход был применен на ближайших крупных месторождениях: Покровском и Пронькинском. После проведения комплекса работ по уточнению оптимальных структурных зон и характера насыщенности, были выполнены скважинные испытания подольского горизонта и подтверждена его продуктивность. Полученные результаты представлены в таблице 1.
Табл. 1. Результаты опробований подольского горизонта
Геологическая характеристика подольского горизонта
В позднемосковское время (подольско-мячковское) на большей части территории Оренбургской области установились устойчивые мелководно морские условия с накоплением на дне бассейна известковых и доломитовых осадков. Достаточно обильно и разнообразно были представлены флора и фауна. В сочетании с оолитовыми и псевдоолитовыми образованиями они указывают на небольшую глубину моря и неустойчивую его гидродинамику. Для рассматриваемой территории в то время была характерна известково-доломитовая фация, которая представляет собой неплохие емкости для скопления нефти и газа. В ее пределах наряду с мелководными органогенными и шламовыми известковистыми отложениями отмечаются и более глубоководные хемогенные образования кальцита, обогащенные иногда солями магния [2].
По описанию керна, отобранного из продуктивной части пласта на Токском месторождении, подольский горизонт представлен в основном известняками светло-серыми, тонкокристаллическими, уплотненными, крепкими с многочисленными включениями фауны, с пропластками глинистого материала черного цвета, прослоями известняков с выпотами коричневой нефти, местами кавернозным, каверны заполнены кальцитом.
Границы пластов достаточно хорошо выделяются по промыслово-геофизическим материалам. Их мощность изменяется от 2 до 8 м. Роль флюидоупоров выполняют плотные глинисто-карбонатные породы.
По описанию керна, отобранного из продуктивной части пласта на Токском месторождении, подольский горизонт представлен в основном известняками светло-серыми, тонкокристаллическими, уплотненными, крепкими с многочисленными включениями фауны, с пропластками глинистого материала черного цвета, прослоями известняков с выпотами коричневой нефти, местами кавернозным, каверны заполнены кальцитом.
Границы пластов достаточно хорошо выделяются по промыслово-геофизическим материалам. Их мощность изменяется от 2 до 8 м. Роль флюидоупоров выполняют плотные глинисто-карбонатные породы.
Создание сейсмогеологической модели (СГМ)
Открытие подольских отложений на Токском, Покровском и Пронькинском месторождениях послужило началом работ по созданию единой структурной основы – отражающей границы подольского горизонта для выявления потенциально-перспективных зон.
В рамках первого этапа был выбран полигон моделирования, охватывающий 10 месторождений Покровско-Сорочинской группы, общей площадью работ 1 072 км2 и 1 411 скважин глубокого бурения.
Характер волновой картины отражающей границы «Пд» на исследуемой территории олицетворен меняющейся по площади динамической выраженностью — от четкого нуль-фазового перехода до почти полного исчезновения видимой границы. Отражение неустойчивое, часто интерферирующее, теряющее динамическую выразительность.
В качестве исходных данных для динамического анализа использовались временные кубы сейсмических данных (КСД) и рассчитанные на его основе производные (кубы динамических атрибутов), временная корреляция отражающей границы «Пд» и значения эффективных толщин (Нэфф) продуктивных пластов, рассчитанных по данным ГИС. Сводная структурная карта получена с использованием графика зависимости Hабс = f(t0) и отражает актуальную конфигурацию структур (рис. 3).
В рамках первого этапа был выбран полигон моделирования, охватывающий 10 месторождений Покровско-Сорочинской группы, общей площадью работ 1 072 км2 и 1 411 скважин глубокого бурения.
Характер волновой картины отражающей границы «Пд» на исследуемой территории олицетворен меняющейся по площади динамической выраженностью — от четкого нуль-фазового перехода до почти полного исчезновения видимой границы. Отражение неустойчивое, часто интерферирующее, теряющее динамическую выразительность.
В качестве исходных данных для динамического анализа использовались временные кубы сейсмических данных (КСД) и рассчитанные на его основе производные (кубы динамических атрибутов), временная корреляция отражающей границы «Пд» и значения эффективных толщин (Нэфф) продуктивных пластов, рассчитанных по данным ГИС. Сводная структурная карта получена с использованием графика зависимости Hабс = f(t0) и отражает актуальную конфигурацию структур (рис. 3).
Рис.3. Структурная карта по отражающей границе «Пд», СГМ
Временное окно для динамического анализа выбиралось итерационно, исходя из значений глубин залегания и толщины продуктивного пласта, а также из значений интервальных скоростей, характерных для данного интервала.
Используя результаты динамического анализа, на качественном уровне удалось выдвинуть предположение о связи максимальных значений атрибута «Max Peak Amp» (максимальная пиковая амплитуда) и участков с качественной покрышкой ловушек в данном интервале (рис. 4).
Используя результаты динамического анализа, на качественном уровне удалось выдвинуть предположение о связи максимальных значений атрибута «Max Peak Amp» (максимальная пиковая амплитуда) и участков с качественной покрышкой ловушек в данном интервале (рис. 4).
Рис. 4. Фрагмент сейсмогеологической модели Токского месторождения: а — структурная карта по отражающей границе «Пд»;
б — карта атрибута «Max Peak Amp»
б — карта атрибута «Max Peak Amp»
Рис. 5. Схема доизучения подольского горизонта: 1 — месторождения, 2 — залежи верейско-каширского горизонта, 3 — залежи башкирского яруса, 4 — пл.Pd (открытия), 5 — перспективные структуры по СГМ; 6 — контур СГМ; 7 — характер насыщенности пл.Pd по С/О: а — нефть+вода (Кн>50%), б — вода+нефть (40 % < Кн < 50 %), в — пленка нефти (30 % < Кн < 40 %), г — вода (Кн < 30%); I, II, III — зоны доизучения по приоритетности
Анализ размещения продуктивных нефтяных залежей, связанных с подольским горизонтом, показывает их приуроченность к месторождениям, расположенным в северной части БПВ. Данная зона имеет широтное простирание с востока на запад. Еще одной характерной особенностью при выявлении залежей в подольском горизонте является наличие доказанной нефтеносности в башкирском ярусе и верейско-каширского горизонта московского яруса.
В результате проведенных работ первого этапа по построению сейсмогеологической модели, были выделены структурные зоны, на которых имеются предпосылки проведения дальнейших мероприятий для доизучения характера насыщенности ловушек.
Основываясь на результатах и закономерностях стратиграфического наполнения каменноугольных отложений, на БПВ выделены три зоны, характеризующие вероятность успешности открытий нефтяных залежей (рис. 5).
Зона I — является наиболее предпочтительной для проведения работ по доизучению подольского горизонта московского яруса. Здесь необходимо отметить два момента: первый — нередко исследуемая часть разреза представлена неполным комплексом геофизических исследований (ГИС), что затрудняет определение характера насыщенности пласта; второй — влияние вмещающих пород на показания ГИС («низкоомность» интервалов). В связи с этим, для снятия неопределенностей, видится целесообразным проведение дополнительного углеродно-кислородного каротажа (С/О), который достаточно широко применяется на месторождениях Оренбургской области.
Зона II — месторождения, расположенные в южной части вала, имеющие малоамплитудные структурные поднятия в каменноугольном разрезе, но сохраняющие потенциал открытий в подольском горизонте.
Зона III — объединяет в себе месторождения, на которых продуктивные нефтяные залежи в башкирско-московском ярусах полностью отсутствуют. Вероятность открытий в подольском горизонте здесь крайне мала, либо будет связана с единичными объектами.
В результате проведенных работ первого этапа по построению сейсмогеологической модели, были выделены структурные зоны, на которых имеются предпосылки проведения дальнейших мероприятий для доизучения характера насыщенности ловушек.
Основываясь на результатах и закономерностях стратиграфического наполнения каменноугольных отложений, на БПВ выделены три зоны, характеризующие вероятность успешности открытий нефтяных залежей (рис. 5).
Зона I — является наиболее предпочтительной для проведения работ по доизучению подольского горизонта московского яруса. Здесь необходимо отметить два момента: первый — нередко исследуемая часть разреза представлена неполным комплексом геофизических исследований (ГИС), что затрудняет определение характера насыщенности пласта; второй — влияние вмещающих пород на показания ГИС («низкоомность» интервалов). В связи с этим, для снятия неопределенностей, видится целесообразным проведение дополнительного углеродно-кислородного каротажа (С/О), который достаточно широко применяется на месторождениях Оренбургской области.
Зона II — месторождения, расположенные в южной части вала, имеющие малоамплитудные структурные поднятия в каменноугольном разрезе, но сохраняющие потенциал открытий в подольском горизонте.
Зона III — объединяет в себе месторождения, на которых продуктивные нефтяные залежи в башкирско-московском ярусах полностью отсутствуют. Вероятность открытий в подольском горизонте здесь крайне мала, либо будет связана с единичными объектами.
Открытие пласта Pd в пределах Бобровско-Покровского вала послужило началом работ по построению сейсмогеологической модели для выявления новых потенциально-перспективных структур. В границах полигона моделирования выделены перспективные поднятия, для дальнейшего доизучения.
В пределах исследуемой площади выделено три зоны, которые характеризуются различной степенью геологической успешности открытий новых залежей в подольском горизонте. К наиболее приоритетной относится зона «I» — имеющая широтное простирание с востока на запад вдоль северной, структурной границы БПВ.
В настоящее время отложения подольского горизонта характеризуются низкой степенью изученности. В перспективе, необходимо предусмотреть охват детальными геофизическими методами, отбор и лабораторные исследования кернового материала из новых скважин. Это позволит повысить качество геологической основы для составления петрофизических моделей, изучить вопрос надежности флюидоупора, прогнозировать распространение фильтрационно-емкостных свойств.
В пределах исследуемой площади выделено три зоны, которые характеризуются различной степенью геологической успешности открытий новых залежей в подольском горизонте. К наиболее приоритетной относится зона «I» — имеющая широтное простирание с востока на запад вдоль северной, структурной границы БПВ.
В настоящее время отложения подольского горизонта характеризуются низкой степенью изученности. В перспективе, необходимо предусмотреть охват детальными геофизическими методами, отбор и лабораторные исследования кернового материала из новых скважин. Это позволит повысить качество геологической основы для составления петрофизических моделей, изучить вопрос надежности флюидоупора, прогнозировать распространение фильтрационно-емкостных свойств.
1. Багманова С.В., Степанов А.С., Коломоец А.В., Трифонова М.П. Геология Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Учебное пособие. Оренбургский государственный университет. Оренбург: ОГУ, 2019. 127 с.
2. Алиев М.М., Яриков Г.М., Хачатрян Р.О., Виссарионова А.Я., Кузнецов Ю.И., Семенова Е.Г., Съестнова Л.П., Травина Л.М., Шельнова А.К. Каменноугольные отложения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. М.: Недра. 1975. 264 с.
3. Баранов В.К., Галимов А.Г., Донцкевич И.А. и др. Геологическое строение и нефтегазоносность Оренбургской области. Оренбург: Оренбургское книжное издательство, 1997. 272 с.
4. Сухаревич П.М., Кулаков А.И., Коврижкин В.С., Шляпников Г.М. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа Волго-Уральской области. Том VI. Оренбургская область. М.: Недра, 1978. 216 с.
5. Шакиров В.А., Никитин Ю.И., Вилесов А.П., Дерюшев Д.Е., Миропольцев К.Ф. Новое направление поисков залежей нефти на Бобровско-Покровском валу // Нефтяное хозяйство, 2016. № 12. С. 90–94.
2. Алиев М.М., Яриков Г.М., Хачатрян Р.О., Виссарионова А.Я., Кузнецов Ю.И., Семенова Е.Г., Съестнова Л.П., Травина Л.М., Шельнова А.К. Каменноугольные отложения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. М.: Недра. 1975. 264 с.
3. Баранов В.К., Галимов А.Г., Донцкевич И.А. и др. Геологическое строение и нефтегазоносность Оренбургской области. Оренбург: Оренбургское книжное издательство, 1997. 272 с.
4. Сухаревич П.М., Кулаков А.И., Коврижкин В.С., Шляпников Г.М. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа Волго-Уральской области. Том VI. Оренбургская область. М.: Недра, 1978. 216 с.
5. Шакиров В.А., Никитин Ю.И., Вилесов А.П., Дерюшев Д.Е., Миропольцев К.Ф. Новое направление поисков залежей нефти на Бобровско-Покровском валу // Нефтяное хозяйство, 2016. № 12. С. 90–94.
Карпухин А.В., Николаева Л.А., Морозов А.С., Воронина Т.В., Фалькович А.В.
ООО «СамараНИПИнефть» (ОГ ПАО «НК «Роснефть»), Самара, Россия
karpukhinav@samnipi.rosneft.ru
ООО «СамараНИПИнефть» (ОГ ПАО «НК «Роснефть»), Самара, Россия
karpukhinav@samnipi.rosneft.ru
Материалы: региональная структурно-тектоническая схема Оренбургской области, данные о геологическая изученности месторождений Бобровско-Покровского вала, результаты опробований подольского горизонта.
Методы: создание сейсмогеологической модели, определение зон доизучения.
Методы: создание сейсмогеологической модели, определение зон доизучения.
Бобровско-Покровский вал, месторождение, нефтегазоносность, горизонт, сейсмогеологическая модель, исследование, нефтяная залежь
Карпухин А.В., Николаева Л.А., Морозов А.С., Воронина Т.В., Фалькович А.В. О перспективах доизучения разрабатываемых месторождений Бобровско-Покровского вала // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 8. C. 15–19. DOI: 10.24412/2076-6785-2024-8-15-19
08.11.2024
553.982.2
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-8-15-19
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-8-15-19
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88