73

Размещено на http://www.allbest.ru/

Геолого-геофизические исследования и модели природных резервуаров Баренцево-Карского региона с целью наращивания ресурсной базы углеводородов

Специальность: 25.00.12 - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

доктора геолого-минералогических наук

Дзюбло Александр Дмитриевич

Москва - 2009

Работа выполнена в ООО "Газфлот"

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук Скоробогатов В.А., ВНИИГАЗ

доктор геолого-минералогических наук, профессор, Золоева Г.М., Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина

доктор геолого-минералогических наук, профессор,

Бурлин Ю.К., Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова

Ведущая организация ООО "ТюменНИИгипрогаз"

Защита состоится "______" _____________ 2009 г. в 15: 00 в аудитории 232 на заседании диссертационного совета Д 212.200.02 при Российском Государственном университете нефти и газа им И.М. Губкина по адресу: 119991, Москва, В-296, ГСП-1, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан "______" _____________ 2009 г.

Учёный секретарь

диссертационного совета,

_____________ Е.А. Леонова

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы

В Российской Федерации в соответствии с параметрами энергетической стратегии России до 2020 г. нефтедобыча в известных нефтегазоносных провинциях, расположенных в материковой части, даже с учетом развития и освоения ресурсной базы Восточной Сибири в 2013-2015 г. г. перейдет в падающий режим и к 2020 году сократится на 4% (до 470 млн. т.). Расчетный рост добычи природного газа на суше не обеспечивает прогнозируемый объем спроса на него с учетом увеличения потребностей внутреннего рынка и необходимости выполнения международных обязательств по поставкам российского газа на внешние рынки.

Освоение топливно-энергетического потенциала шельфа России призвано сыграть стабилизирующую роль в динамике добычи нефти и газа, компенсируя возможный спад уровней добычи по континентальным месторождениям в период 2015-2030 годов. Западно-арктический шельф (объект исследований) входят в число приоритетов в развитии и расширенном воспроизводстве минерально-сырьевой базы страны и обладает реальной перспективой формирования в его пределах крупных добывающих центров.

По прогнозным оценкам, в пределах континентального шельфа России начальные извлекаемые суммарные ресурсы углеводородов (НСР УВ) составляют около 100 млрд. тонн условного топлива. Основная часть НСР УВ шельфа представлена ресурсами свободного газа - порядка 76 трлн. куб. м.

По оценкам специалистов около 85% начальных суммарных ресурсов углеводородов приходится на моря Западной Арктики - Баренцево, Печорское и Карское, которым принадлежит ведущее место по нефтегазовому потенциалу арктического шельфа.

ресурсная база углеводород сырье

В диссертации проведен детальный анализ состояния ресурсной базы региона.

Геолого-геофизическая изученность арктического шельфа слабая и, в основном, геологоразведочные работы велись здесь в 80-90-е годы прошлого столетия. Тогда были открыты крупнейшие газовые и газоконденсатные месторождения: в Баренцевом море (уникальное Штокмановское, Ледовое, Лудловское); нефтяные в Печорском море (Приразломное, Долгинское, Варандей-море, Медынское-море); в Карском море на Западно-Ямальском шельфе гиганты Русановское и Ленинградское газоконденсатные, а в Обской губе крупные газовые Северо-Каменномысское, Каменномысское - море (рис.1).

Значительное число открытых на суше месторождений имеют акваториальное продолжение, в силу этого изучены сейсмической разведкой частично, а бурением в акватории не изучены совсем. К их числу относятся месторождения на Ямале Крузенштернское и Харасавэйское; Семаковское, Антипаютинское, Тота-Яхинское в Тазовской губе; Геофизическое, Утреннее, Преображенское в Обской губе.

По оценке ВНИГРИ, площадь транзитного мелководья арктических морей составляет 526 тыс. км², при этом наиболее изучены и одновременно перспективны для поисков нефти и газа мелководные районы Печорского, Карского морей и моря Лаптевых. Начальные суммарные геологические ресурсы углеводородов только Южно-Карского шельфа оцениваются в 49,7 млрд. т. н.э. Значительная часть ресурсов углеводородов (37 %) Южно-Карского шельфа сконцентрирована в пределах его мелководья, а около 47 % их сосредоточено во внутренних водах, главным образом в акватории Обской и Тазовской губ, а также морском продолжении Харасавэйского и Крузенштерновского месторождений.

Изучение транзитной зоны (суша - море), где глубина воды 0-20 м, требует специальных технологий и транспортных средств, значительных затрат. Однако наличие существенного углеводородного потенциала в транзитном мелководье ставит задачу по постановке здесь работ и прежде всего сейсморазведки 3Д. Такие работы, в том числе по инициативе автора в 1999 г. проводило ООО "Газфлот" на месторождениях Варандей-море в Печорском море, а на месторождении Каменномысское-море в Обской губе работы 3Д идут уже 2 полевых сезона (2007-2008 г.) и будут продолжены.

Поиск и разведка морских месторождений нефти и газа в условиях Арктики требуют значительных инвестиций, поэтому существует проблема минимизации затрат на ГГР на каждой стадии их проведения, в том числе при поиске ловушек и залежей, бурении глубоких скважин, обработке и интерпретации полученных данных. Решение этой важной проблемы определяет актуальность работ.

Цель работы

Дать научное обоснование путей и возможностей наращивания ресурсной базы углеводородного сырья на шельфе Баренцево-Карского региона на основе геолого-геофизических и литофизических исследований их природных резервуаров.

Основные задачи исследований

1. Дать сравнительную характеристику геологического строения, развития и нефтегазоносности региона;

2. Выполнить обобщение и анализ результатов изучения литофизических особенностей и коллекторского потенциала продуктивных толщ Баренцево-Карского региона.

3. Разработать геологические и литофизические модели коллекторов природных резервуаров месторождений арктического шельфа.

4. Разработать и дать научное обоснование современной комплексной технологии поиска, разведки и освоения месторождения УВ на арктическом шельфе.

5. Оценить существующие методы петрофизических исследований керна из продуктивных горизонтов изучаемого региона и дать рекомендации по их рациональному комплексу.

6. Заложить основы информационной базы и программного обеспечения геолого-геофизической информации по месторождениям арктического шельфа.

Рис. 1 Арктические моря России

Научная новизна

Выполненная работа является первым комплексным исследованием природных резервуаров арктического шельфа, в котором проанализирован и обобщен широкий круг вопросов геологии, геофизики, бурения и испытания скважин, петрофизики сложных коллекторов, выполнен ряд специальных петрофизических исследований, рассмотрены вопросы оптимизации и повышения эффективности геолого-разведочных работ.

Проведенные исследования позволили получить следующие научные результаты:

1. В диссертации впервые выполнены многоуровневые региональные геолого-геофизические, петрофизические и геохимические исследования процессов формирования природных резервуаров Баренцево-Карского региона, их коллекторского потенциала и модельных представлений.

2. Разработаны и апробированы рациональные комплексы петрофизических исследований продуктивных толщ региона, включающие современные методы изучения их вещества и литофизических характеристик.

3. Составлена и внедрена схема современных технологий поиска и разведки месторождений углеводородов на арктическом шельфе.

4. Разработаны научные основы комплексных исследований зоны транзитного мелководья шельфа арктических морей.

5. Создана и постоянно обновляется информационная база и программное обеспечение геолого-геофизической и промысловой информации для месторождений арктического шельфа. В основу БД положен программный комплекс GeoView, адаптированный к российской геологической шкале и поставленной задаче.

Защищаемые положения

1. Геолого-геофизические модели и коллекторский потенциал природных резервуаров арктического шельфа на основе изучения геофизических полей.

2. Рациональный комплекс геофизических и петрофизических исследований терригенных и карбонатных пород, включающий специальные методы изучения вещества пород и их структурных характеристик.

3. Научное обоснование технологии поисково-разведочных работ на шельфе арктических морей и специфика их применения в зонах транзитного мелководья.

4. Модель первичной геолого-геофизической информации для нефтегазовых месторождений шельфа арктических морей.

Практическая значимость работы

Результаты исследований автора и сделанные рекомендации использованы в производственной деятельности дочернего предприятия ОАО "Газпром" ООО "Газфлот", которое ведет геологоразведочные работы на арктическом шельфе России с 1994 г. С участием автора ОАО "Газпром" разрабатывалась "Программа геологоразведочных работ на 2002-2008г. г. на объектах Обской и Тазовской губ и Приямальского шельфа".

В период с 1996 г. по настоящее время автор принимает непосредственное участие в организации геологоразведочных работ в Баренцевом, Печорском и Карском морях. Ряд выводов и рекомендаций, изложенных в диссертации, использованы в практической деятельности, что способствовало открытию трех нефтяных месторождений в Печорском море, четырех газовых месторождений в Обской и Тазовской губах. Некоторые методические подходы и технологические решения автора применялись при доразведке уникального Штокмановского ГКМ.

В качестве научного консультанта и специалиста по вьетнамскому шельфу автор в период с 2001 по 2007 г. г. неоднократно направлялся ОАО "Газпром" во Вьетнам, где принимал участие в решение проблемы нефтегазоносности шельфа Северного Вьетнама, организации геологоразведочных работ в заливе Бакбо совместным предприятием России и Вьетнама - СОК "Вьетгазпром". В настоящее время там с учетом научно-методических рекомендаций автора ведутся активные геологоразведочные работы и уже открыто первое газовое месторождение.

Проведенные исследования и научные разработки автора могут быть использованы при поисково-разведочных работах не только в море, но и на суше нефтегазовыми компаниями.

Апробация работы

Основные положения, выводы и практические рекомендации докладывались автором на Международных, Всесоюзных и Всероссийских конференциях, симпозиумах, семинарах, в том числе: на Всесоюзных конференциях "Коллекторы нефти и газа на больших глубинах" (Москва, 1978, 1980) и "Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР" (Москва, 1986); научно-технических конференциях "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России" (Москва 1999, 2001, 2003); "Теория и практика морских геолого-геофизических исследований" (Геленджик, 1999); Всероссийской конференции: "Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна" (Тюмень, 2000); на Международных конференциях "Освоение шельфа Арктических морей России-RAO" (С-Пб, 1997, 1999, 2001, 2003, 2005, 2007); "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа" (Москва, МГУ, 2000); "Транзитное мелководье континентального шельфа как ближайший резерв углеводородного сырья для Российской Федерации и ее субъектов" (С-Пб, 2002); "Стратегия развития и освоения сырьевой базы основных энергоносителей России" (С-Пб, 2004); "Нефть, газ Арктики" (Москва, 2006); "Oil and Gas Habitats of Russia and Surrounding Region" (London, 2006); "Second Conference of Geology of Indochina" (Hanoi, 1991); International Symposium/Workshop of Geology, exploration and development potential of energy and mineral resources of Vietnam and adjoining regions (Hanoi, Vietnam, 1994) и др.

Публикации

Основные результаты исследований автора по теме диссертации опубликованны более чем в 50 научных работах в журналах: "Известия ВУЗов", серия "Геология и разведка"; "Газовая промышленность"; "Геология нефти и газа"; "Геофизика"; "Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений"; "Нефть, Газ и Бизнес"; "Нефтяное хозяйство"; монографии, а также в трудах конференций.

Объем и структура работы

Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения, содержит 278 страниц текста, в том числе 70 рисунков и 22 таблицы.

За годы работы над диссертацией автор пользовался консультациями, советами и помощью многих ученых: д. г. - м. н. Поспелова В. В, д. г. - м. н. Холодилова В.А., д. г. - м. н. Гаврилова В.П., д. г. - м. н. Захарова Е.В., д. г. - м. н. Шнипа О.А., д. эк. н. Андреева А.Ф., к. г. - м. н. Зонн М.С., к. г. - м. н. Кирюхиной Т.А., д. г. - м. н. Журавлев Е.Г., к. г. - м. н. Тимонина А.Н., д. ф. - м. н. Ампилова Ю.П., к. т. н. Сидорова В.В., к. г. - м. н. Огнева А.Ф., к. г. - м. н. Туренкова Н.А., которым выражает свою глубокую благодарность и признательность.

Содержание работы

Глава 1. Коллекторский потенциал основных продуктивных горизонтов арктических морей

1.1 Арктические моря Западной Европы

Освоение арктического шельфа имеет давнюю историю, связанную с геолого-геофизическими работами, начиная с середины прошлого века, и в первую очередь с ГРР в юго-западной части Баренцева моря и в Северном море (Норвегия, Англия). Среди большого числа открытых в этом районе месторождений наиболее известные нефтяное месторождение Ниниан в 1974 г. и нефтегазоконденсатное месторождение Брент на шельфе Северного моря открыто в 1976 г.

В значительной степени результаты этих работ нашли продолжении в исследованиях российского арктического шельфа. Ряд методических и технологических решений, выработанных в процессе этих работ на европейском шельфе нашли отражение и развитие в работах советских и российских геологов. В результате активных геологоразведочных работ, начиная с 1980 г. в Баренцево-Карском регионе российского шельфа были открыты крупные и гигантские месторождения газа и нефти, упомянутые выше. Эти обстоятельства побудили автора диссертации рассмотреть совместно основные характеристики и модели нефтегазовых резервуаров европейского арктического шельфа и Баренцево-Карского региона России. Как показало изучение имеющихся по этому региону материалов, нефтегазоносность Баренцево-Карского региона российского шельфа связана в основном с теми же терригенными и карбонатными комплексами мезозоя и палеозоя, что и на шельфе северных морей Европы. В частности, на норвежском шельфе коллекторы нефти и газа приурочены главным образом к песчаникам и встречены в разрезе мезо-кайнозоя до олигоценовых отложений. Основные запасы УВ сконцентрированы в юрских песчаниках.

По данным отечественных (А.В. Ступаковой и др.) и зарубежных (А.М. Spencer, F. G Christiansen и др.) ученых, аналогия в строении нефтегазоносных Западно-Европейских бассейнов и бассейнов Баренцево-Карского региона связана с историей геологического развития арктического шельфа, где известны два типа окраинно-платформенных бассейнов, сформировавшихся на общем древнем основании платформы. Баренцевоморский бассейн в палеозое развивался аналогично Тимано-Печорскому и Свальбардскому бассейнам, для которых характерны три стадии: рифтогенная, синеклизная и инверсионная (А.В. Ступакова 2001г.). Современный структурный план Баренцевоморского бассейна в региональном плане наследует древний палеозойский этап тектонического развития бассейна.

1.2 Баренцево-Карский регион

1.2.1 Меловые коллекторы

К настоящему времени достаточно детально изучены фильтрационно-емкостные свойства меловых отложений севера Западно-Сибирской плиты, в меньшей степени месторождения Приямальского шельфа и Обской и Тазовкой губ. Значительно меньше данных о коллекторском потенциале и способах его изучения для отложений так называемого "нижнего структурного этажа", в первую очередь для юрских образований и, в еще большей степени, - отложений палеозоя.

Неокомский-аптский НГК вскрыт и регионально изучен на месторождениях Крузенштернское, Харасавэйское, Бованенковское, Новопортовское и др. В акваториальной части Южно-Карской НГО комплекс изучен только в верхней части разреза (аптские отложения) на месторождениях Русановское и Ленинградское. Этот комплекс является основным продуктивным комплексом в разрезе большинства известных месторождений полуострова Ямал и на шельфе Карского моря.

Отложения берриас-валанжин-готерива (ахская свита), преимущественно песчано-глинистого состава. В этих отложениях установлены в основном залежи газоконденсатные и нефтегазоконденсатные. Наиболее значимые запасы УВ приурочены к верхнему готериву танопчинской свиты, отложения которой представлены прослоями песчано-глинистых пород. Дебиты газа по лучшим пластам на Харасавэйском месторождении достигали до 1 млн. куб. м/сутки. Коллекторские свойства пород танопчинской свиты изменяются с глубиной и зависят от песчанистости пород-коллекторов.

Альб-сеноманский НГК вскрыт и изучен на месторождениях Русановское и Ленинградское. С этим комплексом связано более 25% выявленных запасов УВ полуострова Ямал, основная часть Ленинградского месторождения, запасы газа в сеномане месторождений газа, открытых в Обской и Тазовской губах. Коллекторы высокопористые (К_п до 40%) песчаники, проницаемость 100-1000мД, что обеспечивает дебиты газа до 500-1500 тыс. куб. м/сут.

1.2.2 Юрские коллекторы

Некоторые данные о фильтрационно-емкостных свойствах юрских коллекторов изучаемого региона и их изменениях с глубиной рассмотрены в работах В.А. Скоробогатова, Н.Н. Немченко, Г.Г. Шемина и др. Отмечено, что в региональном плане на изучаемой территории ФЕС терригенных юрских отложений сохраняются примерно до 3000 м, а затем резко снижаются с глубиной. В то же время наблюдаются и отклонения от этого правила: некоторые литологические разности могут иметь вполне кондиционную емкость (до 15-17 %) и на глубинах более 3500 м. Емкостные и особенно фильтрационные характеристики пород на этих глубинах определяются не межзерновой (интергранулярной) пористостью, а присутствием микро - и макротрещин так, что коллекторы переходят в разряд трещинно-поровых или даже чисто трещинных (в основном для карбонатных пород). Возможность существования пористых и проницаемых зон на глубинах свыше 4 км в осадочном чехле Западно-Сибирской плиты показало бурение Тюменской сверхглубокой скважины. Сохранение ФЕС пород, находящихся на таких глубинах, может быть связано с процессами рифтогенеза и существованием глубинных зон генерации УВ.

Изменения ФЕС юрских терригенных коллекторов определяются не только условиями седиментации и фациальной обстановкой формирования природных резервуаров, но и диагенетическими (вторичными) процессами, интенсивность которых зависит от термобарических условий залегания, распределения геофлюидальных давлений, деструкции керогена и т.п. В результате действия этих факторов наблюдаются метасоматические изменения минерального состава скелета и цемента породы, выпадение кальцита за счет выделения СО₂ при деструкции керогена, быстрое уплотнение песчаных разностей, хотя катагенез органического вещества, входящего в состав породы, может оказывать и некоторое положительное влияние на ФЕС, создавая локальные зоны разуплотнения. В целом эпигенез способствует снижению проницаемости пород и увеличению степени их цементации. Так, в разрезе юры Бованенковского месторождения фоновая проницаемость снижается от 0,5-0,6 мд в пластах Ю_2-3, до 0,2-0,4 мд в пластах Ю_6-7 и до 0,05-0,3 мд в пластах Ю_10-12.

Область распространения АВПД в юрской толще значительно больше, чем в меловой, а в фундаменте должна быть еще больше. Это подтверждается наличием АВПД в уже вскрытых бурением образованиях фундамента на Надымской, Бованенковской, Южно-Русской площадях (С.В. Аплонов, 2001 г.). Обнаружено закономерное уменьшение коэффициента аномальности с удалением от свода структуры, где он достигает максимального значения.

На территории Ямала до глубины 1900 м давления соответствуют гидростатическим и достигают максимальных величин на глубине 3240 м (К_а=1,71). В "переходной" зоне градиент пластовых давлений составляет 0,48-0,84 МПа/10м.

1.2.3 Отложения палеозоя

Раннепалеозойский осадочный бассейн восточной части Баренцева моря по существующим представлениям (Э.В. Шипилов, А.Ю. Юнов и др.) входит в состав единого бассейна, протянувшегося от южного Шпицбергена до Тимано-Печорской области, включая Новоземельскую зону.

В период стабилизации, последовавшим за позднекаледонской фазой активации и рифтогенеза, начали накапливаться главным образом карбонатные фации. Наиболее полно отложения среднего и верхнего карбона мощностью до 470 м изучены в пределах Печоро-Колвинского авлакогена, где они представлены мелководными тонкослоистыми известняками с отдельными линзами высокопористых биогермных известняков. В акватории Печорского моря карбонаты средне-верхнекаменноугольного возраста изучены на Долгинском валу, на Северо-Долгинской и и Южно-Долгинской структурах (отложения среднего карбона и верхнего девона соответственно).

Особую роль в формировании коллекторского потенциала карбонатных образований палеозоя безусловно играют рифовые фации, детально изученные в верхнедевонском комплексе Тимано-Печорской провинции. К ним относятся вторичные реликтово-органогенные и обломочные доломиты, строматолитовые и обломочные известняки различной текстуры. С карбонатными коллекторами в рифовых постройках связаны крупные и часто весьма высокодебитные месторождения нефти и газа. Так, хорошо известны газоносность рифов в Средней Азии, Прикаспийской впадине. Рифовым является резервуар гигантского месторождения Киркук в Ираке, к рифовым относятся месторождения Редуотер, Джуди-Крик в Канаде, группа месторождений Ла-Реформа в Мексике и др. Для большинства месторождений характерные высокие дебиты скважин, плотность запасов и эффективная нефтегазонасыщенная мощность. На месторождении Карачаганак (Прикаспийская впадина) последняя достигает, например, 1500 м.

В пределах Печорской плиты рифовые тела биогермного типа отмечены по ее восточному краю. Рифогенные постройки сложены водорослевыми и строматолитовыми известняками мощностью до 1400 м. Возраст построек - силур - нижний девон. Залежи нефти в рифовых известняках верхнедевонско-нижнефранского карбонатного комплекса установлены на Медынской и Тобойской структурах. В районе Приразломного нефтяного месторождения основной продуктивный комплекс палеозоя (С₁s - Р₁а) сложен рифогенными и органогенными известняками с довольно высокими ФЕС (до 22-24 % пористости и 120-300 мД проницаемости), что обеспечивает дебиты нефти до 600-650 м³/сут. В акватории Печорской плиты в карбонатах пермо-карбона открыт ряд нефтяных и газоконденсатных залежей.

Согласно схеме сейсмофациального районирования, выполненного по данным сейсморазведки 2Д и 3Д в 1997-1998 г. г. в пределах структуры Варандей-море, в ее северной части развиты преимущественно рифогенные фации пермо-карбонового возраста, в центральной - фации биогермных построек. Склоновые фации преобладают на юге структуры. По-видимому, эти же фации распространены на всем протяжении южной части вала Сорокина.

В скважине Северо-Долгинская нижнепермские известняки классифицированы как каркасные биогермные породы, обладающие высокими емкостными показателями (Дзюбло, Зонн, 2004). По ряду диагностических признаков эти отложения, безусловно, относятся к рифогенным. Наиболее высокоемкие их разности приурочены к верхней части разреза ассельско-сакмарских отложений, где распространены так называемые "ситчатые" известняки.

Цепочка рифогенных образований ассельско-сакмарского возраста вытянута с юга на север в западной части Печорской синеклизы. Она проходит с суши на акваторию до острова Колгуев, где прослежен ее поворот в западном направлении. На сейсмопрофилях, выполненных КТЭ ПО "Арктикморнефтегазразведка", выделены аномалии "типа риф", образующие цепочку вдоль Кольской моноклинали. Такие же рифогенные образования нижнепермско-верхнекаменноугольного возраста известны на норвежском шельфе, поэтому цепочка прогнозируется и дальше, огибая Центрально-Баренцевское поднятие в диапазоне стратоизогипс по кровле карбонатов (ОГ "1а"). На острове Колгуев мощность рифогенных тел достигает 200 м. По данным сейсморазведки 3Д, выполненной по заказу ООО "Газфлот" в 2006-2007 г. г., аномалии типа "Риф" обнаружены на Долгинской площади.

Ассельско-сакмарские биогермные постройки Северо-Долгинской структуры и возможно всего Долгинского вала, входящие в состав цепочки аналогичных рифовых массивов вдоль границы мелководного шельфа, позволяют прогнозировать наличие карбонатных резервуаров на локальных структурах Медынского вала (Полярная, Западно-Полярная и др.). Из рифогенных образований сульфатно-карбонатной толщи регионального резервуара (IV комплекса по номенклатуре Е.Г. Бро) получена нефть на Приразломной и Песчаноозерской площадях, а также в скважине Южно-Долгинская №1. Концентрация ОВ в девонских и каменноугольных отложениях достаточно высока, чтобы обеспечить генерацию жидких УВ в наименее погружающихся частях региона и в удалении от стрессовых зон.

1.2.4 Породы фундамента

Анализ отбора и выноса керна из скважин района исследований показал, что освещенность керном разнообразных по литологии, типам пористости, различных по возрасту палеозойских отложений на сегодняшний день - крайне низкая. В интервалах пород, представляющих интерес с точки зрения оценки их коллекторских свойств, освещенность керном еще ниже. Так, на Новопортовской площади на Ямале пройдено с отбором керна всего 12,5% от всего вскрытого разреза палеозойских пород, вынос керна при этом в среднем составил 18,9%, а освещенность керном - всего 2,4%.

На Бованенковском месторождении пройдено с отбором керна в среднем 3,8% от всего вскрытого разреза палеозойских пород, вынос керна при этом в среднем составил 55,4%, а освещенность керном - всего 2,1%.

На Западно-Яротинской площади в скв. № 301 с отбором керна пройдено 1,7% разреза, освещенность керном составила 1,5%.

Анализ изученности палеозойских отложений по керну показал, что отбор керна при поисково-разведочном бурении носил не целенаправленный, а скорее скачкообразный характер. Интервалы проходки с керном в отдельных скважинах составляют 3-7 м на 100-200 м бурения. Даже в интервалах с высоким выносом керна в разнообразных по литотипу породах доюрского возраста привязать керн весьма затруднительно.

Доюрские отложения в изучаемом районе представлены широким спектром пород в зависимости от возраста и типа отложений. Так, на Новопортовском месторождении они сложены гравелитами, брекчией и сильно трещиноватыми доломитами. Девонские и каменноугольные образования здесь представлены почти исключительно карбонатами, в той или иной степени метаморфизованными.

На месторождении Медвежье девонские отложения представлены сланцеватыми известковистыми аргиллитами и известняками, а породы этого же возраста на Надымском месторождении - глинистыми сланцами, туфогенными песчаниками и алевролитами, а также кремнистыми образованиями. На Западно-Яротинском месторождении палеозойские отложения выполнены хорошо сцементированными плотными песчаниками. Протерозойские образования, вскрытые на Новопортовском и Бованенковском месторождениях, сложены зелеными сланцами и порфировидными габбро-диабазами. Характерной общей особенностью разновозрастных палеозойских отложений является их повышенная трещиноватость.

По имеющейся петрофизической информации породы изучаемых отложений обладают плохими фильтрационно-емкостными свойствами, для них характерны низкие значения проницаемости и высокая остаточная водонасыщенность. Среди доюрских отложений наиболее перспективны для поиска коллекторов карбонатные отложения, песчаники, породы коры выветривания и туфогенные породы.

Петрофизическое обеспечение (критерии коллекторов и петрофизические зависимости типа "керн-керн") доюрских отложений позволяет выделять коллекторы, определять пористость и нефтенасыщенность в основном эффузивных пород. Доля исследованных образцов, представленных карбонатными породами и песчаниками, достаточно мала. Для уверенной оценки параметров, необходимых для оценки коллекторских свойств и характера насыщения изучаемых отложений необходимо дальнейшее изучение петрофизических особенностей доюрских отложений на представительной коллекции керна, представленной всеми литотипами доюрских отложений.

Глава 2. Краткая характеристика геологического строения, развития и нефтегазоносности Баренцево - Карского региона

2.1 Современные представления о тектоническом развитии региона

Шельф Баренцева моря является северным продолжением Восточно-Европейской платформы. Фундамент здесь сложен интенсивно дислоцированными и метаморфизированными образованиями архейско-нижнепротерозойского возраста. Осадочный чехол можно условно разделить на два структурных этажа, различающиеся формациями и геологической историей:

- нижний этаж - преимущественно карбонатные комплексы низов карбона, девона, силура, ордовика, возможно, кембрия;

- верхний этаж - глинисто-терригенные толщи с возрастом от перми до кайнозоя включительно.

По существующим представлениям (И.И. Нестеров, А.Э. Конторович, В.П. Гаврилов, В.А. Холодилов и др.) шельф Баренцево-Карского региона относится к пассивным континентальным окраинам атлантического типа. Для них свойственно наличие зрелой материковой коры и возникновение системы листрических разломов вдоль ее внешнего края. Разломы эти формируются в условиях горизонтального растяжения (Ю.Г. Леонов и др., 2007).

В тектоническом отношении в Баренцевом море с севера на юг выделяются: Свальдбарская антеклиза, Западно-Баренцевский и Восточно-Баренцевский мегапрогибы, Центрально-Баренцевская зона поднятий, сочленяющая Западно - и Восточно-Баренцевский мегапрогибы, Приновоземельская ступень, примыкающая к Новоземельско-Пайхойской гряде; Кольско-Канинская моноклиналь.

Акватория Карского моря в тектоническом отношении представляет собой крайнюю северную часть Западно-Сибирской эпигерцинской плиты. На западе плита по глубинному разлому типа краевого шва граничит с Пайхой-Новоземельским орогеном, а на севере ее граница условно проводится по южной оконечности Северо-Сибирского порога.

Складчатый фундамент на севере Западно-Сибирской плиты, по мнению ряда авторов сложен магматическими и метаморфическими породами докембрийского возраста. Результаты сейсморазведки и бурения глубокой скважины на острове Свердруп, которая под юрскими отложениями вскрыла сильно дислоцированные и метаморфизованные породы протерозоя, свидетельствуют о том, что и в пределах акватории Карского моря фундамент имеет в основном докембрийский, вероятнее всего, байкальский, возраст. На отдельных участках, где фундамент был переработан в каледонскую фазу складчатости, в его строении принимают участие и дислоцированные породы нижнего палеозоя.

Осадочный чехол всей Западно-Сибирской плиты и акватории Карского моря как ее части сложен мощной толщей терригенных осадков мезо-кайнозойского возраста.

На изученной сейсморазведкой части акватории четко прослеживаются западная и северная границы Западно-Сибирской плиты. На западе плита по глубинному разлому типа краевого шва граничит с Пайхой - Новоземельским орогеном, а на севере граница плиты проводится по южной оконечности поднятия Северо-Сибирского порога, который, судя по ограниченным сейсмическим и гравиметрическим данным, представляет собой выступ древнего протерозойского фундамента и является периклинальным окончанием Северо-Таймырской складчатой системы.

Остальная часть акватории входит в состав региональных тектонических элементов Западно-Сибирской плиты: Внешнего тектонического пояса и Ямало-Тазовской мегасинеклизы. Граница между ними проводится по крупному флексурному перегибу, соответствующему высокоамплитудному разлому фундамента, которым контролируется распространение пермо-триасовых отложений.

В пределах изученной части акватории и прилегающей суши выделяются тектонические элементы более низкого порядка - Припайхойско-Приновоземельская моноклиза, Южно-Карская синеклиза и северо-восточная часть Пайхой-Таймырской седловины.

Общим для Баренцево-Карского региона является формирование верхнеюрско-нижнемеловой нефтегазоматеринской толщи доманикоидного типа. Это битуминозные кремнисто-глинистые породы Баренцева моря и карбонатно-кремнисто-глинистые толщи баженовской свиты севера Западной Сибири и юга Карского шельфа.

Прослеживается общность положения основных сейсмических отражающих горизонтов (ОГ) мезозоя на обоих участках изученной территории. Горизонт В, приуроченный к пограничным слоям неокома, сложенным глинисто-битуминозными отложениями, сменяющимся по латерали и вертикали клиноформными склоновыми глинисто-песчаными комплексами неокома Печорского моря и практически аналогичный ОГ "Б", депрессионный баженовский горизонт и клиноформная ачимовская толща Западной Сибири. Преобладающее падение клиноформ в обеих регионах западное, депрессионный комплекс в общих чертах также идентичен. Незначительные отличия связаны с несколько большей кремнистостью и меньшей карбонатностью Западно-Сибирского баженовского комплекса.

2.2 Стратиграфия, литофациальная характеристика

Содержание настоящего раздела базируется на изучении материалов глубокого бурения на шельфе Баренцева и Карского морей (Обской и Тазовской губ), материалов бурения на суше - на островах, полуостровах и в прибрежной зоне, материалов морских геофизических работ, результатов геологической съемки, а также исследований известных в нефтегазовой геологии ученых (М.С. Зонн, Ю.К. Бурлин, Е.В. Захаров, Е.Г. Бро, В.А. Скоробогатов и др.)

Основное внимание уделено наиболее разбуренным и изученным автором месторождениям Печорского моря, Обской и Тазовской губ Карского шельфа. В Варандей-Адзьвинской структурной зоне Печорского моря изученный разрез начинается с морских карбонатных толщ ордовика и силура с прослоями глинисто - доломито - эвапоритовых образований. В северо-западной части зоны увеличивается глинистость отложений при сокращении мощности силурийских толщ. В составе верхнего палеозоя также преобладают карбонаты, однако здесь значительную роль играют также глинистые и песчано-алевритовые породы. Пермские толщи несогласно перекрыты переслаиванием песчаников, алевритов, глин триасового возраста континентального происхождения. Юрские отложения с резким стратиграфическим несогласием залегают на размытой поверхности триаса. Они сложены прибрежно - морскими песчаниками и глинистыми породами. Такими же породами образованы и меловые толщи. В составе кайнозойских образований преобладают глины, суглинки, супеси.

В акватории Обской и Тазовской губ разрез начинается со складчатого палеозоя, сложенного разного характера сланцами, карбонатами породами, метомарфизированными песчаниками с горизонтами базальтов. Эти толщи несогласно перекрыты терригенными породами триаса континентального и мелководноморского происхождения. Юрские и меловые образования сложены терригенными и глинистыми породами, иногда углистыми. В составе кайнозоя преобладают глинистые, кремнисто-глинистые, песчано - алевралито - глинистые образования.

2.3 Нефтегазогенерационный потенциал продуктивных комплексов

Геохимический раздел исследований посвящен анализу возможности формирования нефтегазоносности на основе изучения нефтегенерационных способностей отложений осадочного чехла Баренцево-Карского региона. Связанные с этим проблемы с разной степенью детальности были освещены в работах Т.К. Баженовой, И.С. Грамберга, Т.А. Кирюхиной, Ю.И. Корчагиной, Н.П. Лопатина, Н.Н. Немченко, О.И. Супруненко, В.А. Чахмахчева и других специалистов, занимающихся проблемами формирования нефтегазоносности акваторий арктического шельфа и прилегающих сухопутных регионов.

Установлены некоторые региональные закономерности газонефтеносности Баренцево-Карского региона. Одной из наиболее важных из них является смена нефтяных залежей, имеющих преимущественное распространение в континентальном секторе, газоконденсатными и газовыми на месторождениях акваториальной части. Многие исследователи связывают это с увеличением континентальной составляющей в юрских и меловых отложениях, другие считают главной причиной усиление степени катагенеза отложений. Но пока в мезозойских залежах действительно обнаружены только газовые и газоконденсатные залежи.

Моделирование процессов нефтегазообразования в разрезе осадочного чехла на основе анализа нефтегенерационных возможностей нефтегазоматеринских толщ и степени их катагенетической зрелости позволяет фиксировать наличие или отсутствие процессов нефтегазогенерации и их динамику во времени и пространстве.

Геохимические исследования продуктивных отложений Баренцево-Карского региона проводилось на основе изучения материалов немногочисленных скважин, пробуренных на открытых к настоящему времени месторождениях. Кроме того, привлекались данные исследования отложений сопредельной суши Тимано-Печорского и Западно-Сибирского бассейнов и островов, расположенных по периферии Баренцевоморского шельфа. Анализ геохимической информации позволил выделить основные нефтематеринские и газоматеринские толщи различной продуктивности.

К ним относятся в палеозойских отложениях верхнедевонско-каменноугольная и пермская НГМТ, представленные кремнисто-глинистыми битуминозными аргиллитами, содержащими ОВ преимущественно сапропелевого типа. На большей части изучаемой территории эти толщи исчерпали свой генерационный потенциал. Степень преобразования пермских отложений по периферии шельфа соответствует заключительной фазе главной зоны нефтегенерации (градация катагенеза МК₃ - Адмиралтейская площадь), что позволяет предполагать возможность генерации УВ на приподнятых участках периферии Баренцевоморского шельфа.

В Карском регионе палеозойские отложения практически не изучены. Они вскрыты на Ямале и их условно можно отнести к нефтематеринским. Степень их преобразования не позволяет относить их к разряду нефте - и газопроизводящих.

В мезозойских отложениях установлены нефтегагазоматеринские толщи в средне - и верхнетриасовых, нижне-среднеюрских отложениях, представленные прослоями глинистых пород, обладающих хорошими и умеренными нефтематеринскими свойствами. На большей части Баренцевого региона они находятся в ГЗН и способны генерировать как жидкие, так и газообразные УВ, причем в северном направлении предполагается увеличение доли жидких компонентов в силу улучшения качества нефтематеринских толщ. О нефтегазогенерационных способностях триасовых отложений Карского региона данных практически нет. Область распространения их отложений ограничена и приурочена к наиболее прогнутым частям Ямальской палеорифтовой зоны.

В Карском регионе степень преобразования нижне-среднеюрских НГМТ весьма неравномерна. Так, в районе Харасавэйского месторождения степень катагенеза нижне-среднеюрских отложений соответствует главной зоне газогенерации. На Бованенковском месторожении эти отложения находятся в ГЗН.

Верхнеюрские отложения являются основной нефтематеринской толщей в Баренцево-Карском регионе. В Баренцевом море они выделяются как "волжские черные глины", которые являются аналогом баженовской свиты. На большей части Баренцева моря по расчетным данным они не достигли ГЗН или находятся на начальных ее стадиях. Большая степень преобразования отмечается только в Южно-Баренцевской впадине, где они возможно находятся в ГЗН. В Карском регионе верхнеюрские НМТ находятся в ГЗН.

Нижнемеловые и альб-сеноманские НГМТ в Карском регионе содержат большое количество ОВ гумусовой природы в рассеянной и концентрированной форме, что, несмотря на незначительную катагенетическую зрелость (ПК₁-ПК₃), способствует генерации больших количеств газовых компонентов, которые концентрируются в основном в сеноманских ловушках.

Таким образом, в Баренцево-Карском регионе выявлены нефтегазоматеринские толщи в верхнедевонско-каменноугольных и пермских отложениях палеозойской части разреза и в средне-верхнетриасовых, нижнее-среднеюрских, верхнеюрских и меловых отложениях в мезозойском интервале разреза.

Глава 3. Модели природных резервуаров в продуктивных толщах осадочных бассейнов Баренцево-Карского региона

3.1 Принципы моделирования геологических систем

Современная нефтегазовая геология и геофизика располагает все большим и постоянно растущим числом источников информации. К ним относится накопленные за десятилетия общегеологические представления, позволяющие широко использовать метод аналогий в априорных построениях крупно - и мелкомасштабных геологических моделях участков земной коры; результаты аэрокосмических исследований; данные геодинамики и геотектоники; обширный комплекс полевых и скважинных геофизических и геохимических методов разведки; петрофизические и геохимические исследования образцов керна, шлама и пластовых флюидов. Однако при современном состоянии геологии, геофизики и геохимии все же около 30% скважин оказываются неудачными и ликвидируются по геологическим причинам. Этому в значительной мере способствует совершенно различная плотность и равномерность геолого-геофизической информации в отдельных регионах или даже в пределах одной площади. Например, в морских скважинах с ограниченным разведочным бурением, как правило, недостаточен объем петрофизической и геохимической информации, да и просто мало скважин для детального изучения продуктивной толщи. Поэтому на разведочном этапе важнейшим моментом является оценка степени информативности имеющихся геофизических данных, представительности каменного материала, комплекса ГИС. Это требует привлечения математического аппарата и компьютерных технологий, т.е. математического моделирования как объекта изучения, так и процессов, протекающих в недрах.

Математическому моделированию должно предшествовать моделирование геолого-геофизическое, базирующееся на возможно более детальных представлениях о геологическом строении изучаемого участка земной коры и свойствах слагающей его толщи пород.

В настоящее время существует большое количество компьютерных технологий геологического моделирования нефтегазовых месторождений, включающих геометризацию залежей, оценку подсчетных параметров по скважинам, подсчет запасов УВ. В условиях шельфа реальное их применение наталкивается на серьезные трудности, связанные с крайне ограниченным числом разведочных скважин и, соответственно, низкой представительностью каменного материала.

В связи с вышесказанным, оценочные параметры приходится брать по аналогии с другими месторождениями (структурами), чаще всего на сопредельной суше. Такой подход требует максимально возможную достоверность и детальность построения геологической модели. Главным источником информации для этого на поисково-разведочном этапе является сейсморазведка. Современные методы обработки сейсморазведочных данных позволяют не только установить структурные особенности резервуара, но и в ряде случаев судить о фильтрационно-емкостных свойствах коллекторов.

3.2 Геолого-геофизические модели Западно-Сибирской плиты и ее обрамления

3.2.1 Гравитационная и геомагнитная модели

О плотности глубинных слоев Западно-Сибирской плиты можно судить лишь косвенно, главным образом по эмпирическим зависимостям скорости продольных волн от плотности.

По имеющимся на сегодня данным, складчатые и метаморфизованные породы палеозоя, сложенные как терригенными, так и эффузивно-осадочными разностями, характеризуются значительным диапазоном плотности - от 2,45 до 2,75 г/см³. Наибольшее ее значение (в среднем 2,75 г/см³) приходятся на породы нижнего палеозоя и докембрия, представленные гнейсами, гранитами, кремнистыми сланцами, образующими собственно кристаллическое основание (фундамент?) плиты.

Разрез мезо-кайнозоя, сложенный осадочными породами мощностью до 4-5 км (на севере - до 10 км), характеризуется невысокой плотностью, более или менее закономерно увеличивающейся с глубиной, а также, по параллели, от краевых частей к центру

В целом, в области положительного гравитационного поля в средней части исследуемого региона отмечается наличие крупных отрицательных аномалий, которым соответствуют аналогичные по знаку магнитные. Судя по интенсивности (до - 5 мГл) сопредельных гравитационных минимумов и расчетной плотности пород фундамента (порядка 2.58-2.62 г/см³) последние сложены кислыми породами. Основные элементы гравитационного поля хорошо отражают строение региона. Так, конфигурация изоаномал указывает на раздельность Хамбатейского и Северо-Каменномысского месторождений, и в то же время, на возможную связь последнего с Чугорьяхинским.

В области Каменномысского и Нулмуяхинского месторождений резкий подъем фундамента с 6 км до 4.5 км и далее к западу до 3.3 км точно соответствует четко выраженной аномальной зоне, в пределах которой характер гравитационного поля существенно отличается от соседних участков. Это градиентная зона типа гравитационной ступени, в пределах которой значения поля уменьшаются с +7 до - 25 мГал с востока на запад, т.е., воздымание фундамента сопровождается увеличением силы тяжести.

Магнитное поле в целом представляет сложную картину. Можно лишь констатировать тяготение аномалий к формированию вытянутых форм с преобладанием юго-восточного и юго-западного простираний. Достаточно четко проявляется связь аномалий магнитного поля с месторождениями УВ. Газовые месторождения (например, Уренгойское) закономерно отражаются аномалиями пониженных значений Т_а.

Таким образом, глубинные структуры и петромагнитные неоднородности фундамента отражают локализацию месторождений в осадочном чехле, свидетельствуя о возможном сквозном и глубинном характере процессов формирования месторождений УВ в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции в целом и в пределах Обско-Тазовского мелководья в частности.

3.2.2 Сейсмогеологические модели резервуаров нефти и газа Баренцево-Карского региона

В условиях ограниченного бурения и сильной литологической латеральной и вертикальной неоднородности геологического разреза создание сейсмогеологической модели резервуара может решаться весьма неоднозначно. Устранение неоднозначности на этапе прогнозирования разреза (ПГР) обычно выполняется с привлечением сейсмических данных, по которым строится детальная сейсмогеологическая модель разреза, увязанная с литологической и петрофизической характеристиками пород, слагающих разрез и полученных по данным ГИС. Конечным результатом ПГР является построение модели среды, основанной на преобразовании материалов ОГТ в разрезы акустической жесткости и переходе с помощью корреляционных соотношений к оценкам петрофизических параметров, - пористости, песчанистости и др. Наблюдаемые аномалии волнового поля типа "белое пятно" позволяют судить о характере насыщения пород-коллекторов.

Спецификой сеноманских газонасыщенных отложений является крайне низкая коррелируемость разрезов по данным ГИС и сейсморазведки, даже в пределах одного месторождения. Это связано, прежде всего, с неустойчивостью и низкой протяженностью отражающих сейсмических горизонтов из-за крайне сложного характера залегания сейсмофаций, вплоть до их линзовидности, резкого изменения коэффициента песчанистости, различной ориентации аллювиальных и аллювиально-дельтовых систем. Изометричные зоны низких значений коэффициента песчанистости установлены в сводовых частях антиклинальных структур, на глубинах 0-50 м в кровле сеномана.

В то же время резкое снижение акустического импеданса в газонасыщенных разностях, приводящее к формированию высокоамплитудных отраженных волн, позволяет достаточно уверенно картировать границы газонасыщенных резервуаров.

Вариации толщин газоносных пластов отражаются на морфологии сейсмических горизонтов. Наиболее сильно эффект временных задержек проявляется на уровне ГВК, но он прослеживается и на более низких отметках. Временной интервал между кровлей сеномана (горизонт Г) и кровлей верхней юры (горизонт Б) составляет около 1500 мс. Чем ближе к горизонту Г, тем сильнее проявляются временные задержки.

Литологические вариации, наличие плотных прослоев, тектонические нарушения и трещиноватость, структурные неоднородности, - все эти факторы, влияющие на динамику сейсмической записи, крайне трудно поддаются фильтрации. Этому способствует и резкое изменение толщины газонасыщенных интервалов от свода структуры к ее приконтурной части, что осложняет интерпретацию интервальных амплитуд.