Научно-исследовательский семинар: перспективные ресурсы освоения недр

Оглавление

Введение 3
1. Геолого-геофизическая изученность северных районов 4
1.1 Региональная изученность 4
1.2 Изученность глубоким бурением и поисково-разведочным бурением 5
2. Нефтегазоносность палеозойских, триасовых и нижне-среднеюрских
отложений в северных районах 7
2.1 Палеозойский НГК 7
2.2 Триасовый перспективный нефтегазоносный комплекс 7
2.3 Нижнеюрский НГК 8
2.4 Среднеюрский НГК 8
2.5 Анализ глубинного строения северных районов на основе построения
карт-срезов осадочных отложений на глубинах -4 км и -5 км 9
3. Перспективные объекты наращивания ресурсной базы УВС в разрезе
осадочного чехла и доюрских образований 12
Заключение 16
Список используемых источников и литературы 18

Введение

В условиях снижения добычи нефти в главном нефтяном регионе России - Западной нефтегазоносной провинции (ЗСНГП) в Сибири, и особенно в Ханты-Мансийском автономном округе, необходимо искать новые области геологических исследований (геологоразведочные работы), которые увеличат запасы нефти.
В данной статье оценивается потенциал ресурсов нефтяной составляющей в доступном интервале глубин, в основном для газоносных территорий северной части ЗСНГП. Предметом исследования были доюрские отложения северных районов ЗСНГП (нефтегазовые месторождения - Ямал, Гыданьск, Надым-Пур, Пур-Таз и часть Фроловской).
В северных частях провинции юрские отложения содержат значительные запасы нефти, вторые по величине после неороманских рудников, но гораздо менее изученные, что делает их изучение очень важным.
В значительной части северных территорий ЗСНГП залежи нижней и средней юры и доюрского периода находятся ниже 4 км и глубоко погружены, что создает проблему присутствия водохранилищ на этих глубинах. Учитывая сложившуюся мировую практику обнаружения нефтяных скоплений на глубинах 5-7 и до 10 км (Мексиканский залив, бразильский шельф), разработка поисков месторождений на больших глубинах в нефтегазоносных провинциях России является своевременной.
1. Геолого-геофизическая изученность северных районов1.1 Региональная изученностьРегиональные геофизические исследования северных районов ЗСНГП были начаты в 1949 году аэромагнитными измерениями в масштабе 1: 1000000. Небольшое гравитационное исследование проводится с 1954 года.
Наиболее важным для оценки перспектив нефтегазового потенциала в северных регионах было региональное профилирование IOGT, которое проводилось в 2003-2007 гг. Всего выполнено за 1993-2007 годы MOGT 2D - 131486 погонных км, MOGT 3D - 36436 км2. На основании результатов комплексной обработки и интерпретации геолого-геофизической информации по региональным сейсмическим профилям были выявлены новые элементы западносибирской модели на крайнем севере.
Обосновано широкое развитие палеозойского покрова с разногласиями, блокированными триасово-юрскими отложениями, в значительной степени уточнена зона распространения чешского триаса серии Тампей. По результатам обработки и интерпретации было установлено, что вдоль профиля Сибири четко отражены все отражающие опорные горизонты, а в северо-западной части добавлена ​​отражающая граница Iг, которая послужила основой для выделения более старых месторождений. обложки из серии триас Тампей.
В основном, новыми результатами работ по сибирскому профилю являются отсутствие крупных средств разъединения в укрытии, желоба и наличие слабой инверсии горизонта. В предмезозойской части было обнаружено, что слоистые зоны прослеживаются в основном в области сверхглубокой скважины SG-6.
На основе всестороннего анализа временных отрезков из сейсмических профилей MOGT, разработанных в предыдущие годы, были получены данные из записи скважин (геофизические испытания скважин) и VSP (вертикальное сейсмическое профилирование) из близлежащих скважин, стратиграфической привязки и корреляции горизонта, отражающей покрытие С, Г, М, БЯ, Б, Т1, Т3, Т5(Т4), А.
Основными объектами сейсмической разведки нефти и газа за последние 15 лет, которые были связаны с перспективой увеличения запасов углеводородов, не были антиклинические ловушки в различных стратиграфических комплексах: структурно структурированных, литологически, литологически, тектонически экранированных и стратиграфически.1.2 Изученность глубоким бурением и поисково-разведочным бурениемВ настоящее время статус разведки определяется путем бурения северной территории ЗСНГП с использованием следующих показателей: 2 сверхглубоких скважины, 1 эталонная, 16 параметрических, приблизительно 5500 разведочных и разведочных скважин с общим проникновением 70 933 м. Скважина Сюнай-Салинский № 45 ждет испытания. В палеозойских отложениях было обнаружено 11 скважин, две скважины - Тюменская СГ-6 и Эн-Яхинская СГ-7 - чрезвычайно глубокие. Максимальная разведка бурения ограничена южными и центральными районами округа, а минимальная - инструментальными зонами бассейна.
В 1987 году началось бурение сверхглубокой скважины SG-6 в Тюмени с проектной площадью 8 000 м. В 1995 году была пробурена скважина на 7502 м грунта. Отверстие SG-7 - самая глубокая в российском осадочном бассейне на глубине 8250 м.
Параметрическая скважина Ярудейская 38 была пробурена в 2006-2007 годах на глубине 5010 м. На глубине 3834 м были обнаружены земные отложения триаса, которые являются толщиной залива Ярудейской впадины.
По формальному критерию освоения территории методом глубокого бурения (пог. м/км2) нефтегазоносные районы заметно различаются.
В центральных районах НГР степень бурения составляет 88,3 м/км2 (Уренгойская ОГР), 77,2 м/км2 (Венгапурская ОГР), 58,4 м/км2 (Губкинская ОГР). Нефтегазоносные районы, непосредственно прилегающие к центральной зоне и территории полуострова Ямал (средняя и южная части), изучены в несколько меньшей степени. Здесь степень бурения территорий варьируется от 12,4 м/км2 (Южно-Ямальский НГР) до 39,3 м/км2 (Тазовский НГР).
Еще хуже обстоит дело со степенью знаний в региональном НГР Западно-Сибирской губернии. Разведанные площади здесь характеризуются значениями от 4,4 м/км2 и 4,2 м/км2 (Толкинский и Северо-Гыданский НГР соответственно) до 2,1 м/км2 в Щучинском НГР.
Согласно разделу, знания северной части Западной Сибири также неравномерны. Основным объектом исследования и разведки месторождений углеводородов являлись неокомские и апт-сеноманские нефтегазовые комплексы. В результате знание этих комплексов достаточно высоко. Более глубокие юрские нефтегазовые комплексы были обнаружены значительно меньшим количеством скважин, доюрские отложения характеризуются только одиночными скважинами.
Триасовые месторождения Тампейской серии были обнаружены в провинции в целом с помощью 23 скважин, 10 из которых были пробурены в северной части провинции.
По состоянию на 01.01.2019 г. в северной части ЗНГП пробурено 185 разведочных и разведочных скважин общим метражом 677512 м общей площадью 677512 м. Исследование крайне неравномерно: основная доля всех скважин (42,5%) приходится на Бованенковское и Новопортовское месторождения. На полуострове Гыдан нижняя юра была обнаружена только на юге (скважина 25 Тотаяхинской) и в самой северо-западной его части (скважина 122 Штормовой). На сегодняшний день знание глубокого бурения на севере ЗСНГП составляет 1,01 м на 1 км2.
По состоянию на 2019 год в северной части ЗСНГП было пробурено 1404 поисковых и разведочных скважин, в которых обнаружены месторождения средней юры общей площадью 4 531 482 м.
В целом, в северной части ЗСНГП знание месторождений при бурении неравномерно по площади: основная доля всех скважин приходится на южные и юго-восточные районы. На полуострове Гыдан средняя юра практически не обнаружена.
2. Нефтегазоносность палеозойских, триасовых и нижне-среднеюрских отложений в северных районах2.1 Палеозойский НГКПалеозойские отложения промышленно продуктивны в центральных и южных районах провинции. Общее количество вторичных месторождений и нефтяных событий неуклонно растет и достигло 130 месторождений в Западной Сибири. Чаще всего отложения располагаются не на арках мезозойских стоек, а на их склонах, где есть танк и краевая шина.
На Новопортовском месторождении (2530 - 2950 м) были выявлены промышленные залежи в северных районах УВ ЗСНГП, а на Бованенковском месторождении, где приток безводной нефти до 0,2 м3/с.
2.2 Триасовый перспективный нефтегазоносный комплексТриасовый ПНГК является промышленно продуктивным и исключительно нефтяным в центральной части ЗСНГП (Рогожниковское, Восточно-Рогожниковское и получил свое название от месторождений Шпильмана В.И.).
В ряду Тампей месторождений углеводородов пока не выявлено. Однако имеются косвенные признаки промышленного потенциала нефти и газа: на юго-западе области, в зоне расклинивания серии Тампей на Ярудейской площади, нефтенасыщенное ядро ​​было поднято на 38 скважин (были выявлены случаи нефти). в следующих диапазонах: 4014-4038 м, 4053-4079 м, 4092-4119 м, 4228 -4239 м, 4302-4322 м).
Во время теста была получена мазутная пленка. В других районах, где были обнаружены месторождения серии Тампей, приток на Уренгойском дереве, на Береговом месторождении (35) не поступал. Тюменские испытания (СГ-6) показали наличие скоплений газа в трех диапазонах триасовых породных комплексов: 5870-5878 м, 5954-5944 м, 6600-6650 м, газ метана, содержит гелий до 0,11%, метан обогащен тяжелым изотопом углерода.
2.3 Нижнеюрский НГКНа северных территориях ЗСНГП в нижней юре открыто 4 месторождения углеводородов (в Новопортовском, Бованенковском, Ярудейском - газовом конденсате, в Ярайнерском - нефтяном месторождении). В разрезе нижнеюрских формаций выделяются три нефтегазовых подкомплекса: зимний, Шараповский и Надояхский. В данной работе нижнеюрский нефтегазовый комплекс рассматривается как единое целое, без разделения на подкомплексы.
2.4 Среднеюрский НГКВ средней юре было открыто 53 месторождения и 89 месторождений углеводородов (31 из которых - газовый конденсат и 44 нефти). В разрезе среднеюрских формаций выделяются три нефтегазоносных подкомплекса (НГПК): Вымский, Малышевский и Тюменский.
Вымский НГПК. Глинистый покров леонтьевского горизонта толщиной до 80 м служит укрытием для проницаемых пород подкомплекса. Общая мощность подкомплекса редко превышает 300 м. Нефтяные и газовые залежи обнаружены в отложениях подкомплекса в Бованенковском Западно-Тамбейском Малыгинском, Стахановском и других поднятиях. Нефтяные и газовые проявления отмечены на многих структурах.
Малышевский НГПК. Покрытие для проницаемой части водохранилища - формация келловейской глины. Толщина подкомплекса достигает 300 м. Содержание нефти и газа в основном связано с верхней частью подкомплекса. Только 5 месторождений были обнаружены в пластах Ю4-5 на Стахановском, Северо-Венгапурском, Малоямальском и Береговом месторождениях. Многочисленные залежи нефти и газа были отмечены во время бурения и испытаний скважин, а также был описан нефтенасыщенный керн.
Тюменский НГПК - здесь открыто 20 месторождений нефти и газа (пласт Ю2-9) - Береговое, Ярайнерское, Стахановское, Уренгойское, Песцовое, Ярудейское и др. Покрытие проницаемых пород подкомплекса - келловейская глина.
2.5 Анализ глубинного строения северных районов на основе построения карт-срезов осадочных отложений на глубинах -4 км и -5 кмЧтобы выделить объекты глубокой оценки с интервалами, была создана серия карт - структурная карта кровли фундамента, разрезы на глубинах -4 (рисунок 1) и -5 км северных районов ЗСНГП, а также структурные карты кровли водохранилищ (триас, нижняя юра). , Вымский, Малышевский, Тюмень) с шагом 1 км в глубину.
Перспективы обнаружения скоплений нефти и газа на глубинах более 4 км определяются глубиной залегания кровли погреба в большинстве районов Западной Сибири. Карта построенной структуры поверхности фундамента выстроена по глубине с шагом 1000 м. Отражающий сейсмический горизонт «А» ограничен кровлей фундамента в ЗСНГП.
Стратиграфически горизонт привязан к кровле коры выветривания и в местах, где он отсутствует, к эрозионной поверхности слоев разного возраста, которые развернуты интенсивнее, чем вышележащие отложения покровного комплекса. В большинстве северных районов ЗСНГП кровля подвала лежит ниже отметки 4000 м, достигая 8000 м в наиболее затопленных частях - Большехетской и Антипаютинской мегасинеклизах, разделенных внепорядковой структурой - Мессояхским порогом.
Район максимального погружения (9000-10000 м) находится в бассейне Северного Таза. С точки зрения нефтегазового геологического районирования наиболее затопленные территории соответствуют НПО Гыдан и северным частям НПО Надым-Пур и Пур-Таз. Следовательно, можно говорить о максимальной толщине осадочного чехла внутри этих регионов и учитывать их точно при анализе перспектив глубоко погруженных горизонтов северных территорий ЗНГПП. Стратиграфически осадочные отложения ниже 4000 м приурочены к меловому (ачимовскому), юрскому и палеозойскому комплексам.Профиль меридиональной корреляции по 7 скважинам: Тота-Яхинская 25, Ямбургская 123, СГ-7, Уренгойская 414, СГ-6 является показателем определения структурного положения глубоких отложений (в диапазоне от 4 до 5 км) также J1, J2, T и PZ, Западная Таркосалинская 99 и Ярайнерская 23. Из данных профиля видно, что мощность отложений средней Юры уменьшается с севера на юг с 800 м до 420 м, т. Е. почти в два раза, и наблюдается общее уменьшение толщины разреза Юры. На юге рассматриваемого района только ПЗ относится к глубине (менее 4 км).
Согласно разрезам скважин, стратиграфически основной объем осадочного чехла в северных районах провинции находится в глубоком диапазоне от 4 до 5 км на месторождениях J1, J2 и в диапазоне от 5 до 6 км до месторождений J1, T и PZ в зонах без T ограничено, что видно по региональным сейсмическим профилям 27, 32 и 31, и также отражается увеличение производительности с юга на север.
Чтобы проследить пространственное распределение в плане, то есть распределение глубоких отложений с интервалами 4-5 и 5-6 км, были построены карты разрезов северных районов ЗСНГП для символов –4 и –5 км.
На карте разрез (рисунок 1) - 4 км месторождения J1, J2 наиболее распространены на северных территориях.
Вклады среднего жюри в основном распределены в Гайданской НПО. В наиболее затопленных большевистских и гыданских впадинах осадочный чехол накапливается в отложениях верхней юры. Кроме того, в диапазоне 4-5 км ачимовские отложения были обнаружены бурением на Уренгойском и Ямбургском месторождениях; по сейсмическим данным они также обнаружены в большевистской геологической разведке. Распределение и толщина осадка четко контролируются планом строительства.
Рисунок 1 - Карта-срез - 4 км северных территорий ЗСНГП
Активность увеличивается в погруженных частях и уменьшается в положительных структурах. Бурение наиболее изученных возвышенностей.
На отрезке 5 км наиболее распространены отложения триаса, а также J1, J2 в Большехетской впадине. Палеозойские отложения в этом ареале распространены только в ПНГ на севере Гыданского и в южных районах НПО Надым-Пур и Пур-Таз.
В результате исследования, основанного на построении разрезов, можно сказать, что для необходимого интервала 5-6 км объектами оценки в районе исследования будут месторождения PZ, T, J1, J2 и T, которые будут основными. В интервале глубин 4-5 км основными объектами оценки будут осадки J1 и J2. Отложения J3 (Баженовский слой), которые также широко распространены в пределах Большехетской впадины (4-5 км), не будут оцениваться в этом документе из-за отсутствия методологии, разработка которой является отдельной проблемой и сложный.
3. Перспективные объекты наращивания ресурсной базы УВС в разрезе осадочного чехла и доюрских образованийИнтеграция данных о значениях плотности ресурсов и доступности перспективных расположенных объектов послужила основой для определения наиболее перспективных районов разведки в северных районах ЗСНГП на глубинах более 4 км.
Плотность НСР УВ и палеозойского газового конденсата находится в диапазоне от 2900 тонн/кв. км до 17 800 тонн/кв.км.
Для интервала 4-5 км Надымские НГР (17,6), Северо-Гыданские НГР (16,0), Южно-Ямальский, Щучинский и Тазовский со средней плотностью до 15 тыс. т/кв. км характеризуются максимальными плотностями. Для диапазона от 5 до 6 км максимальная плотность в НГР Уренгоя (17,8 тыс. т/кв.км) и в НГР Тамбея (17,5 тыс. т/кв.км).
Для диапазона глубин 6–7 км максимальная плотность в НГР Уренгой, Гыдан и Тазовском составляет в среднем до 17 000 т/кв. км.
Сравнивая самые высокие плотности, а также наличие выявленных локализованных структур с прогнозируемыми ресурсами в этих диапазонах глубин палеозойской нефти и газового конденсата, можно сказать, что следующие области в данных диапазонах глубин должны быть приоритетными для геологических исследований: 4-5 км - Южно-Ямальский НГР с пятью выявленными объектами, в 5-6 км находятся Губкинский НГР с плотностью 14,5 тыс. тонн/кв. км, и 4 идентифицированных объекта с закрывающимся изогипсом на глубине 5100 м, 6-7 км - это Мессовская НГР (плотность НСР УВ 16,2 тыс. тонн/кв. км), 2 обнаруженных объекта и Напалковский НГР (плотность НСР УВ 14,4. тыс. тонн/кв. км) - 1 идентифицированный объект с терминальными изогипами на глубинах от 6100 до 6600 м.
Плотность НСР УВ триаса пНГК распределялись следующим образом в диапазоне 4-5 км: от 3,7 до 61,5 тыс. тонн/кв. км (максимум в Мессовском и Тазовском НГР); интервал 5-6 км: от 3,9 до 45,5 тыс. тонн/кв. км (максимум на месторождениях полезных ископаемых Уренгой, Мессовский и Гыдан); Диапазон 6-7 км: от 0,2 до 67,8 тыс. тонн/кв. км (максимум в Большехетском, Уренгойском, Напалковском и Гыданском НГР).
Сравнивая данные о плотностях, полученных из НСР УВ с наличием объектов, идентифицированных с заданными интервалами, можно говорить о приоритетности исследований в следующих областях: интервал 4-5 км: Мессовский, Тазовский и Гыданский НГР (здесь только локализованная структура была находится в этом диапазоне глубины); интервал 5-6 км: Мессовский и Гыданский НГР - выявлено 3 объекта, с изогессами закрытия на глубине 5500 - 5520 м; Дальность действия 6-7 км: выявлены объекты Большехетского, Напалковского и Гыданского НГР - 5, с изогипсами справа на глубине 6030 - 6350 м.
Плотности нижнеюрского нефтегазоконденсатного месторождения (рисунок 2) распределяются следующим образом: диапазон 4-5 км: от 13,1 до 65,7 . тонн/кв. км (максимум в месторождениях полезных ископаемых Венгапуровский, Мессовский, Мессовский, Тамбейский, Нурминский и Ярудейский); интервал 5-6 км: от 8,6 до 43,8 . тонн/кв. км (максимум в Напалковском, Малыгинском, Уренгойском и Надымском НГР); интервал 6-7 км: от 4,0 до 44,4 . тонн/кв. км (максимум на месторождениях полезных ископаемых из Напалковского, Мессовского и Южно-Ямальского). Учитывая наличие локализованных структур, можно определить приоритетные направления исследований.
Рисунок 2 – Карта плотности НСР УВ среднеюрского НГК (в интервале глубин залегания 4-5 км)
Для диапазона 4-5 км, это Мессовского НГР, здесь были определены 3 объекта с закрывающимся изогипсом на глубине 4 760 - 4 980 м. Для диапазона 5-6 км, это Напалковское НГР - здесь были идентифицированы 9 локализованных объектов с изогипсом закрытия 5 000 – 5 200 м. 6-7 км - районы с максимальной плотностью НСР УВ, потому что в этом диапазоне глубины не найдено никаких объектов.
Начальные суммарные углеводородные ресурсы среднеюрского нефтегазоконденсата были получены путем суммирования рассчитанного НСР углеводорода с Вымского нефтегазоконденсатного месторождения, Малышевского и Тюменского нефтегазоконденсатных месторождений (МГА). На рисунке 2 приведена карта распределения плотности углеводородов по плотности нефти и газового конденсата из средней юры.
Интервал от 4 до 5 км характеризуется плотностью НСР УВ от 18,2 до 125,0 тыс. т/кв. км. Самые высокие плотности ограничены Большехетскому, Уренгойскому и Губкинскому НГР. Учитывая наличие локализованных объектов, основными зонами поиска в этом интервале являются Уренгой и Надымский НГР.
В интервале 5–6 км NSR-HC были оценены только в Уренгойском и Большехетском НГР, локализованные объекты в этом интервале были выявлены только в Уренгойском НГР и должны рассматриваться в качестве приоритетного района поиска.
Заключение

В работе анализируются результаты геолого-геофизических исследований доюрских месторождений, исследуется динамика оценки НСР, охарактеризованы промышленные залежи углеводородов ниже 4 км для северных районов ЗСНГП.
Имеющиеся данные анализируются для глубоководных отложений нижне-среднеюрских, триасовых и палеозойских отложений северных районов ЗСНГП в соответствии с соотношением запасов нефти и газа в уже открытых месторождениях до 4 км, фазовым составом отложений в центральных районах провинции, а также результатами глубокого бурения с учетом открытие в аналогичной структуре и времени развития циркумполярных бассейнов, что позволяет прогнозировать содержание нефти в глубоко затопленных месторождениях рассматриваемого, преимущественно газоносного региона.
На основании результатов сверхглубокого бурения в северных регионах ЗСНГП, учитывая наличие тяжелых термобарических условий и отсутствие прогрессивного уплотнения, можно прогнозировать наличие проницаемых слоев в предполагаемом интервале глубин до 7 км.
Определены приоритетные зоны поиска. В случае палеозойского нефтегазоконденсатного месторождения это: Южный Ямальский НГР (4-5 км), Губкинский НГР (5-6 км), Месовский и Напалковский НГР (6-7 км). Для триасовых пНГК: Мессовская, Тазовская, Гдынская НГР (4-5 км), Мессовская и Гиданская НГР (5-6 км), Большевистская, Напалковская и Гиданская НГР (6-7 км). Для нижнеюрского нефтегазового месторождения - Мессовская НГР (4-5 км), Напалковская НГР(5-6 км), Напалковская, Южно-Джамальская и Мессовская НГР (6-7 км). Для нефтегазового месторождения из средней юры - Уренгойские запасы нефти и газа, Большехетский (4-5 км) и Уренгойский запасы нефти и газа (5-6 км).
Максимальные значения плотности НСР УВ до 125 000 тыс./км2 ограничены диапазоном 4-5 км (среднеюрские отложения), минимальные значения от 0,2 тыс./км2 ограничены диапазоном 6-7 км триасовых отложений.
Список используемых источников и литературы

Лоджевская М.И., Кравченко М.Н., Шевцова М.И., Семенов Е.О. Закономерности размещения и дальнейшие перспективы открытия месторождений УВ в глубокопогруженных горизонтах осадочных бассейнов // Сборник материалов 11-ой Международной научно-практической конференции «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения» Газпром-ВНИИГаз, Москва, 2017, 18 с.
Лоджевская М.И., Петерсилье В.И., Кравченко М.Н., Шевцова М.И. Ресурсный потенциал углеводородов: современное состояние, проблемы, пути решения // Геология нефти и газа, 2015, №5, с.35-44
Кравченко М.Н. Перспективы нефтегазоносности глубокопогруженных отложений осадочного чехла северной части Западно-Сибирского НГБ (ЯНАО) // Материалы международной конференции «Современное состояние наук о Земле», МГУ им.М.В.Ломоносова, Геологический факультет, Москва, 2017г., с.997-998
Кравченко М.Н. Перспективы нефтегазоносности глубокопогруженных отложений осадочного чехла северных районов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции // Геология нефти и газа, 2018, № 6, с.11-19