ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЙ

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЙ

     Русское месторождение расположено в  северной части Пур-Тазовского междуречья Западно-Сибирской равнины и в административном отношении относится к Тазовскому району Ямало-Ненецкого автономного округа.

     Административный  центр Тазовского района п.Тазовский расположен в 110 км к северо-западу от границы месторождения. Ближайший населенный пункт Тазовского района п. Тибейсале находится в 65 км к северо-западу. Коренное население района - ненцы, ханты, их доля составляет около 38,7 % от общей численности населения района. Среди миграционного населения преобладают русские, украинцы, татары.

     Ведущие отрасли хозяйства - газовая промышленность, геологоразведочные работы. Традиционные отрасли: оленеводство, охотничий промысел, рыболовство, сбор дикоросов. Материально-технические  базы расположены в поселках Тазовский  и Газ-Сале.

     Ближайшими  месторождениями, находящимися в стадии промышленной эксплуатации, являются: Заполярное газоконденсатное месторождение, Восточно-Таркосалинское нефтегазоконденсатное, расположенное в 190 км юго-западнее и Уренгойское газоконденсатное - в 150 км западнее лицензионного участка.

     В районе участка отсутствует какая-либо инфраструктура: дорожная сеть, объекты  электроснабжения, трубопроводы, населенные пункты, базы производственного обслуживания. В границах участка реки не судоходны  на весь период открытой воды.

     При освоении месторождения грузы могут  доставляться на ж.д. станцию ‘’Коротчаево’’ и речпорт ‘’Уренгой’’, далее доставка автотранспортом по автодороге (115 км) и зимнику (40 км).

     Ближайший аэропорт с бетонной взлетно-посадочной полосой, принимающий самолеты типа ТУ-154, АН-12 и ИЛ-76, находится в г. Н-Уренгой. В п. Тазовский в зимнее время действует аэропорт с ледовой  полосой, площадки для приема вертолетов имеются в п. Тазовский и Газ-Сале. 
 
 
 
 

1. Геолого-геофизическая  изученность

1. Анализ  геолого-геофизической изученности

     Русское газонефтяное месторождение открыто  в 1968 году.

     Планомерные геолого-геофизические исследования на территории Тазовского района  проводились  с 1950 года. Район был покрыт мелкомасштабными съемками (М 1:1 000 000) регионального характера, в частности (табл.1.1):

     - государственной геологической  (1954-1955, ЗСГУ); аэромагнитной (1953-1954, НИИГА); гравиметрической (1957-1958, КГУ).

       В более поздние годы выполнены:

     -  аэромагнитная съемка Таз-Енисейского междуречья, масштаб: 1:200 000, (1958-1959г., НГТ),  установлена общая закономерность в распределении гравитационных аномалий;

     - гравиметрическая съемка, масштаб  1:200000 (1978-1982 г.г., экс. № 1 ”Центргеофизика”).

     Выявлены  основные закономерности связей гравиметрических аномалий со структурами фундамента, проведено геотектоническое районирование  по фундаменту.

     Результаты  работ отражены в государственной  геологической карте листа Г-5, многочисленных схемах тектонического районирования фундамента, схемах структурно-тектонического районирования платформенного чехла  Западно-Сибирской плиты и более  поздних уточненных вариантах этих схем.

     Первые  сведения о структурных планах платформенного чехла описываемого района получены в результате работ МОВ маршрутного  речного профилирования по р. Таз  сп 3/60-61 (1961, ЯНКГРЗ, ТТГУ). Этими работами выявлен антиклинальный перегиб в районе протоки р. Таз Яунтарки, впоследствии отождествленный с северной периклиналью Русского вала. В результате этих работ составлен региональный тектонический план Пур-Тазовского междуречья. Выявлена Тазовская структура, Яунтарский и Красноселькупский перегибы.

     В 1966 году по результатам работ сп 60/65 СЗ МОВ м-б 1:500000 (ТНРЗ, ЯНГРГ) в  междуречье Юредияха-Яха и Большая  Тотыдсотта-Яха выявлена обширная приподнятая  зона, названная Русской. Существование  этой положительной зоны поднятий позднее  подтвердилось работами МОВ м. 1:200000 сп 20/63-65 (ЯНГРТ).

     Русская структура окончательно подготовлена к бурению работами МОВ               м. 1:200000 Сидоровской сп 24/66-67 (1968, ТГФ, ЯНГТ).

     Объем и результаты полевых геофизических  работ представлены в табл. 1.1. 
 

     Таблица 1.1.

Объем и  результаты полевых геофизических  работ в пределах  Русского ЛУ (ЯНАО),по данным РБЦГИ-УВ 

Продолжение таблицы 1.1.

Продолжение таблицы 1.1.

     В 1972-1973 г.г. проведены работы МОГТ и КМПВ по 2 профилям, субширотно пересекающим Русское поднятие. Эти работы  подтвердили существование в осадочном чехле зон дизъюнктивных нарушений, ранее выделенных по данным глубокого разведочного бурения (к 1972 г. было пробурено 24 поисково-разведочных скважины). Определена мощность осадочного чехла от 5,0 км на своде до 7,5-8,0 км на крыльях структуры. Такие же изменения мощности осадочного чехла зафиксированы по данным КМПВ-ОГТ, проведенным по 2 региональным профилям в конце семидесятых годов (сп 25/77-78, 37/77-78, 33/79-80 ЯНГТ).

     В полевой период сезон 81-82 (сп 28/81-82 ЯНГТ) в пределах западного склона Русского поднятия проводились площадные  работы по методике МОВ ОГТ, (кратность  – 12, масштаб 1:100000).

     В полевой период 89, 90 гг (сп 50/89-90 ЯНГТ) вся площадь лицензионного участка изучалась работами МОВОГТ масштаба 1:100000 с кратностью прослеживания 24. В результате данных сейсморазведочных исследований были построены структурные карты по следующим отражающим горизонтам:

     С₄ (сенон);

     Г (сеноман);

     М¹ (апт);

     Н₃⁰⁰, Н₄⁰⁰, Н₄⁵⁰, Н₄⁵⁴, Н₄⁵⁶, Н₅⁰⁰, Н₅⁰¹, Н₅⁰², Н₅⁰³ (неоком);

     Б, Б₁₀, Б₁₁, Б₂₀, Б₃₀, Б₄₀, (верхняя юра);

     Т₁, Т₂ (средняя юра);

     структурные схемы Iа (нижняя юра);

     А(II) палеозой.

       Но для детального представления  о строении свода Русского  вала проведенных работ оказалось  недостаточно. Потому в полевой  период 91-92 годов сп 50/91-92 ПГО Ямалгеофизика  проводятся детализационные работы  по методике 24х кратного МОВ  ОГТ (масштаб съемки  1:500000). По  результатам выполненных работ  были построены структурные карты  масштаба 1:50000 по горизонтам:

     С₄ (сенон),

     Г (сеноман), М¹ (апт),

     Н₃⁰⁰, Н₄⁰⁰, Н₄⁵⁰, Н₄⁵⁴, Н₄⁵⁶, Н₅⁰⁰, Н₅⁰¹, Н₅⁰², Н₅⁰³ (неоком),

     Б₁-Б₁₀, Б₁₁, Б₂₀, Б₃₀, Б₄₀ (верхняя юра),

     Т₁, Т₂ (средняя юра),

     Т₄ (нижняя юра), Iа (нижняя юра),

     А(IIв) (палеозой).

       Было уточнено геологическое  строение сеноманской газонефтяной  залежи, детально расчленена верхнеюрско-нижнемеловая  часть осадочного разреза. В  поисковых скважинах на неоком (валанжин) № 25, 26 были выполнены   исследования по методике СК  и ВСП.

       В 2000 г. полевые сейсморазведочные работы 3Д были продолжены и выполнены сейсмической партией № 61/2000 ОАО «Башнефтегеофизика» в период с 23 декабря 2000 г. по 27 апреля 2001 г. Работы выполнялись по методике отраженных волн способом общих средних точек (ОСТ). Применялась площадная система наблюдений типа «крест», обеспечивающая трехмерное представление объекта на этапе интерпретации.

     Обработка выполнена в ООО “Геопетроцентр”  на вычислительном комплексе на базе параллельного процессора SP-2 с использованием пакета ОМЕГА компании  WESTERN GEOPHYSICAL.

     В результате обработки материалов 3Д  сейсморазведки был получен мигрированный  куб данных с сохранением истинных амплитуд, который впоследствии использовался  для структурных построений и  комплексной интерпретации этих данных с результатами интерпретации  материалов ГИС.

     Комплексная интерпретация материалов МОГТ-3Д  сейсморазведки и данных ГИС была выполнена в ОАО ЦГЭ (Центральная  геофизическая экспедиция г. Москва) с использованием интегрированных  систем CHARISMA-S, DV-1 Discovery, DV-1 Discovery Plus, FS , Tigress. Построение глубинно-скоростной модели среды и определение статических поправок ММП было проведено с помощью системы интерпретационной обработки GeoDepth, разработанной компанией Paradigm Geophysical.

     Основные  результаты проведенных работ сведены  к следующему.

     Рассчитана  глубинно-скоростная модель по сейсмическим данным с опорой  на отметки в  скважинах и построены карты  Vинт (x, y) и карты Vср (x, y).

       Окончательная модель представляет  собой набор пластов, ограниченных  отражающими границами С-ГЗ-Г-ПК₃-ПК₄-ПК₆-ПК₇-ПК₁₀-ПК₁₆-ПК₂₁-М-Н₂-БТ₄-БТ₁₂-БТ₁₆-Б-Т₀-Т₁-Т₂-Т₄-А. Структурные карты построены по 16-ти отражающим горизонтам.

     Выявлены  и протрассированы тектонические  нарушения в доюрском комплексе  и в отложениях платформенного чехла.

       Выяснено, что строение Русского  месторождения обусловлено проявлениями  не только вертикальных, но и  горизонтальных тектонических движений.

       В разрезе верхнеюрско-мелового  комплексов установлено три этапа  тектонической активизации сдвиговой  тектоники:

• позднеюрско-ранненеокомский;
• поздненеокомский;
• олигоценовый.

       Установлено, что их проявление  определило формирование трех  этажей бескорневых деформаций  и связанных с ними развитие  трех потенциально перспективных  этажей нефтегазонакопления.

     Использование сейсмофациального анализа в  системе DV1-DISCOVERY позволило выделить в разрезе платформенного чехла большое количество перспективных тектонически-экранированных седиментационных тел, благоприятных для аккумуляции углеводородов. В связи с этим в разведку могут быть вовлечены горизонты позднего валанжина и позднего неокома, где вероятна аккумуляция углеводородов в небольших линзах, экранируемых разломами.

       На основе данных о стратиграфии  Русского месторождения были  прокоррелированы (по 45 скважинам),  как основные отражающие горизонты  (С, Г, М, Н₂, Б), так и кровли всех пластов, выделяемых на месторождении (ПК₁ – ПК_8-9, ПК₁₂, ПК₁₆ – ПК₁₈, ПК₂₀ – ПК₂₂, МХ₁ – МХ₈ и т.д.).

       В основной продуктивной части  разреза (верхней части сеноманских  отложений) в результате детальной  корреляции выделены пласты ПК₁, ПК₂, ПК₃, ПК₄, ПК₅, ПК₆, ПК₇, ПК_8-9. По всем выделенным пластам построены принципиальные геологические модели.

       Проведено обоснование положения  ВНК для пластов  ПК_1-4 и ПК_5-7.

       В результате анализа данных ГИС и по результатам испытаний выделено 22 блока с различными ГНК и ВНК, которые учитывались при построении окончательной цифровой модели месторождения.

       В результате комплексной интерпретации  данных ГИС и 3Д сейсморазведки  рассчитана и построена цифровая  геологическая модель пластов  группы ПК Русского месторождения,  состоящая из структурного каркаса  коллекторов по пластам ПК_1-4 и ПК_5-7 и распределения петрофизических параметров: эффективных толщин, эффективных нефтенасыщенных толщин, пористости, проницаемости и нефтенасыщенности.

     Установлены основные корреляционные связи между  сейсмическими атрибутами и параметрами  ГИС. 

     Таким образом, изучение Русской структуры  сейсморазведочными работами включает в себя несколько этапов:

1. - планомерные региональные исследования м. 1:1 000 000 (1954 –58 г. г.)
2. - детализация выявленной Русской структуры работами МОВ м. 1:500 000  (1960 – 65 г. г.)
3. - окончательная подготовка Русской структуры к бурению работами МОВ м. 1:200 000 (1966 – 68 г. г.)
4. - выяснение и подтверждение наличия в осадочном чехле зон дизъюнктивных нарушений, работами МОГТ и КМПВ  (1972 – 73 г. г.) (1977 – 80 г. г.)
5. - детализационные площадные работы МОВ ОГТ м. 1:100 000 с кратностью прослеживания 24 с целью уточнения геологического строения сеноманской залежи, выделения отражающих горизонтов разреза от палеозоя до сенона, построение структурных карт поверхностей (1989 – 90 г. г.) (1991 – 92 г. г.)
6. - сейсморазведочные работы 3Д и комплексная интерпретация материалов МОГТ - 3Д сейсморазведки и данных ГИС. 

     В результате сейсморазведочных работ  МОВ (1959–60 г. г.) был составлен региональный тектонический план Пур-Тазовского междуречья. Выявлена Тазовская структура, Яунтарский и Красноселькупский перегибы.

     Учитывая  большие размеры и амплитуду  Русской структуры, поисково-разведочное  бурение на площади было начато до окончания сейсморазведочных работ, когда южная периклиналь не была оконтурена. Перспективы нефтегазоносности на Русской площади по аналогии с соседними (Тазовской, Заполярной и др.) связывались с песчаными коллекторами сеноманского и туронского ярусов. Данный стратиграфический диапозон  и был выбран основным объектом поисков.

     На  рис. 1.1 представлена обзорная схема  изученности по Русскому лицензионному  участку и прилегающих к нему территорий нераспределенного фонда  недр.  

Рис. 1.1. Схема изученности Русского месторождения  и прилегающих к нему территорий нераспределенного фонда недр

      Первоначально проектом поисково-разведочного бурения  предусматривалось бурение 20 поисково-разведочных  скважин. Позднее, в связи со сложностью геологического строения месторождения, количество скважин было увеличено. Расстояние между скважинами предусматривалось  от 5 до 10 км.

      Первая  поисковая скважина 1 была заложена на погружении северной периклинали  структуры. Основной задачей скважины являлось изучение литологии разреза, определение пластового давления и  ГВК по залежи. Скважина 1, пробуренная  в 1966 г., вскрыла кровлю сеноманских отложений на глубине 1133 м  и оказалась водоносной.

        В 14 км от скважины 1 пробуренная скважина 8 также оказалась водоносной. Дальнейшее бурение на площади было приостановлено до оконтуривания структуры сейсморазведочными работами.

      В результате работ сейсмопартий Ямало-Ненецкого  геологоразведочного треста Главтюменьгеологии в 1963-68 г. г. с применением однократного МОВ масштабов 1:2000000 и 1:100000 была подготовлена и введена в бурение Русская структура.

      Пробуренные ранее скважины 1 и 8 оказались за пределами оконтуривающей изогипсы.

     В 1968 г. на Русской площади пробурены скважины  2, 11, 12, 17 и 20  
вдоль северного и восточного склонов поднятия и в южной присводовой части площади.

     И лишь четвертой скважиной 11, пробуренной  на северной периклинали поднятия, в апреле 1968 г. было открыто месторождение. При испытании подошвенной части пласта в интервале 895-904 м получен непереливающий приток минерализованной воды с нефтью, а из кровли пласта в интервале 839-855 м получен непереливающий приток вязкой нефти дебитом 7,75 м³/сут при среднединамическом уровне 250 м.

     Скважина 12, расположенная на восточном крыле  структуры, пробурена на глубину  2350 м, однако перспективы нефтегазоносности нижнемеловых отложений не подтвердились, а в интервале 869-890 м получен фонтан нефти дебитом 8,2 м³/сут на 8 мм штуре.

     Скважина 17 бурилась с целью выяснения  нефтегазоносности отложений нижнего  мела. Из-за сильных газопроявлений скважина была остановлена бурением при забое 1106 м. При испытании интервала глубин 870-880 м получен приток нефти дебитом 4,88 м³/сут при среднединамическом уровне 105,5 м, из интервала 800-807 м - фонтан газа с абсолютно-свободным дебитом 734,7 тм³/сут.

     Скважина 20 пробурена на южной периклинальной части структуры с целью прослеживания  контура нефтеносности. Из интервала  испытания 845-850 м получен фонтан газа 1527 тм³/сут (абс. св).

     В течение 1969 г. пробурено 9 скважин 3, 4, 5, 6, 7, 9, 10, 13 и 19. При испытании скважин 3, 4, 5, 9 и 19 получены притоки нефти с газом, в скважинах 6 и 7 - нефть. Скважина 10 на южной периклинали оказалась водоносной.

     Таким образом, по результатам работ 1969 г. было установлено в разрезе сеномана Русского месторождения наличие нефтегазонасыщенных пород общей мощностью до 200м.

     В 1970 г. пробурены скважины 14, 15, 15, 18, 21, 22 и 23. Результаты испытания этих скважин показали, что существуют значительные колебания уровней ГНК и ВНК.

     В 1971 г. пробурены скважины 24, 25 и 27, подтвердившие существование тектонического нарушения с амплитудой сброса до 250 м. В скважине 24 кровля сеномана вскрыта на глубине 875,4 м (а. о.), что на 255,3 м гипсометрически ниже, чем в скважине 22, расположенной на расстоянии 1.25 км юго-восточнее.

     В ноябре 1971 г. Главтюменьгеологией (Береснев Н.Ф., Островская К.В., Федорцова С.А. и др.) по результатам 26 пробуренных скважин по месторождению был произведен подсчет запасов нефти и газа и представлен в ГКЗ. При рассмотрении экспертами была отмечена недостаточная обоснованность положений газонефтяных контактов и соотношений запасов нефти и газа, не изученность эксплуатационных возможностей залежей и необоснованность коэффициента нефтеотдачи, отсутствие глубинных проб нефти, малая информативность применявшегося комплекса промыслово-геофизических работ, отсутствие поинтервального опробования, замеров газовых факторов и исследований на газоконденсатность. По выше указанным причинам комиссия ГКЗ рекомендовала в процессе доразведки месторождения ускорить оценку перспектив нефтегазоносности нижнемеловых и юрских отложений:

1. Провести комплекс исследований, обеспечивающих получение полноценной информации, обосновывающих величину запасов нефти и газа и экономическую целесообразность разработки месторождения;
2. Разработать комплекс мероприятий по борьбе с образованием песчаных пробок при работе скважин;
3. Провести работы по выяснению эксплуатационных характеристик залежи и обоснованию коэффициента нефтеизвлечения.

     С учетом рекомендаций ГКЗ весной 1972 года (Главтюменьгеологии и ЗапСибНИГНИ) был разработан комплекс мероприятий  по доразведке месторождения. Намечено бурение дополнительных скважин  с обязательным проведением в  них повторных замеров нейтронными  методами.

     В 1972 г. пробурены скважины 26, 28, 29 и 36. Скважины 28, 29 и 36 бурились с целью уточнения тектонического строения западного крыла структуры. Результаты бурения и испытания показали значительные колебания ВНК в этих скважинах.

     Скважиной 26 вскрыты отложения марьяновской свиты на глубине 2836 м, при испытании пластов мегионской свиты БТ₁₃, БТ₁₆ получены притоки пластовой воды.

     В 1973 г. в северной присводовой части структуры была пробурена разведочная скважина 33, испытание которой подтвердили нефтегазонасыщенность сеноманской толщи.

     В соответствие со вторым планом работ (Проект доразведки, 1975 г.) разведка месторождения продолжалось и в 1975-78 г. г., с целью уточнения распространения нефтегазовой залежи в отложениях сеномана, изучения геологического строения, литологии и свойств коллекторов пробурено ещё 12 скважин: 31, 34, 35, 37, 38, 39, 40, 41, 42, 43, 44, 150.