ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЙ

     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.