авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 5 | 6 || 8 | 9 |

«Министерство образования Российской Федерации Ухтинский государственный технический университет А.И. Дьяконов, Б.А. Соколов, Ю.К. Бурлин ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И ...»

-- [ Страница 7 ] --

Плотность начальных ресурсов нефти и конденсата по направлению превышает 150 тыс. т/км2.

б) Поиски и разведка нефтяных месторождений в верхнедевонском и пермокарбоновом комплексах Ижма-Печорской впадины. Плотность ресурсов нефти по направлению достигает 50 тыс. т/км2.

в) Поиски и разведка газовых и газонефтяных месторождений в струк турных, рифогенных и тектонически-экранированных ловушках верхнедевон ско-турнейского карбонатного комплекса Верхнепечорской впадины, включая Вуктыльско-Мартьюрский район и смежную зону Западно-Уральского поднад вига. Плотность ресурсов газа по направлению достигает 200 тыс. усл. т/км2.

г) Поиски и разведка преимущественно газовых залежей в структурных ловушках ордовикско-нижнедевонского карбонатного комплекса Лайской, Шапкина-Юрьяхинской зон ПК НГО и смежного Арктического шельфа. Плот ность ресурсов по направлению превышает 130 тыс. усл. т/км2.

2. Поиски и разведка газовых и газонефтяных залежей в структурных и тектонически-экранированных ловушках верхневизейско-нижнепермского кар бонатного комплекса в основных газоперспективных районах СПГО, ПК НГО (в т.ч. в пределах Арктического шельфа). Плотность ресурсов УВ по направле нию достигает 100 тыс. усл. т/км2.

3. Поиски и разведка преимущественно газовых залежей в структурных и тектонически-экранированных ловушках терригенного поддоманикового верх не-среднедевонского комплекса в основных газоносных районах СПГО и ПК НГО. Поисковым направлением, обеспечивающим дополнительный прирост перспективных ресурсов и разведанных запасов газа промышленных катего рий, являются поиски и разведка газовых залежей в подсолевых рифогенных образованиях пермо-карбона и нижне-средневизейских терригенных. Плот ность ресурсов УВ по направлению не превышает 50 тыс. усл. т/км2.

Сравнительный анализ перспектив нефтегазоносности глубокопогружен ных зон, дополняемый исследованиями, выполненными ранее, показал боль ший прогнозный газовый потенциал Верхнепечорской впадины (около 1,48 трлн. м3, включая смежную зону Западно-Уральского поднадвига), по сравнению с Денисовской (порядка 0,95 трлн. м3). Нефтяной потенциал доми нирует в Хорейверско-Морейюской, где плотность начальных ресурсов не пре вышает 120 тыс. т/км2. Это позволяет рассматривать соответствующие регионы и наиболее перспективные комплексы в качестве главных газонефтепоисковых направлений, преследуя решение важнейших задач равномерного расширения сырьевой базы отраслей. Последнее обеспечивается за счет ресурсов других га зоперспективных районов Северо-Предуральской газоносной области, прежде всего Косью-Роговского, а также других нефтеперспективных районов Печоро Колвинской нефтегазоносной области – Колвинского и Среднепечорского.

Азово-Кубанский нефтегазоносный бассейн Выполненное выше нефтегазогенерационное и нефтегазогеологическое районирование Азово-Кубанского осадочного бассейна, базирующееся на оценке начальных потенциальных и прогнозных ресурсов углеводородного сы рья, включает основные нефтегазоносные области и районы с характеристикой плотности начальных и прогнозных ресурсов нефти и газа. В качестве важней ших газоносных областей и литокомплексов с максимальной плотностью на чальных потенциальных ресурсов и разведанных запасов газа и газоконденсата, превышающей 150 тыс. усл. т/км2, выделяются Ейско-Березанская в северной части бассейна, где нижнемеловой НГК обладает плотностью начальных ресур сов свыше 50 тыс. усл. т/км2. В расположенных южнее Восточно-Кубанской га зоносно-нефтеносной по юрскому НГК общая плотность начальных ресурсов газа достигает 120 тыс. усл. т/км2, а нижнемеловому – 80 тыс. усл. т/км2, нефти в южной части ВК НГО – почти 60 тыс. усл. т/км2. В расположенной западнее Индоло-Кубанской нефтегазоносной области плотность ресурсов нефти в пре делах южного борта Индоло-Кубанского краевого прогиба составляет для юрско-мелового НКГ 80 тыс. усл. т/км2, 110 тыс. усл. т/км2– для палеогенового и 180 тыс. усл. т/км2 – для неогенового.

Таким образом, в Азово-Кубанском нефтегазоносном бассейне по ресурс ным показателям могут быть выделены и обоснованы в качестве главных на правлений поиска следующие поисковые направления:

поиски и разведка нефтяных и нефтегазовых месторождений в верхне среднеюрском подсолевом комплексе южного и западного бортов Вос точно-Кубанской впадины;

поиски и разведка нефтяных и нефтегазовых месторождений в верхне юрско-меловом комплексе южной зоны Шапсуго-Апшеронского вала;

поиски газовых и газонефтяных месторождений в нижнеюрском и ниж немеловом комплексах западного и северо-восточного бортов Восточ но-Кубанской впадины и южного борта Западно-Кубанского краевого прогиба;

поиски и разведка газовых и газоконденсатных месторождений в апт альбском комплексе Ейско-Березанского района.

Для каждого нефтяного направления средняя величина плотности началь ных потенциальных ресурсов УВ составляет не менее 80 тыс. т/км2, а газового превышает 100 тыс. усл. т/км2. Как показывает анализ статистических данных по многим осадочным бассейнам России, ближнего и дальнего зарубежья, в нефтегазогеологическом районировании в качестве главных поисковых направ лений преобладают близкие показатели плотности ресурсов. Таким образом, нефтегазогеологическое районирование является важнейшим заключительным этапом оценки территорий, предшествующим разработке рационального ком плекса геологоразведочных работ на нефть и газ.

ЧАСТЬ II. РАЦИОНАЛЬНАЯ МЕТОДИКА ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА НЕФТЬ И ГАЗ ГЛАВА II.1. СТАДИЙНОСТЬ И РАЦИОНАЛЬНЫЙ КОМПЛЕКС ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА НЕФТЬ И ГАЗ II.1.1. Общая характеристика и этапность поисково-разведочных работ Эффективная реализация результатов раздельного количественного про гноза нефти и газа в регионе на современной эволюционно-катагенетической основе требует применения рационального комплекса геологоразведочных ра бот. Установление рациональной последовательности, основных видов, объе мов ГРР определяет перспективу их дальнейшего эффективного развития. Важ нейшим результирующим этапом планирования геологоразведочных работ яв ляется определение четкой последовательности выполнения поисково разведочных этапов, наиболее полным отражением которых является соответ ствующий комплексный геолого-геофизический документ, который будет рас смотрен ниже.

Процесс поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений объеди няет различные взаимосвязанные виды работ, комплекс которых должен обес печить выявление, геолого-экономическую оценку и подготовку к разработке промышленных залежей нефти и газа.

Вопросы оптимизации поисково-разведочного бурения в данном учебнике не рассматриваются, являясь объектом специальной дисциплины, связанной с изучением рацкомплекса ГРР. С учетом выполненного выше раздельного коли чественного прогноза перспектив нефтегазоносности, обеспечивающего обос нование главных направлений, геологу-нефтянику и бакалавру геологии прихо дится решать последовательно следующие геологоразведочные задачи:

определение контуров нефтегазоносных провинций, бассейнов и областей;

поиски в них новых нефтеносных и газоносных районов и региональных зон нефтегазонакопления;

выявление новых месторождений в пределах этих зон;

поиски новых перспективно нефтегазоносных литолого-стратиграфических комплексов, а также залежей нефти и газа.

Для установления наиболее рациональной последовательности проведения различных видов работ и исследований указанный многоступенчатый процесс геологоразведочных работ делится на региональный, поисковый и разведоч ный этапы (табл. 13).

Таблица Схема стадийности геологоразведочных работ на нефть и газ Итоговая Подстадия изучения Объекты Стадия оценка Этап Основные задачи ресурсов и запасов 1 2 3 4 5 1. Выявление литолого Нефтегазоносные осадочные бассейны, провинции и их части стратиграфических комплексов, струк турных этажей, ярусов, структурно фациальных зон, тектоническое рай онирование, определение основных Качественная и количественная оценки, нелокализованные Д2 и частично Д этапов геотектонического развития Прогноз нефтегазоносности РЕГИОНАЛЬНЫЙ 2. Выделение нефтегазоперспективных комплексов, зон возможного нефтена копления 3. Качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности 4. Нефтегазогеологическое райониро вание. Выбор основных направлений и первоочередных объектов для даль нейших исследований Продолж. табл. 1 2 3 4 5 1. Выявление субрегиональных и зо Нефтегазоперспективные районы, зоны нефтегазонакопления нальных структурных соотношений Количественная оценка, нелокализованные Д1 и частично Д между различными нефтегазопер спективными литолого-стратиграфи ческими комплексами, основных за кономерностей распространения по Оценка зон нефтегазонакопления род-коллекторов и флюидоупоров, РЕГИОНАЛЬНЫЙ изменения их свойств 2. Выделение наиболее крупных ло вушек, уточнение типа и характера основных зон нефтегазонакопления 3. Количественная оценка перспек тив нефтегазоносности установлен ных и прогнозируемых зон нефтега зонакопления 4. Нефтегазогеологическое райони рование. Выбор районов, зон нефте газонакопления, установление оче редности проведения в них регио нальных и детальных геолого геофизических исследований 1. Выявление условий залегания, а Районы с установленной или возмож Выявление и подготовка объектов к также других геолого-геофизических свойств нефтегазоносных и нефтега ной нефтегазоносностью поисковому бурению Выявление объектов ПОИСКОВЫЙ Локализованные Д зоперспективных комплексов 2. Выявление перспективных лову шек 3. Количественная оценка ресурсов углеводородов в выявленных ло вушках 4. Выбор объектов и определение очередности их подготовки к поис ковому бурению Продолж. табл. 1 2 3 4 5 1. Детализация выявленных перспек Выявление и подготовка объектов к поис тивных ловушек, позволяющих про гнозировать пространственное поло Локализованные Д1 и С жение залежей Подготовка объектов 2. Выбор мест заложения поисковых ковому бурению скважин на подготовленных объектах 3. Количественная оценка ресурсов на объектах, подготовленных к поиско Выявление ловушки вому бурению 4. Выбор объектов, определение очередности их ввода в поисковое бурение ПОИСКОВЫЙ 1. Выявление в разрезе нефтегазонос ных и перспективных комплексов, покрышек, определение их геолого геофизических свойств (параметров) 2. Выделение, опробование, испыта Поиски месторождений (залежей) Предварительно оцененные С2, ние нефтегазонасыщенных пластов и Подготовленные ловушки горизонтов, получение промышлен Поисковое бурение ных притоков нефти и газа, установ частично С ление свойств флюидов, фильтраци онно-емкостных характеристик 3. Оценка запасов открытых залежей.

4. Выбор объектов для проведения де тальных геофизических и оценочных буровых работ Оконч. табл. 1. Установление основных характеристик Разрабатываемые место- Промышленные месторож- Открытые месторождения (залежи) Подготовка месторождений Оценка месторождений (залежей) месторождений (залежей) для определения их промышленной значимости С2 и частично С 2. Подсчет запасов углеводородов месторо ждений (залежей) 3. Разделение месторождений (залежей) на промышленные и непромышленные 4. Выбор объектов, этажей разведки, опре деление очередности проведения опытно промышленной эксплуатации и подготовки их к разработке РАЗВЕДОЧНЫЙ 1. Определение, геометризация, оценка дос (залежей) к разработке товерности значений геолого-промысловых С1 и частично С дения (залежи) фильтрационных и подсчетных параметров скважинам и объектам подсчета запасов для составления технологической схемы разработки 2. Подсчет геологических запасов УВ, опре деление коэффициента извлечения 1. Доразведка разрабатываемых объектов (залежей) рождения (залежи) А, В и частично С Эксплуатационная 2. Разведка второстепенных горизонтов, ку разведка полов, блоков, участков месторождения 3. Подготовка запасов УВ более высоких категорий, дифференциация их примени тельно к методам повышения коэффициента извлечения Региональные нефтегазопоисковые работы проводятся на неизученых или недостаточно изученных территориях с целью установления общих черт геологического строения, перспектив их нефтегазоносности с подсчетом на чальных потенциальных и прогнозных (суммарных) ресурсов на современной эволюционно-катагенетической основе с установлением первоочередных рай онов для постановки поисковых работ.

Основными задачами региональных исследований являются:

изучение разреза осадочных пород, стратиграфии, литолого-фациальных особенностей, распространения пород-коллекторов и флюидоупоров;

выяснение общих черт тектонического строения, тектонического райониро вания с выделением структурных этажей и истории геологического развития региона;

выявление условий генерации, аккумуляции углеводородов, формирования и закономерностей размещения зон нефтегазонакопления, залежей и месторож дений;

количественное прогонозирование перспектив нефтегазоносности;

выполнение нефтегазогеологического районирования с обоснованием глав ных направлений и первоочередных объектов поисково-разведочного бурения на нефть и газ. При этом, как и на последующих стадиях геологоразведочного процесса, ведущую роль играют геофизические исследования, проводимые в комплексе с глубоким параметрическим бурением.

Детальные нефтегазопоисковые работы по характеру решаемых задач и комплексу используемых методов включают стадии выявления перспектив ных на нефть и газ площадей, подготовки их к поисковому бурению и поиско вого бурения. Основными задачами первых двух стадий являются:

детальное изучение геологического строения поискового объекта;

оценка перспектив нефтегазоносности площади и подсчет перспективных ресурсов нефти и газа категории С3.

Целью поискового бурения является открытие месторождений нефти и га за или новых залежей в пределах ранее открытых месторождений с задачами:

изучение особенностей геологического строения площади;

выявление в разрезе продуктивных и перспективных горизонтов;

получение исходных данных для подсчета запасов углеводородов и предва рительной геолого-экономической оценки месторождений (залежей).

Заканчивается эта стадия расчетом запасов нефти и газа по категориям С и С2, на основе чего дается заключение о геолого-экономической оценке обна руженного месторождения или залежи и целесообразности проведения даль нейших разведочных работ.

Разведка месторождений нефти и газа. Конечной целью разведочных ра бот является изучение выявленных месторождений для оценки их промышлен ного значения и далее – определения запасов углеводородного сырья по про мышленным категориям с целью ввода в разработку. Разведка месторождений и залежей проводится в том случае, если поисковым бурением доказаны промыш ленное значение и экономическая целесообразность их разработки. Главнейши ми задачами геолого-геофизических исследований на разведочном этапе будут:

выяснение деталей геологического строения разведуемого объекта, в т.ч. ти па ловушки;

детальное изучение литологического состава продуктивных пластов;

определение их основных параметров, в том числе общей и эффективной мощности, характера изменений коллекторских свойств (пористости, прони цаемости и трещиноватости) и др.;

определение величин начальных пластовых давлений по каждой залежи и их изменение в процессе пробной эксплуатации;

изучение режима каждой разведуемой залежи, газового фактора, взаимо влияния скважин, давления насыщения и др.;

уточнение положения контуров нефтегазовых залежей;

детальное изучение физико-химических характеристик нефтей, газов и пла стовых вод по каждому продуктивному пласту;

изучение гидрогеологических и гидрохимических характеристик продуктив ной толщи;

подсчет запасов нефти и газа промышленных категорий по каждой разве дуемой залежи и по месторождению в целом.

II.1.2. Методика размещения поисковых скважин на ловушках различного морфогенетического типа Объектом исследования на этой стадии являются подготовленные для по искового бурения ловушки. Цель поисковых работ – открытие новых месторо ждений нефти и газа или новых залежей на ранее известных месторождениях, находящихся на различных этапах освоения. Опоискование объектов происхо дит путем бурения поисковых скважин. Ресурсы объектов, подготовленных для поискового бурения, оцениваются по категории С3.

На стадии поисков месторождений и залежей нефти и газа решаются сле дующие задачи: 1) вскрытие проектных нефтегазоперспективных комплексов по всему разрезу отложений;

2) выделение во вскрытом разрезе пластов коллекторов и флюидоупоров и оценка продуктивности каждого выделенного пласта;

3) получение притоков нефти и газа;

4) определение физико-химических свойств флюидов в пластовых и поверхностных условиях;

5) изучение физиче ских свойств коллекторов по данным исследований керна и материалам геофи зических исследований скважин;

6) получение общих представлений о величине запасов нефти и газа выявленных залежей по категориям С2 и частично С1.

Благодаря большому разнообразию поисковых объектов по генезису, мор фологии, геологическим и физико-географическим условиям не существует унифицированной методики их опоискования. Вместе с тем, основываясь на накопленном опыте ведения поисковых работ, можно сформулировать сле дующие рекомендации для их проведения.

При обосновании местоположения поисковых скважин основным является выбор так называемых ''приоритетных'' точек. Под ''приоритетной'' понимается точка в пределах ловушки, бурение скважины в которой позволит однозначно доказать наличие залежи углеводородов, оценить масштабы открытия или ус тановить бесперспективность поискового объекта в отношении нефтегазонос ности. На ловушках различного морфогенетического типа ''приоритетными'' яв ляются центральная часть структуры или наиболее поднятого блока рифогенно го природного резервуара, прогнозируемое замыкание ловушки, часть зоны эк ранирования в пределах ловушки, зоны развития межфазовых контактов при участии гидродинамической изоляции в пределах пласта-коллектора и др.

Рассмотрим рекомендации, которые необходимо учитывать при обоснова нии первоочередности ввода в поисковое бурение объектов различного морфо генетического типа.

Сводовые залежи. При поисках сводовых залежей на крупных ненару шенных поднятиях простого строения используют, как правило, поперечный профиль из трех поисковых скважин. Первая скважина закладывается в своде поднятия, а две другие – на крыльях структуры (рис. 59) на расстоянии 0,5-0, км от прогнозируемого ГВК ВНК.

При наличии узкой вытянутой антиклинали целесообразно использовать в качестве опорного продольный профиль. Первая скважина закладывается также в сводовой части, а две других – на периклиналях структуры (рис. 60) на расстоя нии 0,5-0,8 км от прогнозируемого ВНК (ГНК) внутри его контура. При совпаде нии сводов структуры по различным нефтегазоперспективным горизонтам буре ние уже первой скважины приводит к открытию залежи нефти или газа. При этом качество подготовки структур к поисковому бурению предполагается высокое.

Рис. 59. Методика размещения поисковых скважин на прогнозируемой залежи Рис. 60. Методика размещения поисковых скважин на прогнозируемой газовой залежи в антиклинальной ловушке Если в районе поисковых работ наблюдается смещение сводов структуры с глубиной по разновозрастным отложениям, то направление смещения необхо димо учитывать при обосновании местоположения второй поисковой скважины в качестве ''принципиального направления'', оптимального по древнему своду.

Для антиклинальных и брахиантиклинальных структурных ловушек реко мендуется система ''крест поисковых скважин''. Первая скважина бурится в своде, две – на крыльях, и еще две – на периклиналях структуры на расстоянии 0,2-0,3 км от прогнозируемого ВНК внутри контура. Все скважины закладыва ются в различных гипсометрических условиях. При этом крыльевые скважины располагаются в непосредственной близости (не далее 0,2 км) от предполагае мого контура залежи (рис. 61).

Рис. 61. Методика "крест поискового бурения" Висячие залежи. При поисках висячих залежей необходимо иметь общее представление об изменении гидростатических напоров в пределах ловушки.

Поисковые скважины следует располагать на тех крыльях и периклиналях структуры, где наблюдаются наименьшие значения гидростатических напоров:

по одной скважине в центральной части прогнозируемой залежи на участках меньшего и большего гидростатических напоров.

Тектонически нарушенные структуры. При обосновании местоположения поисковых скважин на тектонически нарушенных структурах рекомендуется учитывать тип тектонического нарушения. В том случае, если поднятие осложне но сбросом, поисковые скважины закладываются в оптимальных по структуре частях приподнятого и опущенного блоков. Последующие скважины проектиру ются в блоках структуры по отмеченному выше поперечному профилю (рис. 62).

Рис. 62. Методика размещения поисковых скважин в разных блоках структуры, осложненной сбросом, с прогнозируемой газовой залежью Если поднятие осложнено взбросом, то первую поисковую скважину за кладывают в зоне тектонического нарушения, чтобы можно было сразу же по лучить результат по поднятому и опущенному блокам. Последующие скважины проектируются заложением по системе поперечного и продольного профилей.

В случае сильно нарушенных объектов в каждом блоке закладывается ми нимум по одной поисковой скважине. Структуры, осложненные надвигами, разбуриваются до достижения поднадвиговой автохтонной части.

Залежи, связанные с соляными куполами. При поисках залежей в соляных куполах (рис. 63) первую поисковую скважину заклады вают над соляным куполом (до дости жения соли) для вы явления возможных залежей в структурах облекания. Для выяв ления приконтактных залежей необходимо использовать рацио нальную систему Рис. 63. Размещение поисковых скважин на прогнози- профилей, в т.ч. ра руемых залежах приконтактного типа диальных с наклонно направленными скважинами. Первые поисковые скважины располагаются при мерно на расстоянии 300 м вниз по падению пласта контакта продуктивного пласта и соляного купола. Последующие скважины бурятся путем наращивания радиальных профилей по отношению к структуре от скважины вниз по паде нию пласта с расстоянием между скважинами, равным шагу изолиний. Реко мендуется также бурение наклонно направленных скважин параллельно по верхности соли для выявления нижележащих залежей приконтактного типа.

Малоамплитудные антиклинальные ловушки. Малоамплитудные анти клинальные ловушки часто бывают многокупольными, имеют расплывчатые очертания и большие размеры. Опоискование таких объектов проводят с ис пользованием метода ''критического'' направления. Первую поисковую сква жину проектируют в наиболее приподнятом куполе, вторую – между куполами в зоне прогно зируемого полного за полнения всех куполов углеводородами ''до замка'' (рис. 64), т.е. в контуре изолинии, огра ничивающей все купола с предполагаемым рас Рис. 64. Размещение поисковых скважин по ме- ширением площади неф тоду "критического" направления тяного или газового месторождения.

Залежи структурно-литологического и структурно-стратиграфи ческого типов. Для прогнозируемых залежей нефти и газа структурно литологического и структурно-стратиграфического типов наиболее рациональ ным является применение для прогнозируемой залежи сводового типа отме ченной выше методики ''крест'' поискового бурения из 4-х поисковых скважин с дальнейшим совмещением смежного широтного профиля с поперечными для литологической залежи с бурением в пределах него 2-х поисковых скважин (1 и 2) на литологической ловушке. Завершаются поиски проектированием на про дольном профиле в контуре ВНК скважин 3 и 4. Аналогичным образом осуще ствляется поисковое бурение и на прогнозируемой структурно-страти графической залежи газа, с заложением в контуре ГВК скважин 1 и 2 на попе речном профиле, а скв. 3 и 4 – на продольном, с расстоянием от контура полно го выклинивания пласта-коллектора не менее 0,5 км, а между скважинами – от 1 до 2,5-3,0 км (в зависимости от размера ловушки).

Залежи литологического и стратиграфического типа. Для поисков про гнозируемых литологических и стратиграфических залежей углеводородов за ливообразной формы (''зональных'' по Г.А. Хельквисту) наиболее рациональ ным является размещение 4-х поисковых скважин: двух – на поперечном к ло вушке профиле – I (скв. 1 и 2) и двух – на продольном – II (скв. 3 и 4). Расстоя ния 1-ой и 2-ой скважин, соответственно, от прогнозируемого ВНК и контура полного выклинивания коллектора должны составлять от 0,5 до 1 км, а между скважинами – от 1,5 до 3,5 км (в зависимости от размера ловушки).

II.1.3. Методика разведки месторождений нефти и газа В рациональном комплексе геологоразведочных работ на нефть и газ раз ведочный этап, как видно из таблицы рациональной последовательности этих работ, является естественным продолжением поискового. Разведочные работы имеют целью промышленную оценку открытых на поисковом этапе залежей и месторождений и подготовку их к разработке. При этом полученные в резуль тате поискового бурения запасы углеводородов промышленной категории С1 и предварительно оцененные запасы категории С2 должны быть переведены в промышленные по всей площади открытого месторождения или залежи.

Основными видами разведочных работ являются: бурение и испытание разведочных скважин, анализ всей необходимой геолого-геохимической ин формации для уточнения параметров залежи (месторождения) и подготовки его к пробной эксплуатации. При необходимости могут предусматриваться сква жинная сейсморазведка методом ОГТ и в небольшом объеме полевые геофизи ческие методы.

Основным методологическим принципом разведки, сформулированным Г.А. Габриэлянцем и В.И. Пороскуном еще в 1974 году, является принцип рав номерности бурения, который реализуется путем равномерного размещения разведочных скважин по объему залежи. Согласно этому принципу предусмат ривается детальное изучение прежде всего тех частей залежи (месторождений), которые содержат основные запасы углеводородов. При этом повышается точ ность оценки запасов, а следовательно, и качество подготовки месторождения к пробной эксплуатации и последующей разработке. Одновременно предусмат ривается дифференцированное размещение разведочного бурения, учитываю щее морфогенетические особенности строения залежи или месторождения.

Современная разведка нефтяных и газовых месторождений учитывает принципы оптимизации и универсальности процесса разведочного бурения, впервые предложенные В.М. Крейтером и В.И. Бирюковым (1976). Эти прин ципы формулируются следующим образом:

1. Принцип рациональной системы и полноты исследований отдельной залежи или месторождения.

2. Принцип последовательных приближений в изучении месторождения или отдельной залежи.

3. Принцип относительной равномерности изучения объекта разведки.

4. Принцип наименьших трудовых, научно-прикладных и материально технических затрат.

5. Принцип наименьших затрат времени и достижения наибольшей эко номии при соблюдении энергосберегающих технологий.

Рациональная система разведки нефтяных и газовых месторождений предполагает бурение некоторого, как правило минимального, количества раз ведочных скважин, закладываемых в определенной последовательности для получения информации, необходимой и достаточной для промышленной оцен ки открытого месторождения и подготовки его к разработке. При этом система размещения разведочных скважин должна соответствовать особенностям гео логического строения изучаемого объекта.

Разрез открытой залежи (месторождения) разбивается на этажи разведки.

Под этажом разведки понимается часть разреза осадочного чехла, включающая один или несколько продуктивных пластов, расположенных на близких гипсо метрических уровнях и характеризующихся сходством по геологическому строению вмещающих пород и физическим свойствам углеводородных флюи дов. Их разведку можно проводить одной сеткой скважин.

Выделяются три системы и соответствующие методики разведочного бу рения: треугольная, кольцевая и профильная с системой параллельных попе речных и продольных профилей разведочных скважин.

Треугольная система размещения разведочного бурения. Эта методика является наиболее старой и использовалась на заре развития нефтяной про мышленности. При этом, как видно из рис. 65, первая поисковая скважина рас положена в наиболее оптимальных структурно-гипсометрических условиях, ос тальные закладываются как разведочные в виде равносторонних треугольников со стороной, длина которой не должна превышать 500 метров при углах накло на крыльев локального поднятия до 10 градусов. При 20 градусах наклона она уменьшается до 400 метров, далее сокращаясь примерно на 50 метров с ростом угла наклона крыльев на каждые 5-6 градусов.

Рис. 65. Размещение разведочных скважин по треугольной системе Нерациональность принятой треугольной системы размещения разведочных скважин даже при принятых максимальных расстояниях между ними 500 метров состоит в бурении для соблюдения указанного принципа равномер ности излишне большого их числа. Это приводит к существенному удорожанию буровых работ. Процесс в известной мере оправдан с достижением весьма скромной геологической эффективности (до 80-100 усл. тонн на 1 метр поиско во-разведочного бурения) лишь при площади ловушки и прогнозируемой залежи не более 2-2,5 км2. Опыт разведки выявленных литологических и стратиграфиче ских углеводородных скоплений размерами до 1-1,5 км2 также свидетельствует о рентабельности реализации треугольной системы разведочного бурения.

В США широким распространением, наряду с крупными заливообразны ми литолого-стратиграфическими залежами, пользуются небольшие литоло гически ограниченные, или ''шнурковые'', или линзообразные, скопления неф ти и газа с извлекаемыми запасами до 1,5 млн. усл. т размерами до 1,5-2 км2.

Для разведки подобных месторождений также применяется треугольная сетка скважин с количеством их от 12 до 15, что находится в пределах рентабельно сти с получением средней эффективности до 120 усл. т/м. В России подобная система размещения разведочного бурения в качестве рациональной успешно использовалась в 1912 году на начальном этапе разведки открытой впервые в мировой практике И.М. Губкиным ''рукавообразной'' залежи нефти с перехо дом с 1916 года на профильное бурение. В настоящее время данная методика разведочных работ применяется при разведке небольших нефтяных залежей, связанных с эрозионными “врезами” довизийского и дотурнейского возраста в пределах Волго-Уральской и соседних с юга нефтегазоносных областей.

Кольцевая система размещения разведочного бурения. Рациональный характер кольцевой системы разведки открытых залежей и месторождений, ус пешно сочетающейся с освоением отдельных разведываемых этажей, подтвер жден на примере уникального Заполярного газоконденсатного месторождения общей площадью свыше 2000 км2 и величиной извлекаемых запасов газа 1,5 трлн. м3. Поиски в целом осуществлены по системе “крест поискового бу рения” 12 поисковыми скважинами, а разведка – 27 разведочными скважинами, размещенными по кольцевой методике, показанной на рис. 66.

Рис. 66. Размещение разведочных скважин по кольцевой системе Специфика кольцевой системы определяется на Заполярном месторожде нии следующим положением скважин на структурных межизогипсовых полях.

В пределах первого поля первооткрывательницы от скважины 1 закладываются 4 буровых. После оконтуривания внутренней площади месторождения в сле дующем более внешнем поле по отношению к уже оконтуренной центральной зоне проектируются 5 буровых, помеченных квадратами. Завершив оконтури вание и этой части залежи, предусматривается освоение внешней зоны газокон денсатного месторождения с заложением сначала 7 разведочных скважин в предпоследнем поле, а затем 9 – в последнем межизогипсовом контуре, обрам ляющем месторождение.

Рациональный характер кольцевой системы разведочного бурения в освое нии уникального Заполярного ГКМ подтверждается достигнутой величины геологической эффективности, превышающей здесь 1000 усл. т на 1 м поиско во-разведочного бурения.

Следовательно, высокая эффективность применения кольцевой системы достигается наличием крупных (до гигантских и более) запасов углеводородно го сырья и относительно простым строением месторождения с залежью пласто вого или массивного строения сводового типа. На это следует, прежде всего, ориентироваться при выборе рациональной методики разведочных работ, что, как видно на примере уникального Заполярного месторождения, вполне оправ дано полученными результатами. Кольцевая система была применена при раз ведке ряда крупных газоконденсатных месторождений Ейско-Березанской га зоносной области, в частности Каневского и Ленинградского. В США на этой методике была разведана основная сводовая залежь в известняках свиты арбокл на крупнейшем нефтяном месторождении Оклахома-Сити Западной внутрен ней провинции.

Профильная система размещения разведочных скважин. В современ ных условиях для разведки нефтегазовых залежей и месторождений антикли нального и неантиклинального типов любой сложности строения, кроме случа ев, отмеченных выше в первых методиках, наиболее эффективной и повсемест но рациональной является профильная система разведочного бурения. Сущ ность ее состоит в проектировании определенного числа разведочных скважин, закладываемых каждой в точках пересечения поперечных и продольных про филей. Причем в зависимости от величины разведуемого месторождения строго регламентируются расстояние между поперечными и продольными профилями и площадь, приходящаяся на одну проектируемую бурением скважину. По сравнению с предыдущими методиками, профильная методика является наибо лее “гибкой”, допуская текущие изменения рациональной сетки скважин и, тем самым, площади охвата разведуемой части месторождения.

Рассмотрим типичные примеры размещения разведочных скважин по про фильной системе. На рис. 67 дано расположение скважин на газоконденсатном месторождении. В разведку по профильной методике введен более крупный восточный блок, причем рациональная площадь на каждую скважину достигает 26 км2. Положение скважин на профиле показано на примере центральной час ти разведуемого блока. Общее количество скважин для восточного блока ме сторождения составляет 38. При тех же выбранных параметрах рациональное число разведочных скважин для меньшей по величине западной газоконденсат ной залежи с той же отметкой ГВК составит 26. Однако, учитывая газоконден сатный тип углеводородного флюида и возможность полуторного увеличения расстояний между профилями и площади, приходящейся на одну скважину, общее число скважин в восточном блоке без нарушения принципа рациональ ности может составить 25, а для западной залежи – 18.

Рис. 67. Размещение разведочных скважин по профильной системе На рис. 68 показана рациональная методика для антиклинального блока размерами 30х70 км, осложненного сбросами и включающего нефтяную залежь с отметкой ВНК минус 1590 м. Здесь наиболее рационально размещение разве дочных скважин по системе параллельных взаимоперпендикулярных профилей с площадью каждого квадрата 18 км2.

Рис. 68. Размещение разведочных скважин в блоке с нефтяной залежью по профильной системе Положение профилей и скважин показано на примере центральной части западного купола антиклинали.

На примере центральной части залежи дано рациональное размещение разве дочных скважин для западного более крупного блока антиклинальной ловушки с прогнозируемой нефтяной залежью при отметке ВНК минус 3200 метров. В каче стве наиболее рациональной принята методика, аналогичная отмеченной выше, с площадью отдельных квадратов сетки скважин 10 км2 и количеством скважин 12, начиная с поисковой скважины-первооткрывательницы месторождения.

Для разведки показанных на рис. 69 и 70 соответственно прогнозируемых газоконденсатного и нефтяного месторождений рациональная система разме щения скважин рассматривается для продуктивных блоков.

От поисковой скважины 1, давшей промышленные притоки газоконденсата и нефти, предусматривается развитие рациональной сетки проектируемых буровых с сохранением “квадратичного” принципа размещения. Для разведуемого газо конденсатного месторождения площадь, приходящаяся на одну скважину, состав ляет с учетом газоконденсатного типа УВ флюида 12 км2 вместо 8 км2 для нефти, а рациональный комплекс разведки включает 24 скважины.

Освоение разведкой других блоков месторождения не должно предусмат ривать увеличение числа буровых. В качестве рациональной для более крупной прогнозируемой нефтяной залежи (рис. 70) с отметкой ВНК минус 2400 м так же предусматривается в центральной части структуры от поисковой скважины 1 по схеме, показанной на рисунках выше;

в качестве более эффективной при нята площадь 28 км2 на одну буровую, а общее количество разведочных сква жин – 32. Далее по той же схеме выполняется разведка 16 скважинами меньше го, центрального структурного блока.

Рис. 69. Размещение разведочных скважин по профильной системе в блоке с газовой залежью Рис. 70. Размещение разведочных скважин по профильной системе в блоке с нефтяной залежью На рис. 71 приведена газоконденсатная залежь сводового типа с отметкой ГВК минус 1050 м, осложненная в центральной части горстом, ограниченным поверхностями сместителей в виде двух лучей.

Наиболее рациональным для разведки данного месторождения будет по следовательное разбуривание по профильно-квадратной схеме сначала цен тральной части залежи при площади 8 км2 на одну скважину, начиная с горста.

За пределами горста расстояние между скважинами может быть увеличено до 3 км, а площадь на одну буровую – до 10 км2. Рациональное число скважин для разведки месторождения не должно превышать 20. Для западного меньшего блока – 12 скважин.

Рис. 71. Использование профильной системы разведочного бурения для газовой залежи, нарушенной разрывами Для разведки нефтяной залежи сводового типа в антиклинальной ловушке, осложненной с юга сбросом (рис. 72), с отметкой ВНК минус 2810 метров пло щадью 18х6 км используется та же квадратная рациональная сетка скважин площадью 5 км2. Исходной для начала разведки является поисковая скважина 1.

Минимальное количество скважин для полного охвата залежи с переводом ре сурсов в категорию С1 составит 20.

Рис. 72. Пример профильного размещения разведочного бурения на нефтяной залежи, осложнённой сбросом Разведка сводовых нефтяных залежей, изображенных на рис. 73 и 74, осуществляется по аналогичной профильной системе с площадью 4 км2 на одну разведочную скважину. Общая площадь месторождения, как и морфоструктур ные условия в целом, тождественны залежам (рис. 70 и 71) с использованием также в качестве основы для размещения рациональной схемы буровых в цен тральной части залежи с поисковой скважиной 1.

Рис. 73. Профильная система разведочного бурения на нефтяной залежи рифового типа Рис. 74. Пример размещения разведочного бурения для оптимальных условий нефтяной залежи На рис. 75 изображена газоконденсатная залежь сложного строения сводо вого тектонически-экранированного типа с отметкой ГВК минус 775 метров.

Рациональное размещение разведочного бурения предусматривает заложение разведочных скважин в центральном блоке от скважины 1 по сетке площадью 8 км2 (до ГВК) десяти скважин, что позволяет рассчитывать на наиболее эффек тивную разведку месторождения с показателем не менее 500 усл. т на метр раз ведочного бурения.

Пример рациональной разведки нефтяной залежи приконтактного типа, приуроченной к диапировой брахиантиклинали показан на рис. 76.

Рис. 75. Размещение разведочного бурения по профильной сетке в сложных условиях газовой залежи, осложнённой разрывами В пределах залежи проектируется рациональная сетка буровых по указан ной профильной схеме с величиной площади, приходящейся на скважину, 6 км2. Проектом предусматривается, как видно из рисунка, бурение 30 разве дочных скважин вплоть до ВНК на отметке минус 3300 м, начиная от поиско вой скважины 1 – первооткрывательницы месторождения.

Рис. 76. Рациональная схема профильного бурения разведочных скважин на приконтактной залежи Для рассмотренных выше залежей структурно-литологического и струк турно-стратиграфического типов рациональной сохраняется та же профильная система размещения разведочных скважин с указанной квадратной сеткой. При этом площадь на одну скважину изменяется от 5 км2 для средних по размеру залежей до 18 км2 – у крупных.

ГЛАВА II.2. КОМПЛЕКСНАЯ СХЕМА РАЦИОНАЛЬНОГО РАЗМЕЩЕНИЯ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА НЕФТЬ И ГАЗ В РЕГИОНЕ (НА ПРИМЕРЕ КОСЬЮ-РОГОВСКОЙ ВПАДИНЫ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО БАССЕЙНА) Методика разработки определяющего документа поисково-разведочного процесса – генеральной схемы геологоразведочных на нефть и газ работ – показана на примере Косью-Роговской впадины Тимано-Печорского нефтегазо носного бассейна. По характеру и последовательности разделов она может слу жить методическим эталоном для каждого НГБ и других крупных регионов страны в качестве лицензионной основы. Она полностью укладывается в модель подготовки подобных документов для Азово-Кубанского нефтегазоносного бас сейна, готовившихся под руководством А.И. Дьяконова в течение 1970-1975 гг.

Количественный прогноз газонефтеносности Тимано-Печорского нефтега зоносного бассейна по состоянию на 01.01.1999 г., выполненный на основе эво люционно-генетической модели, учитывает последовательную оценку масшта бов генерации, аккумуляции начальных потенциальных ресурсов углеводоро дов. В структуре начальных потенциальных и современных прогнозных ресур сов свободного газа и конденсата Косью-Роговской впадины играет существен ную роль, располагая почти пятой частью начальных потенциальных ресурсов и почти 10% разведанных запасов газа на севере ТП НГБ. Прогнозные (катего рия Д1) и перспективные (категория С3) ресурсы газа и нефти только в одном Интино-Лемвинском районе по последним оценкам составили 478 млрд. м3 газа и 82 млн. т – нефти. Начальные потенциальные ресурсы КРВ определены в объемах 1,1 трлн. м3 газа и 205 млн. т – нефти.

Разработка настоящей программы осуществлена на основе использования новейшей региональной геолого-геофизической и геохимической информации.

II.2.1. Состояние геолого-геофизической изученности Косью-Роговская впадина (КРВ) Северо-Предуральского краевого прогиба является крупной сложной построенной синклинальной структурой размерами до 350х150 км. С запада и севера впадину ограничивают приразломные подня тия Чернышева и Чернова. В соответствии с принятой нами геологической мо делью строения, поднятие Чернышева представляет типичную резонансно тектоническую чешуйчато-надвиговую структуру, сформировавшуюся в позд нем триасе-ранней юре (в добатское время) над Адзъвинской системой глубин ных разломов земной коры.

Восточная граница КРВ в современном структурном плане проводится по серии нарушений Главного Западноуральского надвига, в зоне которых обна жаются на дневной поверхности допермские карбонатные и сланцевые породы.

К востоку от Западноуральского надвига развиты сильно сжатые линейные вы сокоамплитудные складки и чешуи “уральского простирания”;

к западу – складки с меньшей амплитудой и дизпликаты внутренней зоны впадины. Фрон тальная часть Лемвинского платформенного преимущественно карбонатного автохтона прослеживается по сейсмическим данным под складчато надвиговыми структурами западного склона Урала к востоку на расстояние до 50-60 км (Л.Н Беляков, Б.Я. Дембовский, Б.И. Тарбаев, В.В. Юдин).

Таблица Основные показатели площадных сейсморазведочных работ в нефтегазоносных районах Косью-Роговской впадины (по состоянию на 01.01.1995 г.) Метод Кочмес- Интино- Воркутский Косью-Роговская исследования ский Лемвинский впадина в целом Объемы сейсмопрофилирования, пог. км МОВ 5124 1726 1094 МОГТ: на 1.01.1991 г. 7706 3888 5515 1.01.1993 г. 8125 5073 6134 МОВ+МОГТ На 1.0193 г. 13249 6799 7228 Плотность сейсмопрофилирования МОГТ, пог. км/км На 1.01.1986 г. 0,35 0,19 0,28 0, На 1.01.1991 г. 0,57 0,39 0,55 0, На 1.01.1993 г. 0,60/0,98 0,50/0,67 0,61/0,72 0,57/0, В пределах КРВ по структурно-морфологической выраженности и харак теру складчато-надвигового строения отчетливо выделяются три зоны: запад ная внешнего борта впадины – Кочмесская;

восточная внутреннего борта – Ин тино-Лемвинская и Северная – Воркутская.

В составе отмеченных зон выявлены структурные элементы второго и третьего порядка: депрессии, валы, выступы, ступени, синклинали, брахиан тиклинали, антиклинали. Многие из них осложнены разрывными нарушениями северо-восточных простираний.

К настоящему времени вся территория КРВ покрыта среднемасштабными гравиметрическими и аэродинамическими съемками. Детальными работами (масштаб 1:50000 и крупнее) охвачены лишь отдельные площади. Главная роль в комплексе геофизических работ отводилась сейсморазведочным модификациям.

С 1974 г. они стали проводиться только методом общей глубинной точки (МОГТ), высокая разрешающая возможность которого позволила значительно повысить геологическую эффективность изучения недр.

Всего за период с 1958 по 1992 гг. в КРВ было отработано около 276 пог. км сейсмических профилей методом отраженных волн (МОВ), методом общей глу бинной точки и корреляционным методом преломленных волн (КМПВ), в том числе около 2000 пог. км (71%) по методике многократных перекрытий. Общая плотность сети профилей (таблица 15) составила 0,81 км/км2 МОГТ. Средние значения плотности сейсмопрофилирования в КРВ возрастают за счет концен трации этих работ в Интино-Лемвинском и Кочмесском районах.

Таблица Изученность сейсморазведкой различных литолого стратиграфических комплексов Литолого-стратиграфические Плотность сейсмопрофилирования, км/км комплексы МОГТ МОВ+МОГТ+КМПВ P тер – Т 0,54 0, C1 v3 – P ar 0,55 0, C1 v1 2 0,44 0, D3 f 2 – C1 t 0,43 0, D2 – D3 f1 0,27 0, 0 – D1 0,36 0, D1 по осадочному чехлу в целом 0,57 0, Результаты и эффективность сейсмических исследований Региональные сейсмические исследования. В 1988-1989 гг. в КРВ по редкой сети были отработаны первые региональные сейсмопрофили МОГТ (50488, 50489). В результате установлено в верхнем пермско-триасовом струк турном этаже на стыке с горно-складчатой областью Урала наличие зон по кровно-чешуйчатого строения. В автохтоне здесь было выявлено крупное под нятие, осложненное Грубеюской структурой. На 1991-1995 гг. в КРВ была пре дусмотрена отработка новых региональных сейсморазведочных профилей (РС).

Работы по известным экономическим причинам выполнены не в полном объе ме. Всего отработано около 850 пог. км.

В целом, изученность КРВ региональным сейсмоработами все еще остает ся низкой и в среднем не превышает 0,63 км/м2. При условии реализации наме ченных региональных исследований в КРВ степень изученности осадочного чехла может достичь 0,4-0,5 км/м2. Главным условием повышения эффективно сти региональных исследований является комплексирование параметрического бурения с геофизическими методами.

Площадные сейсмические исследования. Изученность сейсморазведкой различных литолого-стратиграфических комплексов, слагающих КРВ можно видеть в табл. 15.

Из табл. 15 видно, что нижние ордовикско-нижнедевонский и среднеде вонско-нижнефранский осадочные комплексы в КРВ практически сейсмораз ведкой не изучены. Они вскрыты 19 поисковыми и параметрическими скважи нами в Воркутском и Кочмесском районах.

Следует отметить, что среднедевонские отложения в Косью-Роговской впа дине пока не обнаружены. Их возможное распространение предполагается в крайне восточных приуральских районах. Они известны на западном склоне со седнего Приполярного Урала. Степень изученности среднефранско-турнейского и нижне-средневизейского комплексов в среднем несколько выше (0,43 км/км2).

Два верхних осадочных комплекса (верхневизейско-нижнеартинский карбонат ный и верхнеартинско-триасовый терригенный) имеют повсеместно в КРВ наи большую степень изученности сейсморазведкой (в среднем 0,54-0,80 км/км2), но резко дифференциированную по площади. Например, в Интино-Лемвинском и Кочмесском районах она достигает 2,5-3,2 км/км2. В целом верхний терригенный (молассовый) верхнеартинско-триасовый комплекс по степени изученности сейсморазведкой несколько уступает нижнему карбонатному из-за отсутствия в нем четко выраженных отражающих сейсмических горизонтов.

Начиная с 1958 г., в КРВ выявлено и подготовлено к бурению 37 структур, из них в Кочмесском нефтегазоносном районе (НГР) – 16, в Интино Лемвинском – 12 и Воркутском – 9. При этом 4 структуры подготовлены по терригенным отложениям нижней и верхней перми, 12 – по каменноугольно нижнепермским карбонатным породам (их них 5 – рифогенные) и 9 – по отло жениям нижнего карбонатного комплекса ордовика-нижнего девона. Подготов ка объектов по ордовикско-нижнедевонским карбонатным образованиям осу ществлена в последние годы на крупных структурах (Сывьюской, Сизимшор ской, Нядейтинской и др.), где эти отложения доступны для бурения (глубины 2,7-4,8 км).

К настоящему времени из фонда подготовленных структур (37) на четырех открыты месторождения УВ (Падимейское нефтегазовое, Интинское, Кожим ское и Романьельское газовые). На двух месторождениях (Интинском, Кожим ском) затем были открыты новые залежи. В резервном фонде подготовленных объектов на сегодняшний день числится 10 структур общей площадью около 500 км2, в том числе 3 рифогенные (73 км2). На 7 разбуренных структурах скоп ления углеводородов не обнаружены.

Из фонда структур исключено 18 объектов, в том числе выведены все структуры, подготовленные МОВ (11), из них 3 – с выявленными залежами. Из 7 исключенных из фонда структур, по данным сейсморазведки МОГТ, в 3-х также установлены месторождения.

Данные поисковых работ последних лет подтверждают необходимость про ведения дополнительных исследований на этих объектах, в том числе и на струк турах с уже выявленными залежами УВ. Об этом свидетельствуют факты уста новления новых залежей при проведении дополнительных детализационных ра бот на Интинском и Кожимском месторождениях. Структуры, подготовленные в первые годы исследований, оценивались, как правило, лишь по верхним гори зонтам. Поэтому они могут представлять практический интерес и по глубоким горизонтам осадочного чехла. Крупные размеры выведенных из бурения струк тур (Бергантымылькская – 298 км2, Кочмесская – 263 км2, Верхне-Роговская – 159 км2 и др.) и амплитуды (до 0,5-1,0 км) позволяют рассчитывать здесь на су щественный прирост запасов газа и, возможно, нефти. Наиболее перспективны ми являются структуры Интино-Лемвинского и Кочмесского НГР.


Глубокое опорное, параметрическое и поиско-разведочное бурение Эффективность буровых работ По состоянию на 01.01.1995 г. в КРВ опорное, параметрическое и поисково разведочное бурение проводилось на 20 площадях (таблица 16). Здесь пробурено 78 скважин. Общий объем буровых работ составил 272 637 м, из них на 2 опор ные скважины приходится 6968 м (1-Кочмес – 3968 м и 1-Ярвож – 3014,4 м). Па раметрическое бурение осуществлялось на 13 площадях, и его объемы составили 48 556 м;

поисковое – на 14 площадях, где пробурена 51 скважина с общим объ емом 186 647 м. Разведочное бурение велось на 3 площадях (Кочмесской, Ин тинской, Кожимской). Здесь пробурено 12 скважин (30 466 м). Средняя плот ность глубокого бурения в КРВ составила 2,33 скв./тыс. км2, или 429,5 км2 на 1 скважину, плотность проходки – 8,14 м/км2 (табл. 16). Максимальной степенью изученности (2,62 скв./тыс. км2 и 9,02 м/км2) характеризуется Кочмесский НГР, минимальной – Воркутский (1,85 скв./тыс. км2 и 6,34 м/км2).

Таблица Основные показатели изученности нефтегазоносных районов Косью-Роговской впадины глубоким бурением (на 01.01.1995 г.) Кочмес- Интино- Воркут- Косью Показатели бу ский Лемвин- ский Роговская впа рения ский дина в целом Площадь перспектив ных земель, тыс. км2 13,05 11,21 9,24 33, Количество площадей бурения, средняя глу бина скважин, м 8/3448,5 6/3592,4 6/3431,6 20/3495, Количество пробурен ных скважин:

опорных 1 - 1 параметрических 5 3 5 поисковых 21 19 11 Всего 34 27 17 До глубины:

3 км 12 3 6 3-5 км 19 24 10 5 км 3 0 1 Общий объем глубо кого бурения 117249 97050 58338 Изученность м/км 9,02 8,67 6,34 8, Скв./тыс. км 2,62 2,41 1,85 2, Для ордовикско-нижнедевонского комплекса степень изученности крайне низкая. Скважин, вскрывших отложения этого комплекса, всего 19, из них в Воркутском НГР – 10 и в Кочмесском НГР – 9. Плотность бурения здесь со ставляет соответственно 1,09 и 0,69 скв./тыс. км2, или 1,22 и 0,71 м/км2. В це лом по территории КРВ степень изученности этого комплекса не превышает 0,57 скв./тыс. км2, или 0,61 м/км2.

Среднедевонско-нижнефранский комплекс полностью пробурен 19 сква жинами, верхнефранско-турнейский – 21-й скважиной. Изученность их во впа дине составляет соответственно 0,57 и 0,81 скв./тыс. км2, или 0,09 и 0,57 м/км2.

По отдельным нефтегазоносным районам она более дифференцирована: Коч месский – 0,69 и 1,15 скв./тыс. км2, или 0,03 и 0,64 м/км2;

Воркутский – 1,09 и 1,30 скв./тыс. км2, или 0,27 и 1,19 м/км2. В Интино-Лемвинском НГР указанные комплексы бурением вообще не вскрыты.

Изученность нижне-средневизейского и верхневизейского-нижнеартин ского в основном карбонатных комплексов для территории КРВ существенно выше, составляя соответственно 0,87 и 2,24 скв./тыс. км2, или 0,17 и 3,51 м/км2. В различных нефтегазоносных районах она различна: Воркутском НГР – 1,52 и 1,85 скв./тыс. км2, или 0,32 и 1,83 м/км2;

Интино-Лемвинском – 0,09 и 2,23 скв./тыс. км2, или 5,96 м/км2.

Степень изученности верхнеартинско-триасового терригенного ком плекса наибольшая в КРВ. В целом для КРВ она составляет 2,33 скв./тыс.

км2, или 3,09 м/км2. По отдельным нефтегазоносным районам она изменяется от 1,85 скв./тыс. км2 (1,41 м/км2) для Воркутского до 2,41 скв./тыс. км (2,70 м/км2) – для Интино-Лемвинского и 2,62 скв./тыс. км2 (4,63 м/км2) – для Кочмесского НГР.

В результате проведения буровых работ на территории впадины открыты и разведаны Романьельское, Интинское, Кожимское газовые и Падимейское неф тегазовое месторождения. Интинское, Кожимское месторождения характери зуются сложным блоковым строением. Промышленная нефтегазоносность вы явлена на Кочмесской и Лемвинской структурах (табл. 16).

Все установленные в КРВ газовые и нефтяные месторождения приурочены к верхневизейско-нижнеартинскому карбонатному комплексу. Нефтегазовый потенциал других НГК остается пока неизученным.

Суммарные начальные геологические запасы УВ, выявленные в КРВ, со ставляют 48,847 млн. т условного топлива, из них 20 млн. т нефти в Воркутском НГР, 16,916 млрд.м3 газа – в Кочмесском и около 12 млрд.м3 газа в – Интино Лемвинском НГР. Эффективность поисково-разведочного бурения отражена в табл. 17.

Таблица Эффективность буровых работ в Косью-Роговской впадине по состоянию на 01.01.1995 г.

Нефтегазо- Объемы глубо- Начальные запасы выявлен- Эффектив носные рай- кого бурения, м ных залежей (геологические ность тыс.т, оны АВС1+С2), млн.у.т у.т./км Косью Роговская впадина 272637 48,847 0, Кочмесский 117249 16,916 0, Интино Лемвинский 97057 11,931 0, Воркутский 58338 20,0 0, II.2.2. Особенности геологического строения Фундамент Косью-Роговской впадины предположительно байкальский.

Сложен преимущественно метаморфическими сланцами рифейско-вендского возраста и характеризуется блоковым строением. В пределах Воркутской сту пени план дифференцирован дизпликатными структурами Ярвожско Падимейской группы.

В западной тектонической зоне выделяются крупные Бергатымылькский, Поварнитский и Кымбожьюский дизпликаты, значительная по площади Кочмес ская структура размерами 10,8х24,6 км с амплитудой до 500 м, а также Усино Роговское и Нерцетинское локальные поднятия. Интино-Лемвинская тектониче ская зона характеризуется складчато-надвиговым строением. Здесь широко разви ты надвиги, переходящие в покровы. Преобладают дизпликаты, включающие Во равожское, Амшорское и Северо-Устьлемвинское локальные поднятия. Сложно построенная Лемвинская дизпликатная зона включает Лемвинскую структуру, размеры которой превышают 3х20 км при амплитуде более 250 м. Кулисообразно к ней в пределах внутреннего борта расположена Интино-Кожимская шарьиро ванная пластина площадью более 1200 км2, включающая серию локальных подня тий (Интинское, Кожимское, Западно-Интинское, Угольное и др.).

В развитии Косью-Роговской впадины выделяются шесть основных текто нических этапов:

1. Раннепалеозойский (ордовикско-раннедевонский) этап с преобладанием нисходящих тектонических движений. Он характерен заложением Предураль ского перикратонного опускания. На этом этапе закладываются наиболее древ ние положительные палеоструктуры, такие как Кочмесская и Ярвожская.

2. Среднедевонско-раннефранский этап проявления первых блоковых па леоподнятий на фоне преобладающих нисходящих движений.

3. Среднефранско-турнейский этап развития перикратонного опускания с преобладанием нисходящих тектонических движений и активным формирова нием глубоких эрозионно-тектонических палеопрогибов доманикового типа.

4. Ранне-средневизейский этап развития характеризуется проявлением восходящих блоковых движений. В это время закладывается новая эрозионно тектоническая структура предвизейской поверхности.

5. Поздневизейско-раннепермский этап развития является заключитель ным в эволюции приуральского перикратонного опускания. Интенсивность тектонических движений была относительно низкой (до 20 м/млн. лет).

6. Раннепермско-верхнеартинско-триасовый этап является принципиаль но новым. Он начинается с крупной перестройки структурного плана КРВ, ко торая по времени совпадает с полной редукцией Уральской геосинклинали и превращением ее в молодой ороген. Именно в это время происходит резкая смена карбонатных формаций перикратонного прогиба на терригенные молас соидные наложенного краевого прогиба. Этот орогенный комплекс состоит из трех крупных формаций: нижней флишевой, угленосной сероцветной (морской нижней молассы) и безугленосной континентально красноцветной верхней мо лассы.

В соответствии с отмеченными выше этапами в истории Косью-Роговской впадины можно выделить два крупных периода: демиссионный ордовикско раннеартинский и эмерсионный позднеартинско-антропогеновый. Объем осад конакопления в них достаточно постоянен и не превышает 0,8-1,0 км3/млн. лет.

В разрезах осадочных пород превалируют континентальные формации.

В начальном демиссионном периоде выделяются ордовикско раннедевонский, среднедевонско-турнейский, визейско-раннеартинский этапы;

в последующем – позднепермский, триасово-раннеюрский, среднеюрско раннемеловой, позднемеловой и плиоцен-антропогенный.

Все этапы характеризуются определенной цикличностью наиболее отчет ливо в демиссионный период. В них выделяются трансгрессивная (седимента ционная) и регрессивная (денудационная) стадии. Последняя завершается, как правило, существенной перестройкой структурного плана с сопутствующим перерывом в осадконакоплении, размывом нижележащих отложений и сменой фаций.

Структурные планы, сформированные в демиссионный и эмерсионный этапы, обычно зеркально отражают друг друга. Изменение знака региональных тектонических движений растянуто во времени и происходило синхронно с движениями сначала в Уральской палеозойской геосинклинали, а затем в Уральском орогенезе.

Анализ формирования складчато-надвиговых дислокаций Интино Лемвинской и Кожимской зон позволяет выделить три фазы, сменяющие друг друга во времени и пространстве. Первая фаза раннеинверсионная в течение позднекаменноугольно-артинского и кунгурского времени. Она включает об разование пликативных и надвиговых дислокаций в районе ранее заложенного Кожимского конседиментационного поднятия, а также Лемвинских дислока ций в пределах Восточно-Лемвинского поднятия. Кроме того, к структурам первой фазы относятся Лемвинский, Интинский и Кожимский дизпликаты, ориентированные в северо-восточном направлении. Это крупные складчато надвиговые структурные формы, линейные размеры которых варьируют от до 60 км при ширине от 2 до 5 км с начальной амплитудой до 1 км. В каждой антиклинальной зоне выделяются от 3 до 6 локальных дизпликатов. Поверх ность сместителя надвигов выполаживается на уровне отложений серпухов ского яруса. В пределах рассматриваемой зоны ниже она не опускается.


Вторая фаза – позднеинверсионная – охватывает позднепермское время.

Она сопровождалась дальнейшим активным развитием складчато-надвиговых дизпликатных структурных форм и усложнением строения Интино Лемвинской и Кожимской зон. К новообразованиям этой фазы относятся бо лее мелкие принадвиговые складки, развивающиеся в пределах сформирован ных крупных дизпликатов. Небольшие локальные поднятия представляют со бой дизпликаты длиной до 10-12 км. Плоскости срыва и перемещения пород располагались на том же стратиграфическом уровне. Надвиги, сопряженные с антиклинальными складками, наиболее широко развиты во внутренней, вос точной, части КРВ, где они существенно осложнили сформированный ранее Кожимский дизпликат и менее интенсивно – Интинский и Лемвинский. В это время образуются Западно-Интинская, Верхнеинтинская и Западно Лемвинская складки.

Третья фаза – постинверсионная – приходится на раннетриасовое время.

Здесь предполагаются активные подвижки по ранее образованным надвигам.

Суммарные амплитуды перемещений в западном направлении по системе надвигов в пределах Кожимской и Лемвинской зон составили не менее 15-20 км. Линейные размеры локальных дизпликатов достигают 4-8 км при ширине 1-1,5 км.

Правомерность выделения отмеченных фаз формирования складчато надвиговых структур в зоне внутреннего борта КРВ, согласованных с развити ем орогенных процессов на севере Урала, подтверждается наличием здесь раз мывов и стратиграфических несогласий в молассовых отложениях артинского, кунгурского, позднепермского и раннетриасового возрастов, например, в пре делах Интинского и Лемвинского поднятий.

Как показывает анализ современных структурных планов по различным горизонтам осадочного чехла, западная и частично северная части КРВ, вклю чая Кочмесскую и Ярвожскую структуры, развивались более дифференциро ванно и унаследованно в начальные доинверсионные этапы развития. Во внеш ней зоне отмечается конседиментационный рост Кочмесского, Нерцетинского и других поднятий с формированием рифовых фаций в отложениях верхнего ор довика, силура и верхнего девона.

По результатам палеотектонических реконструкций для КРВ можно пред полагать два основных этапа заполнения структурных ловушек углеводорода ми: 1 – доинверсионный предсреднедевонский в карбонатных резервуарах ор довикско-нижнедевонского комплекса;

2 – инверсионный пермско-триасовый в терригенных и карбонатных резервуарах среднего-верхнего девона, среднего верхнего карбона, нижней и верхней перми.

Существующая плотность ловушек различного типа в достаточно хорошо изученных районах КРВ, например в Интино-Лемвинском, позволяет оценить общее количество ожидаемых антиклинальных эрозионно-тектонических, струк турно-литологических и дизпликатных ловушек нефти и газа для всей террито рии Косью-Роговской впадины (табл. 18).

Таблица Типы ловушек и их количество в различных тектонических зонах Косью-Роговской впадины (по состоянию на 01.01.1995 г.) Тектонические Анти- Эрозионно- Структурно- Дизпликатная зоны, ловушки кли- тектоническая литологическая, (принадвиго нальная структурно- вая) стратиграфиче ская Зона внутрен него борта 8 4 4 Зона внешнего борта 6 5 7 Воркутская ступень 3 6 4 Всего 17 15 15 II.2.3. Нефтегазоносность В Косью-Роговской впадине выделяются шесть нефтегазоносных комплек сов (НГК): ордовикско-нижнедевонский, среднедевонский-нижнефранский, среднефранско-турнейский, нижне-средневизейский, верхневизейско-нижне артинский, верхнеартинско-верхнепермский.

Ордовикско-нижнедевонский НГК занимает 32,3% объема всего осадоч ного выполнения впадины и состоит из двух подкомплексов: нижне-средне ордовикско-терригенного и верхнеордовикско-нижнедевонского карбонатного.

Нижне-среднеордовикский подкомплекс в Интино-Лемвинской зоне представ лен породами тельпосской и хыдейской свит и их аналогами мощностью до 400-500 м во внешней и внутренней зонах, достигая в отдельных разрезах, на пример р. Лемвы, 2000 м. Коллекторы с наилучшими фильтрационно-емкост ными свойствами в нижнем подкомплексе предположительно распространены на склонах древних поднятий вдоль восточной границы КРВ и в Прилемвин ском платформенном автохтоне. Доля песчано-алевролитовых пород здесь оце нивается в 40%, глинистых – до 60%. В ордовикско-нижнедевонских отложе ниях верхнего подкомплекса 70% объема осадочного выполнения приходится на карбонаты и до 30% – на терригенные образования при практически полном отсутствии сульфатных пород. Наблюдаются некоторые литолого-фациальные различия в разрезах верхнего подкомплекса внешней и внутренней зон КРВ.

Если в первой широкое развитие получают рифогенные карбонатные отложе ния мощностью до 1800 м, то во второй – органогенные и органогенно обломочные породы верхнего ордовика (2500-3000 м), рифогенные известняко во-доломитовые образования силура (до 600 м).

Песчано-алевритовые коллекторы нижнего подкомплекса в естественных обнажениях характеризуются средней пористостью 8-9% и проницаемостью 10-15 мД. В карбонатном же подкомплексе в биогенных разностях позднеордо викского и особенно силурийского возраста эти показатели значительно воз растают, достигая в отдельных случаях 16-18% и 450-500 мД. Зональными и локальными флюидоупорами в комплексе предположительно могут быть гли нистые и глинисто-карбонатные пачки в силурийской и особенно нижнедевон ской частях осадочного разреза. Мощность их достигает 80-120 м.

Нефтегазогенерационный потенциал глинистых и карбонатно-глинистых образований комплекса с сапропелевым типом рассеянного органического ве щества (РОВ) превышает 550 г/м3.

Среднедевонско-нижнефранский НГК составляет 5,2% объема осадочно го выполнения КРВ. Он представлен терригенными и терригенно карбонатными породами (кварцево-полевошпатовые песчаники, алевролиты с прослоями известняков) мощностью от 0 до 560 м, увеличивающейся в восточ ном направлении. Современное распространение коллекторов и покрышек в отложениях комплекса определяется условиями седиментации в обстановках расчлененного досреднедевонского палеорельефа. Присутствие в разрезах (за небольшим исключением) песчаников кедровского омринского, колвинского и старооскольского горизонтов среднего девона и джьерского, яранского гори зонтов нижнего франа (5-15 м) определило наличие в них поровых коллекто ров, в карбонатных породах – порово-каверновых и трещиноватых коллекторов со значениями пористости соответственно 1-12 и 6-37% при проницаемости от 10 до 1000 мд, а наличие региональной тиманско-саргаевской покрышки обес печило возможность формирования в ловушках НГК разного типа небольших по запасам залежей УВ.

В целом среднедевонско-нижнефранский НГК в Косью-Роговской впадине характеризуется незначительным развитием коллекторов, обусловленным, глав ным образом, неблагоприятными первичными условиями их образования (данные З.В. Ларионовой и др.). Глинисто-карбонатные отложения тиманско-саргаевского возраста представляют региональную покрышку мощностью до 80-100 м. Совре менный нефтегазогенерационный потенциал глинистых пород комплекса с сапро пелево-гумусовым и гумусовым типом РОВ варьирует от 300 до 450 г/м3.

Среднефранско-турнейский НГК составляет 10,6% от всего объема оса дочного выполнения впадины и представлен мощной толщей (до 1800-2000 м) разнофациальных карбонатных отложений. Характерной особенностью ком плекса является широкое развитие в разрезах внешнего и отчасти внутреннего бортов впадины карбонатных рифогенных коллекторов мощностью 300-350 м и более. Рифогенные резервуары приурочены к отложениям среднего фамена, сложены известняками и вторичными доломитами, пористость которых, по данным геофизических исследований скважин (ГИС), достигает 18-20%, про ницаемость – 300-400 мД. Тип коллекторов сложный трещинно-кавернозно поровый. В надрифовых толщах возможно развитие аглютигермов и органо генно-детритовых известняков с пористостью до 22% и проницаемостью более 100 мД. В них развиты порово-трещинные и порово-кавернозно-трещинные коллекторы. Пористость доломитов по керну крайне низкая и составляет 0,2-4%, редко достигая 8%. Значения пористости по промыслово-геофизи ческим данным выше и достигают 16, иногда 21%.

Флюидоупором для ловушек с коллекторами такого типа являются карбо натно-глинистые отложения сарембойской свиты среднего фамена мощностью до 80 м. Современный нефтегазогенерационный потенциал глин и глинистых известняков с сапропелевым типом РОВ достигает 700-750 г/м3, битуминозных глин доманика превышает 10000-12000 г/м3.

Нижне-средневизейский НГК занимает 3,1% объема всего осадочного выполнения КРВ и представлен в пределах Воркутской ступени мелководно шельфовыми глинисто-карбонатными отложениями мощностью 50-250 м, а во внутренней зоне впадины – алеврито-глинистыми осадками с прослоями песча ников и реже углей общей мощностью от 20 до 60 м. Широким развитием в от ложениях НГК пользуются как карбонатные, так и терригенные коллекторы.

Карбонатные коллекторы с улучшенными фильтрационно-емкостными свойст вами, слагающими 10-20% объема НГК, присутствуют в разрезах западной час ти впадины. Для них характерны повышенные значения трещинной пористости (1-1,5%) и проницаемости (до 50 мД). В песчано-алевролитовых разностях средняя пористость превышает 10%, а проницаемость составляет 100-120 мД. В восточной части впадины коллекторские свойства перспективных горизонтов несколько ухудшаются. Пористость пород здесь не превышает 7-8%.

Зональными и локальными флюидоупорами в разрезе комплекса являются пачки глин, аргиллитов, алевритистых глин, сильно глинистых известняков мощ ностью до 50-60 м. Глинистые нефтематеринские породы комплекса с сапропеле во-гумусовым и гумусовым РОВ характеризуются средними значениями нефте газогенерационного потенциала в 350-400 г/м3. Вместе с тем в разрезе комплекса отмечаются пласты битуминозных глинистых известняков с сапропелевым РОВ, нефтегазогенерационный потенциал которых достигает 3000-3500 г/м3.

Верхневизейско-нижнепермский НГК охватывает около 13,7% осадочно го выполнения впадины и подразделяется на два подкомплекса: верхневизей ско-позднекаменноугольный и нижнепермский. Верхневизейско-поздне каменноугольный подкомплекс представлен карбонатными образованиями ок ского надгоризонта, сульфатно-карбонатными отложениями серпуховского яруса, карбонатными породами среднего и частично верхнего отдела каменно угольной системы. Нижнепермский подкомплекс включает карбонатные обра зования ассельского, сакмарского ярусов и нижнеартинского подъяруса. В це лом в разрезе НГК преобладают глинистые и органогенные известняки, доло миты с прослоями глин, мергелей и сульфатов общей мощностью от 400 до 1000 м. Характерной особенностью всего комплекса является широкое распро странение биогермных и рифогенных образований.

В составе НГК выделяется, по С.И. Мотузову, три карбонатных природных резервуара: верхневизейско-серпуховский, средне-позднекаменноугольный и ассельско-нижнеартинский. Карбонатные коллекторы нижнего резервуара имеют открытую пористость от 8 до 15% при проницаемости от 20 до 300 мД.

Коллекторы преимущественно порово-кавернозные и кавернозно-поровые. По крышкой для них служат серпуховские сульфатные образования и башкирские карбонатно-глинистые породы. В пределах внутренней зоны и Кожимско Лемвинского платформенного автохтона предполагается широкое развитие ри фовых и биогермных массивов с близкими по свойствам коллекторами, пере крытыми глинисто-карбонатными отложениями серпуховско-башкирского зо нального флюидоупора.

Для среднекаменноугольной части комплекса фильтрационно-емкостные свойства карбонатно-органогенных коллекторов аналогичны верхневизейским.

Они улучшаются в ассельско-нижнеартинских органогенных карбонатах, от крытая пористость которых достигает 6-18% (при средней по керну 7%), про ницаемость изменяется от 20 до 400-500 мД. В южной половине КРВ карбонат ные коллекторы принадлежат к порово-трещинно-кавернозному типу и харак теризуются пористостью по керну 5-7%. Иногда в разрезах встречаются редкие прослои известняков с эффективной пористостью до 15%. Первичная емкость этих пород значительно уменьшена в результате развития процессов кальцити зации. В породах, слагающих биогермы ассельско-сакмарского возраста, кол лекторские свойства пород лучше благодаря проявлению трещиноватости.

Зональным флюидоупором для коллекторов верхневизейско-нижне артинского комплекса служат глины сезымской свиты мощностью 3-50 м. Эк ранирующие свойства покрышки улучшаются в направлении восточного борта впадины. Нефтегазопроизводящий потенциал глинистых образований НГК с сапропелевым и смешанным типом ОВ варьирует от 400 до 600 г/м3.

Верхнеартинско-верхнепермский НГК составляет около 35,1% осадочно го выполнения впадины. Сложен он терригенными и карбонатно-терригенными разнофациальными образованиями верхнеартинского подъяруса, кунгурского яруса и верхней перми. Это алевролиты, песчаники, аргиллиты с прослоями уг лей, известняков, мергелей общей мощностью от 2000-2600 м в пределах внут реннего борта КРВ, до 500 м – на внешнем борту. Нижнетриасовые отложения общей мощностью до 200 м развиты локально в отдельных глубоких мульдах вдоль гряды Чернышева. Они представлены чередованием песчаников в разной степени глинистых, глинистых алевролитов и глин.

В основании разреза триаса наблюдается несколько пластов траппов. Пес чано-алевролитовые коллекторы, в различной степени глинистые, развиты пре имущественно в верхней части комплекса и отличаются постоянными фильтра ционно-емкостными свойствами. Эффективная пористость их составляет в сред нем 6-7%, возрастая иногда до 23-26%. Проницаемость их изменяется от 5-10 до 170-200 мД. В отложениях нижнего подкомплекса, по данным изучения керна глубоких скважин и результатам опробования, также фиксируются песчано алевролитовые коллекторы со средними и высокими значениями пористости (от 10-25%) и проницаемости (от 50-100 до 400-500 мД).

Коллекторские свойства этих пород несколько ухудшаются от внешнего борта впадины в восточном направлении.

В разрезах комплекса развиты зональные глинистые флюидоупоры удов летворительного качества мощностью от первых десятков метров до 30-150 м.

Нефтегазогенерационный потенциал глинистых пород с гумусовыми типом РОВ изменяется от 250 до 400 г/м3.

Залежи углеводородов различного фазового состава (с преобладанием газо вых) и признаки газонефтеносности установлены практически во всех охарактери зованных выше НГК и распространены по всей площади впадины. Это указывает на региональный характер нефтегазопродуктивности всего разреза осадочного чехла, включая структурные зоны автохтона и аллохтона. В настоящее время в КРВ открыты и разведаны 4 месторождения: Падимейское нефтегазовое, Интин ское, Кожимское и Романьельское газовые. Газоносность верхнеордовикских от ложений доказана получением фонтанных притоков углеводородного газа на Кочмесской (скв. 3, гл. 5629 м, около одного млн. м3/ сут.);

силурийских – на Па димейской (скв. 1, гл.. 3908-3925 и 3940-3960 м, более 200 м3/сут.) площадях. В карбонатных коллекторах доманиково-турнейского НГК получены притоки силь но разгазированной легкой нефти (0,806 г/см3, дебит 4,9 м3/сут.) и газа на Повар ницкой (скв.1, гл, 3700-3740 и 3756-3782 м), Бергантымылькской (скв 1, гл. 4056 4080 и 4132-4161 м, скв. 3, гл. 3280 м), Верхнероговской (скв. 1, гл. 4063-4250 м) площадях. Признаки газоносности отмечались также в песчаных горизонтах ниж не-средневизейского НГК на Падимейской площади (скв. 4, гл. 2248-2250 м).

Основные месторождения газа в верхневизейско-нижнеартинском НГК выявлены в Интино-Лемвинском НГР. На Интинском месторождении основная газовая залежь приурочена к карбонатному резервуару башкирского яруса (скв.

2,3 и др.). Дебиты скважин здесь изменялись от 200 до 700 тыс. л/сут. В газе со держится до 90,43% и более метана и от 0 до 4,5% – сероводорода. Залежь мас сивная сводовая тектонически-экранированная. Кроме среднекаменноугольных карбонатных резервуаров, на Интинской и смежной Черноречинской площадях высокопродуктивны также карбонаты ассельско-сакмарского возраста. Так, на пример, в скв. 17-Инта дебиты из этих коллекторов достигали 650 тыс. м3/сут.

На Кожимском месторождении в массивной рифогенной ловушке в отложе ниях среднего карбона выявлена газовая залежь с содержанием метана до 92,8% и сероводорода – 0-1,5%. Здесь же в северной присводовой части дизпликата в скв. 1-Кожим из ассельско-нижнеартинских биогенных карбонатов аллохтона получены промышленные притоки метанового газа и легкой нефти.

На Лемвинской структуре скв. 3 вскрыта залежь в трещинно-порово кавернозных коллекторах. В процессе испытания скважины дебит метанового газа с сероводородом до 15% достигал 1 млн. м3/сут.

На Романьельской структуре в природном резервуаре, сложенном органо генными известняками среднего карбона, выявлено месторождение бессерово дородного газа. Залежи нефти в органогенных карбонатах верхнего карбона нижней перми обнаружены на Кочмесской площади внешнего борта КРВ и на Падимейской структуре Воркутской ступени. Дебит скв. 3-Кочмес (в интервале глубин 2013,5-2058,8 м) составил 85 м3/сут. Нефть в залежи легкая (уд. вес 0,814 г/см3) с содержанием серы до 0,62 %. В скв. 3-Падимей дебиты достигали 33 м3/сут. Нефть тяжелая (уд. вес 0,9558 г/см3), получена из интервала глубин 1531-1601 м.

Основные параметры всех месторождений нефти и газа, выявленных в Ко сью-Роговской впадин, приведены в табл. 19.

Таблица Характеристика месторождений и залежей углеводородов Косью-Роговской впадины (по состоянию на 01.01.1995 г.) Месторожде- Возраст Глубина Тип Категория Извлекаемые ние продук- залегания залежи запасов запасы вы тивного продуктив- (по выявлен- явленных горизон- ного гори- составу ных зале- месторожде та зонта, м флюида) жей ний, млн. т, млн. у. т.

Воркутский НГР Падимейское С2 1531,0 нефтега- АВС1 4, зовая С2 0, Кочмесский НГР Романьельское С2 3349,6 газовая АВС1 0, С2 16, Интино-Лемвинский НГР Кожимское Северный блок Р1 3088,0 газовая АВС1 0, С2 1, Южный блок С2 3356,4 газовая АВС1 3, Интинское Р1 2631,0 газовая АВС1 0, Черноречен- С2 2871,6 газовая АВС1 1, ский блок С2 2824 газовая АВС1 1, Южный блок Р1 2586 газовая С2 0, АВС1 0, Интинский С2 3003 газовая АВС1 1, блок Всего (АВС1+С2) по КРВ;

газ 28, нефть 4, Анализ установленной газо- и нефтеносности палеозойских НГК в Косью Роговской впадине позволяет сделать следующие общие выводы:

1. Косью-Роговская впадина преимущественно газоносна. Содержание га зообразных УВ в залежах на 1.01.1995 г. составляет 64% от начальных геологи ческих запасов категории ABC1. Газ углеводородный с отсутствием сероводо рода (до 55% запасов) или с его содержанием от 0,1 до 18% (до 45% запасов).

Содержание стабильного конденсата в газах – от 70 до 280 г/м3.

2. В Интино-Лемвинском районе количество бессероводородного углево дородного газа в разрезе осадочного чехла может составлять не менее 90%.

3. Основные разведанные запасы газа, а следовательно, и конденсата, при урочены к верхневизейско-нижнепермскому НГК, а перспективные и прогноз ные ресурсы (категории Д1+Сз) – к ордовикско-нижнедевонскому, среднефран ско-турнейскому и верхневизейско-нижнепермскому.



Pages:     | 1 |   ...   | 5 | 6 || 8 | 9 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.