Планомерное изучение геологического строения северных районов Тюменской области началось в 50-е годы с проведения региональных исследований, целью которых являлись поиски крупных структурных элементов, изучение общих закономерностей геологии района. На территории работ выполнены следующие региональные работы [1, 2]:
- геоморфологическая съемка (ВСЕГЕИ, НИИГА, 1952-54 г.г.) 1:1000000 масштаба, по результатам которой была построена государственная геологическая карта, изучены литология четвертичных отложений и основные черты геоморфологии, а также закартированы выходы палеогеновых отложений [3];
- аэромагнитные съемки масштабов 1:1000000 (трест «Сибнефтегеофизика», 1953-1955 г.г.) и 1:200000 (НГТ,1958-1959 г.г.) и региональные гравиметрические съемки (КГУ, 1956-1958 г.г.), результаты которых широко использовались при составлении первых структурно-тектонических схем складчатого фундамента и платформенного чехла Западно-Сибирской плиты. На рекогносцировочно-поисковом этапе исследований по этим материалам намечались объекты для постановки сейсморазведочных работ на нефть и газ [4];
- гравиметрическая съемка масштаба 1:1000000 (ТТГУ, АГП 38/60-61) [5].
В конце 60х – начале 70-х годов начинается новый этап исследований – планомерное детальное изучение геологического строения и поиск положительных структур III и IV порядков. Этот этап характеризуется широким развитием детальных площадных сейсморазведочных работ в сочетании глубоким бурением, в результате этих работ были выявлены основные (надпорядковые и I порядка) элементы строения юрско-меловой толщи данного района: Уренгойский мегавал, Надымская мегавпадина, Нижнепурский мегапрогиб, Хадырьяхинская моноклиналь, Нерутинская впадина, а также выявлено большинство локальных структур, в том числе Восточно-Уренгойгойская и Северо-Есетинская.
Открытие уникальной Уренгойской сеноманской залежи газа (скв. № 2, 1966 г.) позволило сконцентрировать поисковые работы в пределах Нижнепурского мегавала и, в частности, на территории Уренгойского вала. В начальный период разведки сеноманских отложений Уренгойской группы месторождений, в состав которых входит Восточно-Уренгойское+Северо-Есетинское, Уренгойское и другие месторождения в 1967 году была пробурена и опробована глубокая скважина № 1 (забой 3200 м), подтвердившая высокие перспективы нефтегазоносности неокомских отложений.
Результаты испытания в 1970 году глубокой скважины № 17 (забой 3262 м) показали, что в разрезе нижнего мела присутствуют не менее семи газоконденсатных залежей в диапазоне глубин 2300-3100 м.
Данные, полученные по этим скважинам, послужили началом поисково-разведочных работ на неокомские отложения. Испытание последующих скважин выявило, что основные по размерам газоконденсатные залежи имеют нефтяные оторочки.
Поисково-разведочные работы на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении разделяются на три этапа.
Первый этап характеризуется тем, что основным объектом поисков и разведки был сеноманский продуктивный комплекс (1966-1967 гг.).
Второй этап – семидесятые и восьмидесятые годы – поисково-разведочные работы на нижнемеловые отложения с попутной доразведкой сеноманской залежи.
Третий этап – восьмидесятые и по настоящее время – поиск и разведка нижнемеловых и юрских залежей.
Поисковые работы на Уренгойской площади начаты в 1966 г., когда поисковой скважиной 2, пробуренной в южной части Уренгойского вала, было открыто газовое месторождение с уникальной газовой залежью.
Первый подсчет и утверждение запасов газа сеноманской залежи в ГКЗ были проведены в 1967 г. В 1970 г. был повторно проведен подсчет запасов свободного газа сеномана с включением Ен-Яхинской площади. В 1979 г. были пересмотрены и утверждены запасы по Уренгойской, Ен-Яхинской площадям с включением Песцовой площади. В 1988 г. был проведен пересчет запасов газа сеноманской залежи с уточнением коэффициентов пористости и газонасыщенности.
На втором этапе поисково-разведочных работ в 1967 г. пробурена глубокая поисковая скважина 1, заложенная в южной части Уренгойского вала. При испытании интервала от 3164 до 3156 м был получен приток воды с пленкой нефти, а при испытании интервала от 3015 до 3030 м – фонтан газа дебитом 875 тыс. м3/сут. (пласт БУ14).
Во вскрытом скважиной разрезе было встречено 8 газоконденсатных пластов в валанжин-аптских отложениях. Получение из некоторых объектов вместе с газом нефти позволяло предполагать, что газоконденсатные залежи, возможно, имеют нефтяные оторочки.
Работа по составлению проекта разведки велась силами ЗапСибНИГНИ с участием сотрудников Главтюменьгеологии, ТЦЛ, СибНИПИГаза.
Первый подсчет запасов углеводородов, содержащихся в неокомских залежах (1977 г.), выполнен по материалам бурения 52 неокомских скважин на глубину от 2885 до 3585 м, общий метраж бурения 156737 м.
В 1983 г. в ГКЗ СССР был представлен подсчет запасов углеводородов в нижнемеловых залежах Уренгойского месторождения по материалам бурения 107 скважин. При рассмотрении отчета по подсчету запасов ГКЗ СССР (протокол № 9329 от 27.10.1983) воздержалась от утверждения запасов газа, конденсата и нефти по основным подсчетным объектам (пласты БУ80-БУ14) в связи с необоснованностью основных подсчетных параметров (коэффициентов пористости и нефтегазонасыщенности, а также низких уровней водонефтяных контактов). Были утверждены запасы нефти в горизонте БУ14 и запасы газа и конденсата в пластах ПК18, ПК21, АУ10, БУ3, БУ5 на Южном куполе.
С учетом замечаний ГКЗ СССР в 1984 г. Главтюменьгеологией была составлена и утверждена в МинГео СССР «Комплексная программа геологоразведочных и исследовательских работ по доразведке нефтяных оторочек залежей неокома Уренгойского месторождения». С целью уточнения строения нефтяных оторочек основных нефтесодержащих горизонтов БУ8-9 и БУ10-11 предусматривалось пробурить ряд профилей скважин с расстоянием между скважинами не более 2,0 км.
Предусматривалось также бурение одиночных скважин с целью изучения нефтяных оторочек (скв. 602, 603, 572, 575, 590, 614, 573, 607, 582, 591, 615). Кроме того, на Южном куполе было предусмотрено бурение скважины на РНО со сплошным отбором керна.
По результатам бурения новых скважин уточнено геологическое строение нефтяных оторочек горизонтов БУ8-9 и БУ10-11, в т.ч. корреляция пластов, положение водонефтяных контактов и др. В 1988 г. была пробурена скважина 572 на нефильтрующемся растворе. В скважине выполнен расширенный комплекс геофизических исследований, направленный на изучение коллекторских свойств геофизическими методами, определение характера насыщения и газожидкостных контактов.
В 1989 г. был представлен и утвержден ГКЗ СССР (протокол № 10726 от 18.10.1989) подсчет запасов газа, конденсата и нефти в нижнемеловых отложениях .
Общий объем поисково-разведочного бурения на нижнемеловые отложения по состоянию на 1988 г. составил 168 скважин общим метражом 528642 м. По площади скважины размещены, в основном, по системе взаимопересекающихся профилей, расстояния между скважинами составляют от 1,0 до 5,5 км. Плотность сетки разбуривания примерно одинакова по всем куполам. В процессе бурения новых скважин проводился отбор керна для изучения коллекторских свойств продуктивных пластов, выполнен значительный объем работ по опробованию: в среднем три объекта на скважину, при максимальном числе 10 объектов (скважина 504).
В 1995 г. ООО «ГАЗГЕРС» были пересчитаны запасы нефти, газового конденсата нижнемеловых отложений, однако они не были утверждены ГКЗ, но запасы нефти были поставлены на государственный баланс ВГФ.
В 2004 г. ООО «СибНАЦ» представлен и утвержден в ГКЗ Роснедра подсчет запасов нефти, газа и конденсата ачимовских отложений, залежей неокома (пласты БУ16, БУ17, БУ18) и юры (пласты ЮГ2, ЮГ3, ЮГ4) Уренгойской группы месторождений по состоянию на 01.01.2003.
В 2012 г. ООО «СибНАЦ» были пересчитаны запасы нефти, свободного газа и конденсата залежей неокома (пласты группы БУ160-БУ171-1) Уренгойского месторождения по состоянию на 01.01.2011. Запасы утверждены в ГКЗ Роснедра и поставлены на государственный баланс ВГФ в 2012 г.
Параллельно с разведочным бурением на неокомские залежи велось поисково-разведочное бурение на более глубокие горизонты: ачимовскую толщу и юрские отложения. Бурение проводилось силами Украинской нефтегазоразведочной экспедиции и, на первом этапе, Ново-Уренгойской НРЭ объединения «Уренгойнефтегазгеология». Всего на дату подсчета запасов пробурено 48 скважин на ачимовские и юрские отложения.
Эксплуатационное бурение на нижнемеловые отложения проводилось ПО «Уренгойгаздобыча». Всего на балансе объединения на 01.01.1988 числилось 373 скважины, из них по газу – 331, по нефти – 42 скважины.
В период с 1988 по 2012 гг. разведочного бурения на отложения неокома не проводилось, за исключением разведочной скважины 10300.
В 2001 г. была пробурена разведочная скважина 10300 на юго-восточной периклинали Уренгойского мегавала с целью доразведки нефтяных оторочек неокомских залежей шестого опытного участка УНГКМ. В интервале нефтяной оторочки (от 2918 до 2927 м) пласта БУ121 получен фонтан газоконденсатной смеси дебитом 278 тыс. м3/сут. на диафрагме 14,3 мм. Более низкое положение ГНК пласта БУ121 противоречит принятым ранее построениям, тем не менее, полностью согласуется с региональной закономерностью понижения межфлюидных контактов залежей нижних шельфовых пластов, отмеченной по результатам геологического моделирования неокомских залежей Надым-Пурской НГО.
По состоянию на 01.01.2009, с учетом всей накопленной информации по I-IV эксплуатационным объектам выполнен пересчет запасов газа, конденсата и нефти силами ООО «ЦНИП ГИС», утвержденный в ГКЗ Роснедра. Пересчитанные геологические запасы нефти нижнемеловых отложений не поставлены на Государственный баланс до момента утверждения извлекаемых запасов нефти.
Первые представления о структурном плане меловых и верхнеюрских отложений района дали площадные работы МОВ масштаба 1: 200000, проведенные в 1966-1972 годах (сп 38, 40/65-66, 25/66-67, 26/67-68, 26/68-69, 26, сп 28/66-67, 30/70-71 и др.).
В связи со сложным строением продуктивных пластов и необходимостью доразведки Уренгойской группы месторождений возникла потребность дальнейшего изучения района различными геолого-геофизическими методами.
С этой целью ПГО "Ямалгеофизика" проводило на территории в течение 70-х годов изучение геологического строения района сейсморазведочными работами (30/73-74, 24/78-79, сп 23/73-74, 24/75-76, 24/77-78, 33/79-80, 41,42/79-80, 41/80-81 и др.), по результатам которых были пробурены скважины, открывшие многочисленные залежи углеводородов в апт-альб-сеноманском, неокомском и среднеюрском комплексах.
В это же время ПГО «Ямалгеофизика» проводила региональные исследования (сп 37/77-78, 36/80-81, 33/79-80, 46/81-82 – были отработаны региональные профили 25, 26, 27, 106) сейсмо-стратиграфический анализ которых позволил решить вопросы региональной геологии и сейсмогеологической привязки отражающих горизонтов. Совместно с проведенными исследованиями методом КМПВ удалось оценить мощность платформенного чехла Уренгойского района и глубину залегания кристаллического фундамента, которая составляет 6-8 км. Стратиграфическая приуроченность пород фундамента соответствует диапазону от кайнозоя до среднего палеозоя.
В 1974 году НТГУ выполнило аэромагнитную съемку масштаба 1:200 000, а в 1980–1984 годы ПГУ "Центргеофизика" – гравиметрическую масштаба 1:200 000. Результаты этих работ явились основой для геотектонического районирования и выделения ряда надпорядковых структур и структур I порядка.
Необходимость более детального изучения разреза потребовала повышения кратности прослеживания отражающих границ. Сейсморазведочные работы МОГТ, проводимые в дальнейшем на исследуемой территории, выполнялись с использованием 24- и 48-кратного профилирования МОГТ.
В сезоны 1987–2005 гг. ПГО "Ямалгеофизика", ОАО"Ямалгеофизика", ПГО "Укргеофизика", ЗАО «Полярная геофизическая экспедиция» были проведены площадные сейсморазведочные исследования МОГТ-2D повышенной кратности в масштабах 1:100 000 и 1:50000 (СП 66,67/87-88, 42/87-88, 28/88-89, 41/88-89, 66,69/88-89, 67/88-89, 67/89-90, 67/90-91, 67/03-04, 67/04-05). Это позволило более детально изучить геологическое строение района, а также оценить возможности сейсморазведки для уточнения контура сеноманской залежи, выделить ряд ловушек структурно-литологического типа в шельфовых, ачимовских и меловых отложениях, тогда же были выявлены и подготовлены к бурению по меловым отложениям Восточно-Уренгойское, Северо-Есетинское, Есетинское, Ярояхинское поднятия.
Переобработка сейсмических материалов сп 41/86-87 г.г., проведена в ОАО «СибНАЦ» в 2004 году совместно с профилями сп 41/81, 72/91, 40/87, 41/89, 28/89 ОАО «Ямалгеофизика» в пределах Западно-Ярояхинского ЛУ.
Схема геолого-геофизической изученности рассматриваемой территории сейсморазведкой МОВ ОГТ (после 1980 г.) приведена на рисунке 1.
Рисунок 1 - Схема геолого-геофизической изученности
С середины 90-х гг. и по настоящее время в пределах Уренгойского региона, на территории всех недропользователей, проводится трехмерная сейсморазведка МОГТ- 3D.
Исследования отдельных наиболее перспективных участков сопредельных территорий с помощью 3D сейсморазведки начаты ПГО «Ямалгеофизика» в 1993 году (сп 64/93, 64/95, 61/96, 11/98 – площадью 979,7 км2).
На Самбургском ЛУ ПГО «Укргеофизика» в 2001 году выполнила съемку 3D с номинальной кратностью 21 площадью 184,5 км2.
Вся территория Восточно-Уренгойского ЛУ в полевые сезоны 2004-2005 г.г. покрыта площадными работами МОГТ 3D, отработанными сейсморазведочными партиями ОАО «Башнефтегеофизика» и ОАО «Татнефтегеофизика» (787,94 км2).
На Западно-Ярояхинском ЛУ силами сп 67/05-07 ЗАО «Полярная геофизическая экспедиция» в течение двух сезонов: 2005-2006 г.г. и 2006-2007 г.г. проведены площадные сейсморазведочные работы по методике 3D (328,2 км2).
Общие данные по выполнению сейсмических площадных съемок на территории Уренгойского региона по методике МОГТ-3D приведены в таблице 2.2.
Обработка сейсмических материалов МОГТ 2D-3D разных лет проводилась на ВЦ различных организаций: ООО «Геофизические системы данных», ООО «ТюменьНИИГипрогаз», ООО «Paradigm Geophysical», OAO «Ямалгеофизика», ОАО «Полярная геофизическая экспедиция», НПЦ «СибГео», ОАО «СибНАЦ», «Western Geco», ООО «Геопетроцентр».
Основные проблемы, осложняющие обработку данных на Самбургском, Восточно-Уренгойском, Западно-Ярояхинском, Ново-Уренгойском ЛУ были вызваны следующими факторами:
- неоднородностью ВЧР;
- высоким уровнем техногенных помех;
- слабым уровнем сейсмических сигналов в интервале 2,0-2,8 с, связанным со сложным строением этого интервала и отсутствием жестких акустических границ.
Высокий уровень сейсмических помех обусловлен как фоном промышленных помех (от развитой сети дорог, путепроводов и ЛЭП), так и технологическими причинами (наличие мощного цуга поверхностных волн, высокоэнергетических звуковых волн и т.д.).
Процесс обработки материалов сейсмических работ МОГТ 2D-3D был нацелен на обеспечение максимальной разрешенности и хорошей прослеживаемости отражающих горизонтов в целевых интервалах разреза.
В 2011 голу специалистами ОАО «СибНАЦ» выполнена стратиграфическая привязка и корреляция отражающих горизонтов по сейсмическим материалам 3D и 2D МОГТ.
На основании построенных композитных временных разрезов проводилась проверка идентичности корреляции, стратиграфической привязки отражающих горизонтов к соответствующим шельфовым пластам неокома и индексации последних, а также соответствие (непротиворечивость) вариантов геологической корреляции особенностям волновой картины кубов сейсмических данных.
На рассматриваемой территории преобладают нарушения с небольшими смещениями геологических границ по плоскостям разломов (5-15 м). На структурных картах и подсчетных планах неокомских шельфовых пластов показаны две группы разрывных нарушений. Первая (сплошные линии) – выделяются как на временных разрезах 2D, так и на вертикальных сечениях куба. Вторая группа (пунктирные линии) – обусловлены сопоставлением структурных планов, результатов испытания скважин и интерпретации ГИС в интервале продуктивных пластов.
Проблема прослеживания малоамплитудных разрывных нарушений в интервале шельфовых пластов нижнего мела состоит, в основном, в неявных признаках разломов и трещин в волновой картине, характеризующейся интерференционным характером отраженных волн, связанной с линзовидным строением и газонасыщением продуктивных пластов, а также с высоким уровнем помех.
В ОАО «СибНАЦ» после переобработки и интерпретация данных сейсморазведочных работ МОГТ 2D-3D, проведенных в пределах изучаемой территории, были выполнены структурные построения по отражающим горизонтам. Структурные карты, обобщающие результаты интерпретации 2D и 3D сейсморазведки, строились с сечением 10 м. Детальное описание методических и технологических аспектов обработки данных сейсморазведки приведено в отчете по пересчету запасов.
Параллельно с разведкой Уренгойского месторождения вводились в поисковое бурение соседние поднятия (его спутники): Восточно-Уренгойское (1977 г. ввода в бурение), Северо-Есетинское (1979 г.), Самбургское (1973 г.), Ево-Яхинское (1987 г.), Есетинское, Новоуренгойское (1987 г.), Северо-Пырейное (1988 г.).
В 1978 году было начато поисковое бурение на Восточно-Уренгойской площади глубокой скважиной № 301, при испытании которой из отложений пластов БУ16(1-4) и БУ14 в интервалах 3218-3226 м и 3115-3133 м, соответственно, были получены фонтаны газоконденсата – месторождение названо Восточно-Уренгойским.
В 1979 году на Северо-Есетинской площади было начато бурение двух глубоких поисковых скважин №№ 163 и 172. В результате испытания скважины № 172 из отложений пласта БУ16(1-4) в интервале 3328-3338 м был получен фонтанирующий приток нефти с пластовой водой и открыто Северо-Есетинское месторождение.
В дальнейшем бурением скважин №№ 209, 210 Северо-Есетинских и №№ 92, 310 Восточно-Уренгойских было подтверждено отсутствие прогиба между этими поднятиями по неокомским отложениям и наличием в них единых залежей углеводородов во всех продуктивных пластах. В настоящее время запасы углеводородов в неокомских залежах числятся на едином Восточно-Уренгойском+Северо-Есетинском нефтегазоконденсатном месторождении.
Библиографическая ссылка
Носырев Н.С. ЭТАПЫ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО ИЗУЧЕНИЯ ВАЛАНЖИНСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ // European Student Scientific Journal. – 2019. – № 3. ;URL: https://sjes.esrae.ru/ru/article/view?id=468 (дата обращения: 25.11.2024).