Материал: Комплекс геофизических работ в скважинах Ямбургского Газоконденсатного Месторождения

Запасы газа и конденсата по данным бурения и испытания 51 разведочной скважине по состоянию на 01.07.1985 г. были утверждены ГКЗ, причем залежи газоконденсата были признаны подготовленными к опытно-промышленной эксплуатации [33].

В 1987 г. на отложения неокома Ямбургского месторождения началось эксплуатационное бурение.

В последующие годы по результатам разведочного и эксплуатационного бурения, а также сейсморазведочных работ (МОВ ОГТ 2D с кратностью суммирования 12,м-б 1:100000) уточнялись структурные поверхности отражающих горизонтов, осуществлялась их привязка к стратиграфическим горизонтам, определялось положение выделенных зон глинизации пород, имеющих исключительно сложное строение. Работы выполнялись СП 34/85, 34/86, 57/92 и др. ПГО «Ямалгеофизика» [30].

С середины 90-х гг АО «Ямалгеофизика» и «Башнефтегеофизика» по заказу ООО «Ямбурггаздобыча» проводятся детальные (масштаба 1:50000) сейсморазведочные работы МОВ ОГТ 2D и 3D с кратностью суммирования 24, 30, 48, 60 и использованием взрывного и вибрационного источников сейсмических колебаний [28,29,42.43,44].

В результате их проведения выявлен ряд новых поисковых объектов структурно-литологического типа в ачимовской толще и в шельфовых отложениях неокома, детализирован структурный план Ямбургского и сопредельных поднятий, уточнены контуры сеноманской газовой залежи и строение отдельных неокомских залежей, проявляющихся в энергетических характеристиках сейсмического волнового поля.

Одновременно продолжается эксплуатационное бурение на месторождении, а также пробурен ряд глубоких разведочных скважин на восточном склоне Ямбургского поднятия которыми была установлена нефтеносность пласта Ю₂ средней юры и ачимовской толщи неокома.

.2 Литолого-стратиграфическая характеристика продуктивного разреза

Геологический разрез Ямбургского месторождения представлен песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского осадочного чехла и породами палеозойского фундамента. Разрез осадочного чехла в контуре продуктивности неокомских шельфовых пластов вскрыт на максимальную глубину 4515 м (скв. 500).

В основу приводимой литолого-стратиграфической характеристики положены решения Межведомственного стратиграфического совещания, состоявшегося в г. Тюмени в 1990 г. и утвержденные Межведомственным стратиграфическим комитетом России в 1991 г. Ниже дано краткое описание, вскрытой части разреза (до кровельной части тюменской или малышевской свиты средняя юра, т.к. нижележащие горизонты на Ямбургском месторождении бурением не изучены).

Палеозойский фундамент. Отложения палеозойского фундамента на территории Надым-Пурского междуречья вскрыты единичными скважинами (Тюменская сверхглубокая СГ-6; Уренгойская площадь, скв. 414; Надымская, скв. 7; Юбилейная, скв. 200; Комсомольская, скв. 198, 199 и др.). Фундамент в пределах Ямбургского месторождения не вскрыт. Гипотетически он может быть представлен кремнисто-глинистыми, песчаными метаморфизованными породами, известняками. К кровле фундамента приурочен отражающий горизонт А. Глубина залегания фундамента 7.0-10.0 км.

Триасовая система. Триасовая система в пределах Надым-Пурского междуречья представлена эффузивно-осадочным и осадочным комплексом пород и относится к тампейской серии. Эффузивно-осадочный комплекс представлен покровами базальтов с корой выветривания в нижней части, аргиллитами, алевролитами с отпечатками растений, туфогенными породами, содержание которых уменьшается вверх по разрезу (СГ-6). Комплекс развит в пределах Уренгойского прогиба.

Юрская система. Отложения юрской системы Надым-Пурского района подразделяются на береговую, ягельную, котухтинскую, тюменскую, абалакскую и баженовскую свиты.

Меловая система. Отложения нижнего мела подразделяются на сортымскую, тангаловскую и покурскую (нижнюю часть) свиты. Сортымская свита (К₁ берриас-валанжин). Верхняя часть свиты вскрыта почти всеми разведочными скважинами и только в скв. 113, 180, 184, 441, 500 она вскрыта на полную толщину. Свита сложена преимущественно глинами темно-серыми, алевритистыми, слюдистыми, плотными, часто карбонатными, с прослоями и включениями сидерита и пирита. В основании свиты залегает ачимовская толща (скв. 500, инт. 3445-3616 м.), представленная чередованием песчано-алевритовых и глинистых пород. Общая толщина свиты 450-550 м. Отложения верхнего мела подразделяются на покурскую (сеноманская часть которой описана выше), кузнецовскую, березовскую, ганькинскую свиты.

Палеогеновая система. В палеогеновых отложениях выделяются ганькинская (верхняя часть), тибейсалинская, люлинворская свиты.

Четвертичная система. Четвертичные отложения залегают на размытой поверхности палеогеновых отложений. Разрез представлен песками с включениями гальки и гравия, глинами, супесями, суглинками, в верхней части с пластами торфа. Толщина отложений 60-145 м.

.3 Тектоника

В тектоническом строении района принимают участие три структурно тектонических этажа: нижний - фундамент, промежуточный и верхний - платформенный чехол. Ямбургское месторождение приурочено к крупному Ямбургскому мегавалу, вытянутому в северо-восточном направлении. Мегавал на севере и западе граничит с Северо-Ямбургским мегапрогибом, на востоке - с Восточно-Ямбургской седловиной, Хаддуттейским мегапрогибом, на юге -с Харвутинской и Западно-Песцовой седловинами. Общая длина мегавала 150 км, максимальная ширина - 65 км. В пределах мегавала с юга на север выявлены структуры III порядка: Северо-Анеръяхская, Лыбарская, Анеръяхская, Мало-Ямбургская, Ямбургская, Хосырейская, Южно-Ямбургская, Северо-Харвутинская и поднятие без названия. Мало-Ямбургское, Ямбургское, Хосырейское поднятия осложняют Ямбургское куполовидное поднятие (рис.2).

Тектоническая схема мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного чехла Тазовского полуострова

Рис.2 Контуры структур: 1-надпорядковых (синеклиз, моноклиз); 2-I порядка-крупных (поясов, мегавалов, мегапрогибов, мегавыступов, моноклиналей, мегаседловин); 3 - I порядка - средних и малых (сводов, мегавалов, впадин, мегапрогибов, выступов, моноклиналей); 4 - II порядка крупных (валов, прогибов, малых впадин, котловин, малых выступов, малых моноклиналей, мезоседловин и др.); 5 - II порядка средних и малых (малых валов, малых прогибов, купольных поднятий, структурных мысов, седловин и др.); 6 --орогидрография; 7 - контур площади работ.

Список тектонических элементов к рис.2

В₁ - Надым-Тазовская синеклиза

В₁^Б - Медвежье-Ямбургский пояс мегавалов

В₂^А - Мессояхский пояс мегавалов

XV - Каменномысская мезоседловина

XXXV - Хадуттейская малая впадина

XL - Ямбургский крупный вал

XLI - Юрхаровско-Находкинская мезоседловина

XLII - Западно-Большехетский крупный прогиб

- Харвутинский малый вал

- Парусный малый вал

- Юрхаровский структурный мыс

- Лымберасейский малый прогиб

- Ямбургское КП

- Оликуминский малый вал

- Антипаютинский малый вал

- Без названия малая котловина

- Южно-Оликуминский малый прогиб

- Эдейский структурный нос

- Западно-Харвутинский малый прогиб

- Северо-Ямбургский структурный мыс

- Верхнехойпаетинский малый прогиб

- Восточно-Каменномысский малый прогиб

- Парусный малый вал

- Без названия структурный мыс

1115- Без названия малая котловина

1199 - Без названия структурный мыс

- Северо-Харвутинская седловина

3.4 Нефтегазоносность

Ямбургское месторождение расположено в пределах Надымского нефтегазоносного района Надым-Пурской нефтегазоносной области.

Возрастной диапазон нефтегазоносности мезозойского разрезе района достаточно широк, промышленные скопления углеводородов обнаружены в отложениях от сеноманских до среднеюрских.

В Надым-Пурской нефтегазоносной области выделяется четыре нефтегазоносных комплекса: нижне-среднеюрский, ачимовский, верхне-неокомский и сеноманский.

Нижне-среднеюрский нефтегазоносный комплекс

Отложения этого комплекса развиты на Тюменском Севере повсеместно, но в пределах Тазовского полуострова вскрыты единичными скважинами и изучены очень слабо. Практически на всех площадях, где глубокими скважинами вскрыты отложения комплекса, получены прямые признаки высокой перспективности нижне-среднеюрских отложений в отношении нефтегазоносности (на Семаковском месторождении в пределах юго-восточного крыла Адерпаютинского поднятия отложения вскрыты в двух скважинах (50 и 51), при испытании которых получены непромышленные притоки нефти и газоконденсата), а на ряде площадей открыты залежи углеводородов (Уренгойское, Береговое, Тазовское месторождения).

Ачимовский нефтегазоносный комплекс

Ачимовские отложения представлены переслаиванием пачек аргиллитов и алевролитов, среди которых выделяются песчано-алевритовые тела, достигающие по толщине первых десятков метров. Песчаные тела имеют обычно линзовидный характер и залегают в основании сортымской свиты.

Ачимовская толща представляет собой комплекс отложений, характеризующийся своеобразием закономерностей в развитии песчаных тел. Все линзы песчаников имеют субмеридианальное простирание и в плане нередко перекрывают друг друга. Закономерности пространственного распределения ачимовских ловушек и их генетическая природа до сих пор не выяснены.

Нефтегазоносность ачимовской толщи установлена на Уренгойском, Самбургском, Непонятном и др месторождениях.

По данным керна из скважин Уренгойского месторождения разрез ачимовской толщи представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Песчаники мелко- и среднезернистые, косослоистые, иногда массивные, сильно слюдистые (особенно на границе раздела слойков), крепкосцементированные с остатками растительного детрита. В ряде скважин отмечаются слабо- и среднесцементированные образцы. Иногда в подошвенной части встречаются гальки аргиллитов. Отмечаются линзочки, прожилки и прослои угля толщиной до 10 см. Коллекторские свойства в одних случаях улучшаются от кровли к подошве, в других - ухудшаются. Содержание кварца в песчаниках ачимовской толщи составляет 35-40% (в вышезалегающих коллекторах пластов группы - 20-25 %). Пористость 15-20 %, коэффициент проницаемости варьируется от 0,01 до 27 мД.

Верхненеокомский нефтегазоносный комплекс

Отложения верхненеокомского нефтегазоносного комплекса являются одним из основных резервуаров углеводородов в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

На Ямбургском месторождении в верхненеокомском комплексе содержится 15 газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей в пластах БУ₃¹ - БУ₉, абсолютные отметки залегания в своде составляют - 2600-3300м. Верхние залежи пластовые, сводовые (БУ₃, БУ₄^1-3), нижележащие пластовые, литологически экранированные. Отличительной чертой песчано-алевролитовых пластах верхнего неокома является достаточно сложный характер их развития по площади. Большинство их распространено в песчаной фации лишь в восточной части структуры, а на западе разрез представлен преимущественно глинистыми разностями. ГВК залежей, в основном, горизонтальны. Сопутствующие залежам нефтепроявления незначительны по дебитам, приурочены, как к приконтактным зонам, так и к сводовым и присводовым участкам. В нижней части верхненеокомского комплекса песчаные линзы вскрыты единичными скважинами и при их опробовании получены небольшие притоки нефти (скв.112, 124) или газоконденсата с водой (скв.112, 162, 440). Появление новых песчаных пластов происходит на юго-восточном и восточном погружениях (скв. 440, 157, 117). В проектных скважинах ожидается наличие в песчаной фации пласта БУ₁₂.

Сеноманский нефтегазоносный комплекс

Сеноманский нефтегазоносный комплекс является регионально продуктивным на всей территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В отложениях комплекса открыта уникальная залежь газа на Ямбургском месторождении.

Залежь газа в сеномане сосредоточена под регионально выдержанной глинистой покрышкой турон-датского возраста толщиной до 500 м. Связана с мощной толщей переслаивания песчано-алевролитовых и алеврито-глинистых пород с подчиненной ролью последних. Причем глинистые пласты не выдержаны по разрезу и характеризуются преимущественно линзовидным залеганием, что обуславливает гидродинамическую связь песчаных пластов внутри продуктивной толщи сеномана. Сеноманская залежь связана со структурной ловушкой, высота залежи около 200 м. По типу залежь массивная, плоскость газоводяного раздела близка к горизонтальной, имеет небольшой наклон в северном направлении и проводится на а.о. -1160 м (на юге) и -1173 м (на севере). Пластовое давление в залежи соответствует гидродинамическому на уровне ГВК.

Таким образом, на Ямбургском месторождении установлена нефтегазоносность сеноманского и верхненеокомского комплексов. Перспективными являются ачимовский, нижненеокомский и нижнесреднеюрский НГК.

Оценка перспективных ресурсов ачимовских и нижненеокомских отложений в районе проектируемых работ по категории С₃ составляет:

нефти - 4465 тыс.т

конденсата - 65197 тыс.т

газа - 299760 млн. м³.

4. Геофизические работы

.1 Геологические задачи, решаемые геофизическими методами

На Ямбургском месторождении геофизические исследования в скважинах проводятся с целью решения следующих геологических задач:

-        литологическое расчленение разрезов скважин;

         выделение коллекторов и определение их эффективных мощностей;

-        определение удельных электрических сопротивлений горных пород;

         количественная оценка параметров пластов - коэффициента пористости, водонасыщенности, глинистости, коэффициента проницаемости и коэффициента нефтегазонасыщения;

         разделение пластов по характеру насыщающего флюида: газ, нефть, вода;

         определение положения газожидкостных и водонефтяных контактов.

Решаются задачи с целью изучения технического состояния скважин:

-  определение искривления ствола скважины;

-        установление фактического диаметра скважин;

         определение высоты подъема цемента и степени механического контакта цемента с колонной в заколонном пространстве.

.2 Физико-геологические предпосылки применения геофизических методов

Геофизические исследования скважин позволяют расчленять разрезы осадочных пород на пласты с различными физическими свойствами, отличающимися по составу пород, по коллекторским свойствам, по нефтегазонасыщенности.

В основе электрического каротажа лежит различие пород, слагающих разрез, по значениям естественных потенциалов (ПС) и кажущегося удельного сопротивления (КС).

Радиоактивный каротаж (РК) основан на использовании радиоактивных процессах, происходящих в ядрах атомов элементов. В основе гамма каротажа (ГК) лежит различие пород по естественному гамма-излучению и его интенсивности.

Гамма-гамма каротаж (ГГК) и нейтронный каротаж (НК) основаны на изучении эффектов взаимодействия соответственно гамма-излучения и нейтронов с горной породой.

Акустический каротаж (АК) основан на различии упругих свойств горных пород пройденных скважиной.

Предпосылкой применения термокаротажа (Т) является различие тепловых свойств пород. Измерения диаметра скважины (кавернометрия (Кав)) при прочих условиях, зависит от литологического состава пород.

Сопротивление продуктивных коллекторов месторождения колеблется в интервалах от 1.0 до 15 Ом×м, в водоносных пределах от 3 до 14 Ом×м. Колебание сопротивления связано с пористостью горных пород - в первом случае идет уменьшение сопротивления, во втором - увеличение.