доманиковая нефть что это такое
Доманик и доюрский комплекс
(Продолжение статьи «Стратегическая ставка на «трудную» нефть»)
Еще один тип нетрадиционных запасов, которым занимается «Газпром нефть», — доманиковые отложения. Как и бажен, доманик относится к нефтематеринским породам. Но у них также много различий: разный литологический состав, разные геомеханические свойства и толщины. Эти породы образовались в разное время. Доманик — более древняя формация. В отличие от бажена доманиковая формация объединяет несколько продуктивных горизонтов, расположенных один над другим, что потенциально увеличивает плотность запасов и их добычной потенциал.
Распространен доманик на территории Волго-Уральской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинций, в регионах с более развитой инфраструктурой, близостью к рынкам, более мягким климатом, чем в Западной Сибири. Здесь практически отсутствуют сезонные ограничения на проведение полевых работ. Промышленную добычу нефти из доманика пока никто не ведет. По всей России лишь около десятка скважин пробурены целенаправленно на доманиковые отложения. Также есть ряд скважин, прошедших через эти пласты и давших таким образом некоторую информацию по ним.
Прим. Информ-ДевонК примеру, в Татарстане потенциал доманиковых отложений оценивается в 5-16 млрд т. С 2014 по 2019 гг. «Татнефть» добыла 336 тыс. тонн такой нефти. Средний дебит нефти из 77 скважин составляет 3,2 тонн в сутки.
«Газпром нефть» начала заниматься домаником в 2016 году. С тех пор была проведена региональная оценка Волго-Уральского бассейна. «Извлекаемые запасы доманиковых отложений в этом бассейне оцениваются от 3 до 6 млрд тонн. Геологических запасов — более сотни миллиардов, — говорит Игорь КУДИН, руководитель проекта «Доманик» в «Газпром нефти». — Впрочем, рентабельной технологии пока нет, а привлекательность запасов меняется от региона к региону». Перспективы начала рентабельной добычи из доманиковых отложений в «Газпром нефти» оценивают в 5–10 лет.
Как и бажен, доманик предполагается разрабатывать горизонтальными скважинами с МГРП. Однако он очень плотный, а значит, при проведении ГРП потребуется создавать более высокое давление, что усложняет технологию. Доманиковые отложения присутствуют на лицензионных участках «Газпром нефти» в Оренбургской области.
СОВМЕСТНО С «ТАТНЕФТЬЮ»
В 2020 году компания создала здесь совместное предприятие с ЛУКОЙЛом и «Татнефтью». В портфель активов СП «Новые технологии добычи нефти» вошли Савицкий (ранее приобретен «Газпром нефтью») и Журавлевский (приобретен «РИТЭКом», дочерней компанией ЛУКОЙЛа) лицензионные участки. Каждому из участников принадлежит по 1/3 доли в проекте.
«Ключевые цели проекта — реализовать программу геолого-разведочных работ на лицензионных участках с доманиковыми отложениями и подобрать технологии, которые позволят успешно вовлечь запасы в коммерческую раз-работку, — говорит гендиректор СП Ирек ХАБИПОВ. — Важная составляющая проекта — технологическая. Обмен опытом, компетенциями, которые есть у всех участников СП, и совместный поиск наиболее эффективных решений».
На участках проведены сейсмические исследования, идет интерпретация полученных результатов. Кроме того, на Савицком участке завершилось бурение первой поисково-оценочной скважины. На следующий год запланирована программа ее испытаний. Бурение первой скважины показало, что, помимо доманиковых объектов, на участках есть и традиционные запасы. Возможность их вовлечения в разработку также рассматривается.
Программа геологоразведки участка включает строительство 6 поисковых и разведочных скважин с горизонтальным заканчиванием. «К концу 2023 года планируется окончить поисковый этап геологоразведочных работ, снять геологические неопределенности, — говорит Ирек Хабипов. — Следующий этап — адаптация технологий, разработанных для баженовской свиты до 2026 года. На этом этапе предстоит доказать коммерческий кейс. Переход к промышленной разработке возможен в 2028 году».
Еще одна стратегическая ставка «Газпром нефти» — нефть палеозойских отложений, или доюрского комплекса. Она заключена в более глубоких и древних породах, чем юрские и меловые отложения, из которых традиционно ведут добычу углеводородов. Хотя эти запасы и относят к трудноизвлекаемым, правильнее было бы называть их труднонаходимыми. Ведь до сих пор месторождения доюрского комплекса открывали, когда скважины, пробуренные на традиционных залежах, захватывали более глубокие пласты.
Для сравнения, в Западной Сибири открыто более 3 тысяч традиционных месторождений и всего 68 палеозойских с доказанной нефтеносностью. Однако геологи считают, что запасы доюрского комплекса могут быть так же масштабны, нужно только научиться их находить. По оценкам института «ЗапСибНИИГГ», полученным в 2017 году, ресурсы доюрского комплекса Западной Сибири составляют 25,6 млрд тонн.
Для «Газпром нефти» основной регион, где отрабатываются технологии поиска и разработки палеозойских запасов, — это Томская область. «Газпромнефть-Восток», совместное предприятие с Mubadala Petroleum (ОАЭ), уже ведет здесь добычу на месторождениях доюрского комплекса. Работу с палеозоем ведут и другие дочерние общества и совместные предприятия «Газпром нефти».
В 2019 году «Славнефть-Мегионнефтегаз» провел испытание двух разведочных скважин на Южно-Островном месторождении, получив промышленные притоки. В 2023 году это месторождение планируется вводить в разработку. Планы по поисковому бурению на доюрском комплексе есть у «Газпромнефть-Хантоса» и «Салым Петролеум Девелопмента».
Одно из препятствий для успешного поиска таких запасов — недостаток исторических данных. Сейсмические исследования, которые проводились ранее, были нацелены в первую очередь на вышележащие слои осадочного чехла. Они не дают полной картины внутреннего строения палеозоя. Сегодня разработаны методики сейсмических исследований, позволяющие заглянуть глубже. Стоимость у них в два раза выше, чем у традиционной съемки.
В компании ищут возможности получить максимум информации о доюрском комплексе с минимальными затратами за счет комплексирования исторических данных с результатами несейсмических методов геологоразведки. Это геофизические методы, исследование керна, метод потенциальных полей, тектоника, геохимия.
Сложности есть и с бурением поисково-оценочных скважин. Для исследований используются в основном старые скважины, пробуренные еще в советское время на территории Западной Сибири. Современного поисково-оценочного бурения на палеозое очень мало, потому что стоит оно дорого, а геологическая успешность его гораздо ниже, чем на традиционных запасах.
«Успешность поискового бурения в Западной Сибири на отложениях осадочного чехла составляет 80%, а для палеозойских отложений этот показатель составляет всего 10%. Стоимость скважин при этом почти в два раза выше, — объясняет Павел ВЕРЕЩАГИН, руководитель проекта «Палеозой» «Газпром нефти». — Задача нашего проекта к 2025 году повысить успешность поискового бурения как минимум до 65%».
Работу над концепцией технологии поиска для палеозоя в «Газпром нефти» планируют завершить в 2021 году. Дальше начнутся ее испытания. Для этого на участках нераспределенного фонда Томской области планируется создать технологический полигон. Уже применяется льгота по налогу на имущество в Томской области. С администрацией Томской области, Министерством природных ресурсов и Министерством энергетики компания обсуждает льготы на геологоразведочные работы за счет сокращения НДПИ с текущей добычи. Это позволит стимулировать поисковые работы на палеозое. В результате появятся новые месторождения, от добычи нефти на которых государство получит значительно большие средства.
Прогноз перспективных зон в отложениях доманикового типа на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции
А.А. Вашкевич ПАО «Газпром нефть», К.В. Стрижнев, д.т.н. ООО «Технологический центр Бажен», В.А. Шашель, к.т.н., О.А. Захарова, А.А. Касьяненко, Д.Е. Заграновская, Н.Ю. Гребенкина ООО «Газпромнефть НТЦ»
Отложения доманикового типа как нефтегазоматеринская толща изучены достаточно хорошо, ими занимались многие ученые: Г.И. Гурари (1981, 1984), С.Г. Неручев (1986), Е.А. Рогозина, И.А. Зеличенко, М.И. Зайдельсон, С.Я. Вайнбаум (1990) и другие. Вопросам стратиграфии, условий образования, геохимии, литологофациального и формационного анализов этих отложений посвящено огромное число работ российских исследователей: Т.В. Белоконь, Н.Г. Гецен, Т.А. Катаева (1990); М.И. Зайдельсон, С.Я. Вайнбаум (1990); М.А. Тугарова (2009); Р.С. Хисамов, А.А. Губайдуллин (2010); И.В. Макарова, А.Г. Соколов (2015); Н.К. Фортунатова (2016) и другие. А вот как толща, содержащая непрерывные скопления углеводородов, доманиковые отложения изу чены очень слабо (О.М. Прищепа, 2014). До последнего времени изучались те ее свойства, которые влияют на количество углеводородов, способных заполнить традиционные ловушки нефти игаза. Однако, несмотря на значительные объемы генерации углеводородов и формирование ими традиционных залежей нефти и газа, более 2/3 объема сгенерированных углеводородов остается в матрице генерирующей толщи (О.В. Преснякова, 2015).
В данной работе рассмотрены основные критерии перспективности, определяемые с целью прогнозирования зон, формирующих залежи подвижных углеводородов в отложениях доманикового типа на территории Волго-Уральской нефтегазовой провинции.
Объект исследования
Отложения доманикового типа представляют собой карбонатные, карбонатно-кремнистые, глинисто-карбонатные, кремнистые породы и сапропелиты с наличием органического вещества более 0,5 %, распространяются от франского яруса верхнего девона (D3dm) до фаменского яруса (D3fm). Ведутся споры по определению возраста верхней границы распространения этих отложений, но в статье данный вопрос не рассматривается, так как требует доизучения. В связи с отмеченным стратиграфический интервал, выявленный на площади выполненных авторами исследований, представлен только вобъеме верхнего девона, без турнейского яруса нижнего карбона.
Кроме повышенного массового содержания органического вещества (0,5–19 %, иногда 25 %) отложения доманикового типа характеризуются многокомпонентным литологическим составом, сланцевой текстурой и сложными типами пустотного пространства, приуроченного к минеральным и органическим компонентам породы. Наиболее обогащены органическим веществом высокоуглеродистые карбонатно-кремнистые породы. Они характеризуются сланцеватыми текстурами, обусловленными чередованием микрослойков, образованных различным по составу и генезису осадочным материалом: карбонатным (мелкообломочным, шламовым, биоморфно-детритовым), кремнистым, сапропелевым, глинистым. Содержание органического углерода Сорг в таких породах изменяется от 5 до 25 % [1]. Обогащенность органическим веществом пород доманикового типа и благоприятный тип керогена обусловливают высокий генерационный потенциал большей части разреза доманиковой формации (рис. 1, а). В одной и той же точке отложения доманикового типа могут иметь различную степень зрелости. Подтверждением может служить график Ван-Кревилена, показывающий смещение значений водородосодержания в органическом веществе при одной и той же степени зрелости (см. рис. 1, б). Из графика Ван-Кревилена можно сделать вывод, что температуры начала и конца генерации жидких углеводородов смещены: температура начала генерации 415 °С, конца генерации – 450 °.
Рис. 1. Оценка генерационных потенциалов отложений доманикового типа S1 и S2 (а) и диаграмма типов органического вещества по данным пиролиза (б): ТОС – содержание органического вещества; S1, S2 – соответственно реализованный и остаточный генерационный потенциал; НI – водородный индекс; Тmax – максимальная температура пиролиза
Характерной особенностью изучаемых горных пород является микропористое строение с размерами пор до 1 мкм. При изучении керна отмечались причудливые текстуры, которые очень похожи на текстуры удаления воды или газов. В данном случае такое было возможно при большом количестве органического вещества в прослое вулканического пепла. Таким образом, по данным пиролитических исследований конец генерации нефтей в отложениях доманикового типа наступает при температуре, равной приблизительно 450–455 °С. При пересчете из Tmaxв показатель отражения витринита R0 использовалась региональная зависимость
R0 = 0,0149Tmax – 5,85,
исходя из которой нижней границей будет R0 = 0,9, что относит отложения доманикового типа к зрелым нефтематеринским породам.
По данным геофизических исследований скважин (ГИС) в разрезе выделяются три основных класса пород, которые участвуют в оценке перспективности (рис. 2) [1]:
– нефтематеринские породы (НМП) – карбонатные породы, обогащенные органическим веществом;
– потенциально продуктивные интервалы (ППИ) – хрупкие литологические разности с возможно повышенным содержанием подвижной нефти;
– естественный коллектор (ЕК), развитый в зонах эпигенетических преобразований и высокой катагенетической преобразованности исходного органического вещества.
Рис. 2. Пример сопоставления результатов интерпретации данных ГИС и изучения керна
В результате выполненных петрографических исследований установлен процесс доломитизации, проявленный по радиоляриям (рис. 3).
Рис. 3. Фото шлифа образца 3 доманикового горизонта франского яруса верхнего девона. Битуминозная глинисто-(кремнисто)-карбонатная порода с преобладанием известковой минеральной фазы. В структуре породы диагностируются отдельные карбонатизированные скелетные остатки радиолярий, единичные зерна биодетрита первично карбонатного состава, процесс доломитизации проявлен по радиоляриям (описание М.А. Тугаровой): а – ник. II; б – ник. Х
Для определения содержания органического вещества в отложениях доманикового типа, как и для баженовской свиты, эффективным является метод теплофизического профилирования [2], по результатам которого пересчитывается непрерывный профиль Сорг по всему разрезу. При комплексировании петрографических исследований с теплофизическими непрерывный профиль Сорг сопоставим с литологической колонкой и данными пиролиза (см. рис. 2). Интервалы с подвижными углеводородами связаны с карбонатно-кремнистыми прослоями и выраженными наложенными процессами с присутствием аутигенных минералов, в рассматриваемом случае – доломита (см. рис. 3) [2]. Это свидетельствует о схожести литолого-минералогического состава и проявленных наложенных процессов в нефтематеринских формациях нефтегазоносных бассейнов, например, Баккен, баженовская свита Западно-Сибирского бассейна.
Толщины каждого выделенного объекта D3f2dm, D3f3vrrch, D3f3ev-lv и D3fm с распространением потенциально перспективных прослоев и нефтематеринских пород сильно варьируются по латерали, не подтвержая непрерывность резервуара. На рис. 4 представлена корреляция отложений доманикового типа с дифференциацией по разрезу. Рассматриваемый объект исследований сильно дифференцирован не только по разрезу, но и по площади.
Рис. 4. Корреляция отложений доманикового типа (франский ярус D3dm)
Выявление зон повышенного теплового потока является одним из этапов оценки перспектив нефтегазоносности отложений доманикового типа (Н.К. Фор тунатова, 2016). Сочетание высокой степени гидродинамической замкнутости обогащенной органическим веществом породы, содержащей углеводороды, и температуры может способствовать возникновению естественного гидроразрыва, который предопределяется повышением пластового давления при расширении пластовых флюидов в зонах площадных температурных аномалий.
На территории Волго-Уральской нефтегазовой провинции источником дополнительного теплового потока могли служить интрузии гранитов (или метаморфические породы), полученные в результате их переработки, которые во время неотектонической перестройки хорошо пропускают горячие гидротермальные растворы и, характеризуясь высокой теплопроводностью, создают благоприятные условия для созревания нефтематеринских пород и формирования вторичного коллектора внутри комплекса опять же за счет собственного органического вещества.
С учетом достаточно зрелого возраста осадочного бассейна можно утверждать, что стратиграфический комплекс распространения пород доманикового типа давно прошел этапы диа- и катагенеза, палеотемпературы были достаточно высокими в разное время для преобразования части органического вещества практически на всей территории бассейна. Это подтверждено результатами геохимических исследований. В связи с указанным один из основных процессов, влияющих на перспективность отложений доманикового типа, – проявление вторичной преобразованности. Последняя определяет формирование пустотного пространства и, как следствие, залежи нефти внутри высокобитуминозной формации, а также генерацию углеводородов во вновь созданное пустотное пространство с условием сохранности залежи без эмиграции углеводородов вверх или вниз по разрезу.
Методика исследования
При прогнозировании зон нефтегазоносности по методу количественных геологических закономерностей большое значение имеет фактический материал, на котором проверяются геолого-аналитические зависимости, количественно описывающие процессы, приводящие к формированию залежей углеводородов.
Доманиковая формация является довольно сложным объектом для прогнозирования таких зон вследствие низкой изученности объекта, особенностей строения данных отложений, а также из-за отсутствия однозначных критериев, определяющих перспективность отложений данного типа разреза. По результатам построения серии региональных карт в пределах изучаемой территории была выполнена качественная оценка выявления залежей углеводородов в отложениях доманикового типа на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Цифровой процесс определения степени риска нефтегазоносного комплекса состоит из нескольких элементов, которые объединяются в один сегмент риска, например, составляются карты – светофоры, где красный цвет – высокая степень риска, желтый – средняя степень риска, зеленый – низкая степень риска.
Подход к изучению коллекторов нетрадиционного типа для «сланцевых» формаций любого нефтегазоносного бассейна по основным определяемым параметрам однозначный. Исключение составляют параметры, влияющие на генезис залежей с наличием подвижных углеводородов. Это в первую очередь проявление наложенных процессов, зрелость нефтематеринских пород, вещественный состав, наличие аутигенных минералов, определяющих парагенетические процессы (собственно созревание органического вещества и образование коллектора), наличие интервалов с повышенной хрупкостью, а также плотных, непроницаемых прослоев, обеспечивающих сохранность залежей и др.
Для выделения перспективных зон рассматривается широкий комплекс геолого-геофизических исследований, в том числе новых, таких как теплофизические исследования керна, определяющие непрерывный профиль содержания органического вещества. В оценке используется комплексирование площадных методов сейсморазведочных работ и методов потенциальных полей с определением качества покрышки, обеспечивающей сохранность подвижных углеводородов в нефтематеринских породах и зон эпигенетических преобразований в объеме толщи.
По литологическому составу породы доманикового типа относятся к смешанному типу, что отражается на их физических свойствах. Плотность в зависимости от литологии может изменяться в значительных пределах (от 2,2 до 2,9 г/см3) и, скорее всего, не является надежным индикатором для выделения перспективных зон отложений доманикового типа: доманикиты с Сорг = 5–25 % обладают достаточно низкой плотностью (2,2–2,4 г/см3), доманикоиды с Сорг = 0,5–5 % характеризуются плотностью в интервале 2,5–2,9 г/см3, глинистые отложения имеют плотность около 2–2,1 г/см3. Кроме того, зоны повышенной трещиноватости также снижают плотность. Наличие доманикитов (Сорг = 5–25 %) с низкой плотностью (2,2–2,4 г/см3) при более детальных гравиметрических работах может оказаться одним из основных факторов, определяющих перспективность площади (данные ООО «НГТ Инжиниринг», ЗАО «Росгеофизика»).
Участки, где имеются крупные месторождения углеводородов, отложения доманикового типа, являясь нефтематеринской толщей, чаще уже «отдали» большую часть органического вещества для формирования традиционных месторождений и менее привлекательны для прогнозирования перспективных зон. Наибольшее число традиционных месторождений нефти приурочено к районам повышенной плотности линеаментов магнитного поля. Плотность последних авторы связывают с проницаемыми зонами, которые способствуют вертикальной миграции углеводородов. Следовательно, к перспективным можно отнести участки с низкой плотностью линеаментов, поскольку в них отсутствуют проницаемые зоны.
Выводы
1. В технологии прогноза sweet spot (перспективных залежей) в отложениях доманикового типа для определения основных геолого-геофизических и геохимических параметров используется комплексный подход к проведению исследований.
2. Для нетрадиционного типа коллектора «сланцевых» формаций любого нефтегазоносного бассейна применяется единая методика выявления перспективных зон по основным параметрам, за исключением параметров, влияющих на генезис и сохранность залежей с наличием подвижных углеводородов.
3. Отложения доманикового типа сильно дифференцированы по разрезу и площади, что предполагает использование детальных площадных исследований и новых технологий исследований керна.
4. Перспективные области отложений доманикового типа относятся к зонам, характеризующимся:
– содержанием органического вещества более 0,5 % и степенью зрелости R0 = 0,9;
– высокими толщинами потенциально продуктивных (хрупких) и нефтематеринских прослоев;
– спорадически развитыми коллекторами с трещинной и пустотностью, созданной за счет созревания органического вещества;
– наличием развитых участков эпигенетических преобразований, которые проявились в процессе доломитизации, в результате образовалось пустотное пространство;
– наличием покрышек, определяемых в потенциальных полях, как области низкой плотности линеаментов.
Список литературы
1. Дифференцированный подход к оценке ресурсной базы нефтематеринских отложений / А.Д. Алексеев, А.А. Антоненко, В.В. Жуков, К.В. Стрижнев // SPE 182074-RU. – 2016.
2. Исследования баженовской свиты с применением непрерывного профилирования тепловых свойств / Ю.А. Попов, Е.Ю. Попов, Е.М. Чехонин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 3. – С. 22–27.
Освоение запасов и ресурсов нефти в доманиковых отложениях
1. ОБОСНОВАНИЕ ПОСТАНОВКИ РАБОТ
На современном этапе развития нефтедобычи России структура ресурсной базы углеводородов характеризуется высокой динамикой изменения в сторону увеличения доли трудноизвлекаемых полезных ископаемых (ТРИПИ). В качестве новых источников наращивания запасов углеводородного сырья внимание нефтяников все дольше привлекают отложения доманикового типа, развитые в Волго-Уральской и Тимано-Печерской нефтегазоносных провинциях (НГП). Эти отложения в регионе являются основной нефтематеринской толщей, для них характерны высокая глинистость, битуминозность, трещиноватость и резкая изменчивость по площади и разрезу емкостно-фильтрационных свойств пород.
Доманиковые продуктивные отложения широко распространены в восточной части европейской России, зона их развития вытянута широкой полосой вдоль Урала ( Рис.1 ). На территории Волго-Уральской НГП они распространяются на территорию Пермской, Свердловской, Кировской, Ульяновской, Куйбышевской, Оренбургской, Саратовской, Волгоградской области, республики Татарстан, Башкортостан, Удмуртия, на территории Тимано-Печерской НГП – на территорию Архангельской области и республики Коми. Таким образом, распространен доманик в регионах с развитой инфраструктурой и близостью к рынкам.
Рис. 1. Распространение нефтематеринских отложений
Рис. 2. Схема формирования скоплений УВ в отложениях доманикового типа (Ступакова А.В. и др., 2015 г.)
Анализ научных публикаций показывает, что большинство исследователей отмечают значительный нефтяной потенциал доманиковых отложений, обладающих специфическими геологическими, литологическими, геохимическими и иными свойствами, определяющими сложное распределение коллекторов и зон промышленной нефтеносности. По разным оценкам извлекаемые запасы нефти доманика только в Волго-Уральской провинции составляют от 3,0 до 6,0 млрд.т., а геологические запасы – более 100,0 млрд.т.
Оценка геохимических показателей доманиковой формации показала, что кремнисто-карбонатные породы, обогащенные морским органическим веществом, обладают высоким генерационным нефтегазоносным потенциалом. Возможность подготовки в этом объекте рентабельных запасов углеводородов в названных выше провинциях подтверждается получением в скважинах промышленных притоков нефти из тех горизонтов, которые раньше не относились к продуктивным.
Доказано, что доманиковые отложения являются высокопродуктивной нефтематеринской толщей, которая сгенерировала УВ для большинства залежей в Волго-Уральской и Тимано-Печерской НГП. Вместе с тем, доманиковые толщи сами содержат значительное количество подвижных не эмигрированных углеводородов. Это дает основания рассматривать доманиковую толщу как единую неструктурную залежь, из которой часть углеводородов мигрировала в вышележащие структурные ловушки, а большая часть осталась на месте генерации и представляет собой перспективные ресурсы УВ.
Основным вопросом при выделении потенциально продуктивных зон в доманиковой формации и их ранжировании по степени перспективности является выработка критериев промышленной нефтеносности. Наиболее важным критерием оценки перспектив нефтегазоносности является мощность нефтематеринской толщи. На территории рассматриваемых НГП этот показатель меняется в широких пределах от 0 до 60-100 и более м. Очевидно, что мощность толщи напрямую зависит от тектонического фактора, т.к. чем интенсивней происходило погружение впадин, тем более мощная толща осадков в ней накапливалась и тем большее количество органического вещества захоранивалось. Из схемы, приведенной на Рисунке 2, следует, что этот фактор является одним из основных. При анализе углеводородного потенциала доманиковой формации установлено, что формирование скоплений УВ с наибольшей вероятностью происходило в пределах тектонических элементов, испытавшим длительное и устойчивое погружение на протяжении истории геологического развития бассейна осадконакопления. К таким элементам относятся, в первую очередь, крупные впадины и линейные прогибы. Во впадинах накапливалось максимальное количество органики и формировались потенциальные нефтематеринские толщи. В пределах таких тектонических образований, как правило, отмечается повышенный тепловой режим и активное осадконакопление, поэтому в этих зонах с наибольшей вероятностью органическое вещество достигало степени зрелости, необходимой для генерации УВ. Впоследствии из нефтематеринских отложений по разломам и зонам трещиноватости происходила миграция части УВ в верхние горизонты осадочного чехла, заполняя имеющиеся там ловушки для нефти и газа. Большая часть УВ, как уже отмечалось, сохранялась в потенциально продуктивной нефтематеринской толще, заполняя ее пустоты или оставаясь в матрице породы. В связи с этим другим важным фактором, из учитываемых нами при прогнозе нефтеносности, является наличие пустотного пространства, определяющего возможность аккумуляции подвижных УВ. Приведенные критерии и положения взяты нами за основу поиска и ранжирования скоплений УВ в доманиковой толще.
Исходя из сказанного, следует однозначный вывод о том, что основные задачи по оценке толщины и структурного плана доманиковых толщ, а так же поиска зон возможных скоплений УВ могут быть решены только методами сейсморазведки. Очевидно, что при резкой литологической изменчивости доманиковых отложений изучить их внутреннее строение поисково-оценочным бурением практически невозможно. Ведь даже при плотном размещении скважин мы имеем в них лишь дискретные значения характеристик пластов, и при интерполяции характеристик геологическая модель будет значительно загрублена и геологические риски не будут уменьшены. Очевидно, что для изучения строения доманиковых продуктивных толщ в межскважинном пространстве приоритетное значение приобретает объемная сейсморазведка МОГТ-3D или плотная площадная сейсморазведка МОГТ-2D. Отметим, что согласно «Временных методических рекомендаций по подсчету запасов нефти в доманиковых продуктивных отложениях», «объектом подсчета запасов в доманиковых продуктивных отложениях является часть лицензионного участка (или участка целиком), в пределах которой распространены породы доманикового типа», причем нефтеперспективным считаются ареалы распространения таких пород толщиной более 10 м.
Как показывает опыт наших работ, с помощью сейсмических методов можно успешно решать задачи оценки ресурсов, поиска залежей и подсчета запасов УВ в нефтематеринских породах. Комплексная интерпретация сейсмических данных и бурения позволяет изучать характер распространения нефтеперспективных доманиковых отложений толщиной более 10 м (согласно требований «Временных методических рекомендаций…»), картировать структурный план и разломную тектонику, выделять зоны разуплотнений, трещиноватости и деструкции, в пределах которых могут аккумулироваться скопления УВ.
Отметим, что большую эффективность при решении этих задач показал атрибутный сейсмический анализ.
Перечислим следующие позитивные моменты, определяющие необходимость проведения работ по освоению доманиковой толщи:
1. Огромные геологические ресурсы нефти.
2. Приуроченность к освоенным районам нефтедобычи.
3. Объект вскрыт большим количеством скважин, часть из которых в бездействии.
4. Для вскрытия объекта на некоторых лицензионных участках требуется лишь небольшое углубление имеющихся скважин.
5. В случае получения положительного результата испытания скважин возможен быстрый ввод в разработку доманиковых залежей с минимальными затратами.
6. Возможность разработки и применения современных инновационных технологий:
— в области ГРР – методов целевой интерпретации полевой геофизики для прогноза развития нефтеперспективных доманиковых отложений и высокопродуктивных зон;
— методов отбора и исследования керна, интерпретации ГИС и определения петрофизических зависимостей;
— методов подсчета запасов и ресурсов УВ;
— методов воздействия на пласт с целью получения промышленных притоков нефти.
Для оптимального освоения ресурсной базы доманиковой толщи предлагаем выполнение с применением современных программных комплексов работ по переобработке и комплексной переинтерпретации сейсмических и геологических материалов работ прошлых лет, с учетом геологической информации по прилегающим к району работ территориям. На этой основе будет:
— изучено локальное распространение повышенных толщин (более 10 м) и геологическое строение доманиковой толщи пород;
— выполнен подсчет запасов известных залежей согласно «Временных методических рекомендаций по подсчету запасов…»;
— выделены потенциально высокопродуктивные зоны, выполнена вероятностная оценка ресурсов нефти, проведено их ранжирование по степени перспективности и объему ресурсов нефти;
— обоснованы рекомендации по лицензированию (для территорий нераспределенного фонда недр);
— оценены геологические риски и обоснована программа ГРР;
— выполнена разработка оценок оптимального освоения выявленных залежей.
Основные цели работ и методы их достижения:
1. Поиск потенциально высокопродуктивных зон:
— целевая переобработка и переинтерпретация площадной и объемной сейсморазведки;
— применение результатов других полевых геофизических методов поиска (гравика, СЛБО и др.) (при наличии).
2. Обоснование подсчетных параметров и подсчет запасов известных скоплений УВ согласно действующим методическим рекомендациям:
— интерпретация материалов ГИС;
— анализ результатов отбора и исследования керна;
— создание петрофизических моделей;
— анализ геохимических показателей.
3. Выбор участков для проведения пробной эксплуатации имеющихся скважин (испытание доманиковых отложений, забурка боковых стволов, испытание различных методов воздействия на пласт).
4. Выбор пилотных участков бурения и проведения пробной эксплуатации новых скважин (стволов), бурение скважин различной конструкции, апробация методик МУН.
Работы предполагается проводить в два этапа.