УДК 553.98(571.51) © Коллектив авторов, 1998
А.К.Битнер (ОАО"Енисейнефтегаз"), А.С.Ефимов, В.Е.Касаткин (ОАО"Енисейгеофизика"), С.Г.Харченко (ОАО"Востсибнефтегаз"), К.Н.Храпов, А.В.Ахияров (ОАО"Сибнефть")
A.K.Bitner (Yeniseyneftegaz), A.S.Efimov, V.E.Kasatkin (Yeniseygeophisika), C.G.Kharchenko (East Siberian Oil & Gas Company), K.N.Khrapov, A.V.Akhiarov (Siberian Oil Company)
Перспективы развития ресурсной и сырьевой базы Юрубчено-Тохомского месторождения
Г/-
The Prospects of the Raw Materials Source and Resource Base of Urubcheno-Tokhomsky Field Development
Further tasks of exploration drilling and seismic su rvey are considered, the strategy of preparing Urubcheno-Tokhomsky Field for exploration is defined
| омпания "Сибнефть"
совместно с ОАО "Востсибнефтегаз" - владельцем лицензии на Юрубченский блок, полагает в 1998 г. продолжить геолого-разведочные работы в Восточной Сибири на территории Юрубчено-Тохомского нефтегазо-конденсатного месторождения (ЮТМ), в состав которого входит лицензионный участок.
Юрубчено-Тохомское нефтегазокон-денсатное месторождение расположено на территории Байкитского района Эвенкийского автономного округа Красноярского края в пределах одноименной зоны нефтегазонакопления и занимает более 70% ее площади. Для проведения поисковых и разведочных работ это месторождение является уникальным объектом с точки зрения как геологического строения, так и его подготовки к разработке. В настоящее время это единственное в мире крупнейшее по запасам и ресурсам скопление углеводородов (УВ), локализованное в древнейших рифейских отложениях. Возраст вмещающих пород 1.05 - 1.44 млрд. лет [ 1, 4 ].
Разрез отложений рифея представлен чередованием 12 глинисто-карбонатных, карбонатных и глинистых толщ. Нефтегазо-носность ЮТМ связана не только с карбонатными и карбонатно-глинистыми отложениями рифея, но и с терригенно-карбо-натными породами ванаварской и оскобин-ской свит венда, а в скв. 67 приток газа получен и из выветренных пород фундамента, представленных гранито-гнейсами.
Рифейская залежь горизонта Р-1 приурочена к карбонатам главным образом
юрубченской, долгоктинской и куюмбин-ской толщ. Установление границ залежи - один из наиболее недоизученных вопросов строения месторождения. В ходе геолого-разведочных работ (ГРР) было установлено, что везде, где на эрозионную поверхность выходят карбонатные и глинисто - карбонатные толщи рифея, с ними связаны коллекторы. Из всех карбонатных и глинисто-карбонатных толщ камовской серии, за исключением коп-черской, которая не опробована ни в одной скважине, получены притоки УВ.
В контуре залежи выделяются участки, где карбонатные отложения рифея размыты и на предвендскую эрозионную поверхность выходят аргиллиты вэдрэ-шевской и карбонатно-глинистые отложения мадринской толщ (рис. 1). С этими районами связаны зоны отсутствия коллекторов.
С севера в восточной части и с запада в северной залежь ограничена разломами, достоверность выделения которых в разных частях месторождения крайне неравнозначна. Граница залежи на юго-востоке не установлена. С запада, юго-запада, юга и северо-востока залежь ограничена контуром водонефтяного контакта (ВНК), который по данным геофизических исследований скважин (ГИС) принят на абсолютной глубине - 2072 м, а газонефтяной контакт (ГНК) - 2022 м.
Залежь горизонта Р-1 нефтегазокон-денсатная, массивная, водоплавающая, тектонически, литологически и стратиграфически экранированная (рис. 2). Высота нефтяной подушки 49 м, газовой шапки в своде до 125 м. Коллектор ка-
верново-трещинного типа с преобладанием трещинной емкости [5].
Вендские залежи локализованы в двух пластах: В - I и Б - VIII'.
Залежь пласта В-1 приурочена к отложениям ванаварской свиты. Пласт ВЛ распространен в южной и юго-западной частях месторождения и выклинивается в северном направлении. Приток газа из отложений получен только в скв. Вдр-6. Положение ГВК принято на абсолютной отметке - 2022 м по подошве нижнего проницаемого прослоя в скв. 114, расположенной вблизи контура залежи.
Залежь пласта Б-'УШ' приурочена к средней части оскобинской свиты и распространена в юго-западной части месторождения. В северо-восточном направлении по мере уменьшения толщины свиты происходят выклинивание и одновременная глинизация пласта вплоть до полного замещения песчаников глинистыми породами. ГВК условно принят на абсолютной отметке - 2013 м.
Залежь в отложениях палеокарста. В пределах ЮТМ выделено два участка развития палеокарста - в районе скв. 25, 50 и 48. Палеокарстовые отложения расположены в зоне газонасыщения.
Суммарные извлекаемые запасы нефти по оперативным оценкам на Юрубчен-ском блоке составляют более 250 млн. т.
В соответствии с классификацией месторождений по величине запасов ри-фейскую залежь нефти можно отнести к категории крупных. Доля запасов нефти категории С1 в залежах данного класса должна составлять 25-30% [3]. Выполненные ГРР и методика работ
2 6/1998
Рис. 1. Структурная карта довендской эрозионной поверхности залежи горизонта Р-1 с планами ГРР на ближайшую перспективу:
1 - разрывные нарушения; 2 - участки отсутствия рифейских отложений (под вендскими отложениями вскрыты породы фундамента); 3 - участки выхода под вендские отложения глинистых отложений рифея; 4 - внешний контур ГНК; 5 - внешний контур ВНК; 6 - пробуренные скважины; 7 - пробуренные скважины, рекомендуемые на 1998 г.; 8 - пробуренные скважины, рекомендуемые для обеспечения 30 % запасов категории С1 от суммарных запасов нефти по блоку; 9 - пробуренные скважины, рекомендуемые для обеспечения 80 % запасов нефти категории С1; 10-поисковые скважины в соответствии с лицензионным соглашением; 11 -границы лицензионного участка; 12 - площади прироста запасов категории С1, рекомендованные на 1998 г.; 13 - рекомендуемые профили сейсморазведки МОГТ
прошлых лет такого соотношения не обеспечили.
С 1987 г. ГГР на месторождении велись в соответствии с "Комплексной программой по оптимизации региональных, поисковых и разведочных работ в Юрубчено-Тохомской зоне газонефтена-копления" и дополнениями к комплексной программе. Из всего объема поискового бурения, выполненного в соответствии с Комплексной программой, в пределы Юрубченского блока попадает лишь скв. Вдр-6, поэтому часть поисковых задач осталась нерешенной.
Целью разведочного этапа являлась подготовка запасов категории С1 в пределах первоочередного участка. Согласно Комплексной программе предусматривалось пробурить 56 разведочных сква-
жин, в том числе 32 скважины стадии оценки месторождения и 24 скважины стадии подготовки к разработке (еще три скв. 7, 10, 12) на момент составления Комплексной программы были пробурены или находились в бурении.
Система разведки и расстояние между скважинами выбирались исходя из модели месторождения. Разведка западной части ЮТМ велась по ползучей сетке скважин без выделения стадии оценки с учетом того, что здесь уже был выполнен большой объем поискового бурения. Расстояние между скважинами составило 4, 5 - 6 км. На остальной части месторождения (восточнее скв. 7) была выбрана профильная система размещения скважин.
Предусматривалось бурение опережающих профилей скважин стадии оценки
и сгущающихся - стадии подготовки к разработке. Обе стадии предусматривалось совместить по времени. Профили скважин располагались субмеридиональ-но. Скважины стадии подготовки зависели от результатов бурения скважин стадии оценки. Объем разведочного бурения, предусмотренный Комплексной программой, выполнен практически полностью (88%).
В контур нефтегазоносности попало 58 скважин. Рифейские отложения ниже ВНК вскрыли 5 скважин (скв. 11, 17, 20, 21, 23), 6 скважин вскрыли кристаллический фундамент и глинистые отложения
рифея (скв. 6, 9, 45, 67, 68, 112). Из них
для поискового бурения было пробурено 17 скважин, для разведочного - 52 скважины. В контуре С1+С2 пробурено
6/1998 3
Несогласное залегание отлКиТриф1яЛИНИС™е I I Газонасыщенные породы
|___Н Согласное залегание | | Карбонаты | | Нефгенасыщенные породы
х х х| фундамент |с с с| Соленосныепороды | Водонасыщенныепороды
Рис. 2. Геологический разрез по профилю 04/98-99 Юрубчено-Тохомского месторождения
58 скважин. Плотность бурения здесь составила 25,3 км2/скв. и 98,76 м/км2.
Эффективность ГРР в пределах Юрубченского блока при объеме глубокого бурения 171 785 м составила по нефти (извлекаемой) 368,8 т/м; по сумме жидких углеводородов (извлекаемых) 409,1 т/м, по газу 511,8 тыс. м3/м, по УУВ 921,2 т/м (рис 3).
В целом можно отметить, что принятая система размещения скважин, объемы бурения и сейсморазведки позволили решить большинство задач, ставившихся перед разведочным этапом. Вместе с этим выполненные объемы не позволили подготовить требуемого соотношения запасов и защитить их в Государственной комиссии по запасам (ГКЗ). Для этого необходимо решить некоторые неотложные проблемы, на которые обращалось внимание и ранее [2], и осуществить дальнейший прирост запасов категории С1 до оптимальных кондиций, повысить эффективность ГРР за счет применения новых методов сейсморазведки и технологий первичного вскрытия нефтяного пласта.
Программа дальнейших геолого-разведочных работ предусматривает следующее.
Обоснование эффективных сейсмо-разведочных работ и необходимых их объемов.
В пределах Юрубченского лицензионного участка плотность изученности сейсморазведкой МОГТ составляет в среднем 0,60 км/км2. При этом восточная часть участка изучена в меньшей степени - всего 0,40 км/км2. В пределах центральной части месторождения выполнены детализационные работы методом сейсморазведки 3Д в объеме
120 км2.
Основные задачи сейсморазведки на последующем этапе, по нашему мнению, следующие. Кроме задачи создания опытного эксплуатационного участка в пределах центрального блока Юрубчен-ского месторождения для проведения пробной эксплуатации и изучения фильт-рационно-емкостных свойств коллектора существуют проблемы по изучению физических характеристик резервуара в межскважинном пространстве и планомерному переводу запасов категории С2 в категорию С^
На основе анализа изученности всей территор
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.