Перспективы освоения трудноизвлекаемых запасов нефти в арктической зоне тимано-печорской провинции

Введение

В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТП НГП) открыто более 180 месторождений нефти и газа, более 40 из них содержат залежи тяжелых нефтей. Текущие извлекаемые запасы тяжелых нефтей по категориям АВС1+С2 оцениваются в 713 тыс. т. Наибольшими запасами тяжелых высоковязких нефтей обладают Печоро-Колвинская НГО (35,5%), Тиманская НГО (26,7%), Варандей-Адзьвинская (19,8%), Хорейверская НГО (16,3%) и Северо-Предуральская (1,7%) (рисунок 1).

Большая часть запасов высоковязких нефтей приходится на верхневизейско-нижнепермский нефтегазоносный комплекс (НГК) – 37,6% (карбонатные коллекторы), второй по запасам - среднедевонско-нижнефранский НГК – 27,3% (карбонатные и терригенные), на долю доманиково-турнейского НГК – 18,9% (карбонатные), на триасовый – 13,7% (терригенные), нижнепермский – 1,9% (терригенные) и среднеордовикско-нижнедевонский - 0,6% (карбонатные).

Примерно две трети запасов тяжелой нефти составляют сверхтяжелые нефти с плотностью выше 0,930 г/см³ (таблица 1).

Рисунок 1. Распределение месторождений тяжелых нефтей в ТП НГП по НГО

Рассмотрим несколько примеров для понимания проблем и перспектив, возникающих у недропользователей при проведении геологоразведочных работ на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Ярегское месторождение тяжелых высоковязких нефтей принадлежит Тиманской НГО и приурочено к Ухтинской брахиантиклинальной складке. Месторождение общей площадью 40 км², включает 13 продуктивных залежей. Основная залежь находится в терригенных отложениях среднего девона, мощность которых достигает 1000 м. Промышленная нефть залегает на глубине 130-300 м. Ее плотность составляет 0,945 г/см³, вязкость достигает до 15000 мП.с, температура в пласте составляет – 6°С, пластовое давление – 5 МПа (таблица 2). Начальные геологические запасы нефти – 82, 9 млн. т.  Метод разработки месторождения – шахтно-скважинный комбинированный.

Таблица 1. Характеристика месторождений тяжелых нефтей ТП НГП

Усинское месторождение нефти принадлежит Печоро-Колвинской НГО, приурочено к антиклинальной складке, расположенной в южной части Колвинского мегавала. На месторождении выявлено 3 залежи. Наиболее продуктивной является залежь в карбонатных отложениях среднекаменоугольно-нижнепермского возраста площадью 0,5 км² и глубиной залегания 1108 м. Общая мощность продуктивных пластов около 300 м.

Возраст терригенного пласта-коллектора – верхняя пермь с пористостью 20% и проницаемостью 50 мД. Нефтенасыщенность составляет 72%. Высота залежи 324 м. Начальное пластовое давление 12,1 МПа. Залежь с начальными геологическими запасами нефти в 3,4 млн.т, плотностью нефти – 0,923г/см³ и вязкостью в 206 мПас·c. (таблица 3). Разрабатывается с применением тепловых методов воздействия.

Таблица 2. Характеристика залежей Ярегского месторождения

(по данным Госбаланса)

Возраст терригенного пласта-коллектора – верхняя пермь с пористостью 20% и проницаемостью 50 мД. Нефтенасыщенность составляет 72%. Высота залежи 324 м. Начальное пластовое давление 12,1 МПа. Залежь с начальными геологическими запасами нефти в 3,4 млн. т, плотностью нефти – 0,923 г/см³ и вязкостью в 206 мПас*c. (таблица 3). Разрабатывается с применением тепловых методов воздействия.

Таблица 3. Характеристика залежей Усинского месторождения

(по данным Госбаланса)

Ярегское и Усинское месторождения являются старейшими в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. За десятки лет на них отработана методика и технология их разработки. Однако до сих пор остается неясным модель формирования Ярегской залежи в терригенном девоне, а именно: где были очаги генерации и пути миграции нефти к ней.

В стратиграфическом и литологическом плане вышеперечисленные залежи разнопластовые и связаны: Ярегское с кварцевыми песчаниками среднего девона, Усинское с порово-кавернозными известняками среднего карбона-нижней перми. Основным палеотектоническим признаком для них является-максимальная приближённость к зонам крупных стратиграфических перерывов и активной тектонической деятельности.

На физико-химические свойства нефтей оказали влияние как гипергенез уже сформированных залежей, в течении геологического времени, так и переформирование залежей за счет вертикальной миграции [1].

Таким образом для более эффективного проведения работ по освоению этих месторождений требуется проведение детального анализа и пересмотра всей имеющейся геолого-геофизической информации, выполнения палеотектонического, сейсмофациального, сейсмостратиграфического анализов, переинтерпретации данных ГИС. Это позволит определить новые критерии картирования залежей непосредственно для этих месторождений и снизить риски при его разработке.

Именно такие детальные работы были проведены на Северо-Мукеркамыльском и Хаседаю-Неруюском и Северо-Гуляевском (Печорское море) месторождениях тяжелых, высоковязких нефтей, расположенных в Северо-Уральской, Хорейверской НГО и Варандей-Адзьвинской НГО, соответственно. К настоящему времени все месторождения покрыты съемкой МОГТ-3D.

Хаседаю-Неруюское и Северо-Мукеркамылькское месторождения нефти. Продуктивные отложения: верхнедевонские рифовые, нижнекаменноугольные серпуховские, верхнекаменноугольные, нижнепермские ассельско -сакмарские карбонатные. Подтвержденные запасы - 25 млн. т по российской и 17 млн. т по международной системе классификации запасов. По состоянию на 12.2022 г. добыча нефти ведется на Северо-Мукеркамылькском и Хоседаю-Неруюском месторождениях из ассельско-сакмарских и серпуховских отложений. Нефть тяжелая (~ 920 кг/м³), высоковязкая, весьма высокосернистая (рисунок 2).

Рисунок 2. Обзорная карта

Одной из основных проблем освоения месторождений был недостоверный структурный план. После бурения нескольких «сухих» скважин были выполнены сейсморазведочные работы МОГТ-3D и выполнен комплексный анализ всей имеющейся геолого-геофизической информации. Цель работ состояла в создании новых моделей продуктивных интервалов на основе комплексной интерпретации данных ГИС и сейсморазведки МОГТ-3D. В результате этих работ были определены следующие критерии [2, 3]:

1.        залежь может формироваться под тонкими (около первых единиц метров и даже менее) флюидоупорами;

2.        «содержание в форме» – форма и размер залежи (карбонатные постройки, песчаные острова в руслах и  др.) по латерали и вертикали могут контролироваться горизонтальными сечениями кубов сейсмических данных 3D по интенсивности отраженной волны (контрастные аномалии), которые, как правило, отождествляются с изменением литологического состава и коллекторских свойств пород;

3.        латеральное изменение динамических свойств сейсмического поля, обусловленное литофациальными изменениями пород, позволяет определять границы распространения флюидоупоров, их непрерывность и поведение внутри природного резервуара;

4.        вскрытие максимальных эффективных толщин с высокими "безводными" притоками нефти планируется в месте, где флюидоупор залегает непосредственно над кровлей коллектора (нет промежуточного слоя).

Отсутствие промышленных дебитов, в уже пробуренных на месторождении скважинах может быть связано с наличием промежуточного слоя (рисунок 3).

Таким образом построены новые модели продуктивных интервалов и рекомендованы скважины. Кондиционность моделей подтверждена на Хаседаю-Неруюском месторождении, где была пробурена скважина и получен дебит «безводной» нефти в высокоемких коллекторах с максимальными эффективными толщинами в нюмылгско - зеленецких рифогенных отложениях верхнего девона (рисунок 4 - 6).

Рисунок 3.  Поисковые признаки залежей нефти

Рисунок 4. Поисковый признак 4

Рисунок 5. Новая модель Северо-Мукеркамылькского месторождения нефти

Рисунок 6. Новая модель Хаседаю-Неруюского месторождения нефти

Северо-Гуляевское нефтегазоконденсатное месторождение. Расположено в пределах акваториального продолжения Варандей-Адзвинской НГО.  Выявлено 2 залежи: нефтяная (Р₂) газоконденсатная (P₁-C_2-3). Арктическая нефть сорта ARCO (Arctic Oil) - плотность 910 кг/м3, повышенное содержание серы, низкое – парафина. Месторождение к настоящему времени находится в консервации (рисунок 7).

Рисунок 7. Обзорная карта

После проведения сейсморазведочных работ МОГТ-3D и переинтерпретации данных ГИС (рисунок 8):

1.                  уточнилась концептуальная модель нефтяной залежи Северо-Гуляевского месторождения; прослежено 2 продуктивных интервала, верхний и нижний, имеющих разный генезис отложений: пласт 1 – имеющий русловую природу и пласт 2 – интерпретируемый как зона дельтового осадконакопления (рисунок 9);

2.                  выполнено моделирование литологии с учетом концептуальной модели осадконакопления для каждого из пластов и современных представлений о геологическом строении;

3.                  проведен подсчет запасов на основе 3Д модели месторождения, в результате которого произошло увеличение запасов нефти по сравнению с балансом на 319%, которое связано прежде всего с увеличением площади подсчета и эффективных толщин из-за переинтерпретации сейсмической информации.

Рисунок 8. Результаты динамической интерпретации

Рисунок 9. Новая модель продуктивных верхнепермских терригенных отложений [4]

Подводя итог, следует отметить, что полученные результаты говорят о высоких перспективах вышеперечисленных месторождений. Построение кондиционной модели является важнейшим этапом в процессе освоения месторождений и позволяет значительно снизить геологические неопределенности при разработке программы ГРР на месторождениях. Предложенные технологические подходы и поисковые критерии могут применяться для других месторождений, где методика работ еще не отработана. Примером является северный блок вала Сорокина, на котором сосредоточено около 400 млн. т. геологических запасов. Признаки тяжелой нефти установлены на западном борту Коротаихинской впадины в нижнеперсмких терригенных отложениях (скважина № 1 Зап. Коротаихинская).

Выводы

Нефть еще долгое время будет играть основную роль в энергетическом и химическом балансе как в мире, так и в нашей стране. Поиск и разведка новых месторождений нефти в ТПП в будущем будет связана в значительной степени с трудно извлекаемыми нефтями, в т. ч. и тяжелыми.

На сегодняшний день важнейшей задачей для провинций с истощенными ресурсами является обеспечение дополнительными запасами. Исследование залежей тяжелых высоковязких нефтей и перспектив его освоения – актуальная задача. В ТПП геологические разведанные запасы тяжелой нефти составляют более 1 млрд. т. (Ярегское, Усинское, Северо-Сорокинское, Хоседаю-неруюское и др.). Увеличение КИН на 1% даст прирост запасов на 10 млн. т. (одно среднее месторождение).

Основная проблема заключается в том, что отсутствует эффективная технология разработки сложнопостроенных, литологически невыдержанных залежей в песчаниках, мелких залежей в карбонатах верхнего девона- карбона-нижней перми.

Решение проблемы освоения тяжелых высоковязких нефтей заключается в усовершенствовании технологий добычи, переработки, извлечении ценных компонентов и в стимулировании государства к их разработке, а освоение уже разведанных запасов тяжёлой нефти, залегающих в отличных от Ярегской и Усинской залежей, требует активизации научно-исследовательских работ по данному направлению.

Литература

1.                  Ростовщиков В.Б., Колоколова И.В., Овчарова Т.А. Палеотектонические особенности формирования залежей тяжёлых нефтей в северной части вала Сорокина. Материалы межрегиональной научно-технической конференции ‒ Ухта: УГТУ, 2013. ‒ с. 54‑57.

2.                  Данилова Е.М., Колоколова И.В., Коновалова И.Н. О картировании высокоемких природных резервуаров в рифовых отложениях верхнего девона Тимано-Печорской НГП [Электронный ресурс] // Актуальные проблемы нефти и газа. – М.: Институт проблем нефти и газа РАН, 2019. – № 23. - с. 1-9.

3.                  Колоколова И.В., Попова М.Н. Новые критерии выделения и прогноза перспективных природных резервуаров углеводородов по данным геофизических методов // Экспозиция Нефть Газ. ‒ Набережные Челны: ООО "Экспозиция Нефть Газ", 2020. - № 5 ‒ с. 26-33.

4.                           Ростовщиков В.Б., Маракова И.А., Колоколова И.В. Перспективы открытия новых месторождений УВ в Тимано-Печорской провинции // Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России: материалы XVII Геологического съезда Республики Коми. - т. III. – Сыктывкар: ИГ Коми НЦ УрО РАН, 2019. – с. 142-149.

References

1.         Rostovshchikov V.B., Kolokolova I.V., Ovcharova T.A. Paleotektonicheskie osobennosti formirovaniya zalezhej tyazhyolyh neftej v severnoj chasti vala Sorokina. Materialy mezhregional'noj nauchno-tekhnicheskoj konferencii ‒ Uhta: UGTU, 2013. ‒ p. 54‑57.

2.         Danilova E.M., Kolokolova I.V., Konovalova I.N. O kartirovanii vysokoemkih prirodnyh rezervuarov v rifovyh otlozheniyah verhnego devona Timano-Pechorskoj NGP [Elektronnyj resurs] // Aktual'nye problemy nefti i gaza. – M.: Institut problem nefti i gaza RAN, 2019. – № 23. - p. 1-9.

3.         Kolokolova I.V., Popova M.N. Novye kriterii vydeleniya i prognoza perspektivnyh prirodnyh rezervuarov uglevodorodov po dannym geofizicheskih metodov // Ekspoziciya Neft' Gaz. ‒ Naberezhnye CHelny: LLC "Ekspoziciya Neft' Gaz", 2020. - № 5 ‒ p. 26-33.

4.         Rostovshchikov V.B., Marakova I.A., Kolokolova I.V. Perspektivy otkrytiya novyh mestorozhdenij UV v Timano-Pechorskoj provincii // Geologiya i mineral'nye resursy Evropejskogo Severo-Vostoka Rossii: materialy XVII Geologicheskogo s"ezda Respubliki Komi. - t. III. – Syktyvkar: IG Komi NC UrO RAN, 2019. – p. 142-149.