ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЙ

      В скважинах 33, 34, 37, 38 при испытании производился плавный запуск пласта эрлифтом. В результате получены переливающие притоки нефти дебитами 9,4-11,5 м³/сут на 8 мм штуцере, вынос песка не превышал 1 %. Кроме того, в скважине 33 для интенсификации притока проведена обработка призабойной зоны смеси дизтоплива с водным раствором СаСl₂ (гидрофобизация).

     Скважина 37 пробурена на РНО (в нефтенасыщенной  части сеноманской залежи). Однако, керн оказался плохой сохранности, что не позволило достоверно изучить его характеристики.

     Скважины 39, 40, 41, 42, 43, 44 бурились на восточном  склоне с целью проведения опытно-промышленной эксплуатации и вскрыли водонефтяную часть залежи. При опробовании  скважин для оценки добывных возможностей нефтяной части сеноманской залежи производились эксперименты по отработке  технологии добычи нефти применением  различных способов воздействия  на пласт: закачки горячей воды, паротепловых и термических (внутрипластовое  горение).

     Задачами  скважин 40 и 150 являлось  изучение нефтегазоносности  неокомских отложений, которые при  испытании оказались водоносными.

     В 1972-73 г. г.  и в 1977-78 г. г. по двум региональным профилям МОВ ОГТ и КМПВ, пересекающим Русское поднятие в широтном направлении, получено подтверждение крупной меридиональной зоны дизъюнктивных нарушений, ранее выделенных по данным глубокого разведочного бурения. Площадные работы МОВ ОГТ масштаба 1:100000 на западном склоне Русской структуры были проведены впоследствии в 1981-82 г. г.

     В результате проведенных работ были получены предположения о характере  рельефа поверхности складчатого  фундамента. Выделена зона, соответствующая  крупному сбросу, намеченного ранее  по результатам поисково-разведочного бурения.

     К 1985 г. была сформирована массивная модель строения сеноманской залежи, на основании которой партией подсчета запасов Тюменской тематической экспедиции был проведен подсчет запасов нефти и газа. В результате этого подсчета вся нефтяная часть залежи оценена по категории С₁. Полученное значение извлекаемых и балансовых запасов нефти и газа до сих пор фигурирует в Государственном балансе.

     Однако, к 1987 г. начала преобладать точка зрения пластового контроля сеноманской залежи, в связи, с чем для дальнейшего изучения месторождения в 1987 г. составляется “Проект доразведки Русского месторождения” (ЗапСибНИГНИ, 1987)

     Проектом  предусматривалось бурение 15 разведочных  скважин, а также трех резервных.

     В 1988-92 г. г. на месторождении начались работы по доразведке сеноманской залежи. С этой целью пробурены разведочные скважины 51, 52, 53, 54, 56, 57, 64, 65, уточнившие геологическое строение структуры.

     Изучение  неокомских отложений планировалось  проводить в соответствие с работой  «Обобщение результатов разведки и  проектирование геологоразведочных работ  на месторождениях, вводимых в разработку (Русское месторождение)», 1991 г., Тюменский индустриальный институт. Планировалось пробурить 16 глубоких поисковых скважин, некоторые из них попутно решали бы задачи доразведки сеноманской залежи.

     В 1991-92 г. г. пробурены поисковые скважины 70 и 71 с целью вскрытия готеривских и скважина 151 -  валанжин-юрских отложений. В скважинах 70 и 71 выявлены перспективные интервалы по ГИС в альб-аптских отложениях (пласты ПК₁₆-ПК₂₂, МХ₈).

     С учетом полученных данных в 1993 г. составлен отчет «Переоценка балансовых запасов нефти и газа Русского месторождения» под редакцией В.А. Ревнивых. При составлении отчета были учтены материалы отчета МИНГ им. И.М. Губкина «Технологическая схема разработки Русского месторождения» под руководством Гутмана И.С., «Технологическая схема разработки Русского месторождения» (СибНИИНП, 1987)

     Отчет также не был утвержден в ГКЗ. Основной причиной было отсутствие недостаточное  обоснование геологической модели месторождения, несмотря на активные работы отраслевых и академических институтов и производственных организаций.

     Геологическим проектом поискового бурения на Восточно-Русской  площади (1993г., ЗапСибНИИГНИ. Мишульский М.И.) было предусмотрено изучение нефтегазоносности досеноманской части разреза Русского вала в целом, и в частности, его восточного крыла, где по данным геофизических исследований закартирована серия выклинивающихся песчаных пластов в составе берриас-валанжинского и верхнеюрского нефтегазоносных комплексов. Планировалось пробурить 8 поисковых скважин. Пробурено три скважины (152, 154 и 155) на восточном борту Русского вала, не подтвердивших нефтегазоносность неокомских отложений.

     В 2000 г. ОАО «СибНАЦ» представил «Проект доразведки Русского месторождения», в котором на основе обобщения и совместной интерпретации материалов бурения и сейсморазведки была предложена новая геологическая модель месторождения. В Проекте сеноманская газонефтяная залежь была представлена как массивная. Различие межфлюидных контактов в скважинах объяснялось изолирующей ролью тектонических блоков. Всего было выделено   24 тектонических блока.

     Проектом  предусматривалось проведение сейсморазведочных  работ по модификации 3Д в объеме 690 км², а также бурение 10 разведочных скважин, в том числе одной базовой, с проведением полного отбора керна на РНО.

     В соответствие с проектом  была выполнена  сейсморазведка 3Д объемом 250 км², пробурена базовая скважина 91 со сплошным отбором керна в продуктивных отложениях сеномана с  целью создания петрофизической основы для интерпретации ГИС.

     Помимо  этого, в 2000 г. были проведены дополнительные работы по испытанию и комплекс промыслово-геофизических исследований в поисковых скважинах 70 и 71. Данные скважины были пробурены в 1992 году, но испытание в них не проводилось. По данным интерпретации ГИС в них были рекомендованы интервалы для определения характера насыщения.  В результате испытания выявлены работающие интервалы газом или газом с водой в пластах     ПК₂₁², ПК₂₂¹, МХ₈.

     Также в 2000 г. была расконсервирована скв. 56 с целью отбора нефти для исследований физико-химических, эксплуатационных свойств и структурно-группового состава масел и нефти Русского месторождения

     Всего за период с 1968 по 2003 г. г. в пределах  месторождения пробурено 58 поисково-разведочных и эксплуатационных скважины суммарной проходкой 81594 м, 13 из них поисковых (проходка - 31638 м),  разведочных - 39 скважин, проходка - 42938 м и 6 эксплуатационных, проходка - 7017 м.

     Таким образом,  в результате проведенных  геологоразведочных работ на Русском  месторождении были выявлены следующие  основные особенности строения и  нефтегазоносности:

1. Промышленная нефтегазоносность установлена в отложениях сеномана и приурочена к пластам покурской свиты ПК₁-ПК₇.
2. Месторождение отличается исключительной сложностью геологического строения, является многопластовым и  разбиты тектоническими нарушениями на изолированные блоки.
3. Запасы месторождения не были утверждены в ГКЗ в силу недостаточной изученности на момент представления.
4. В скважинах, вскрывших отложения нижнего мела выявлены тектонически экранированные газовые залежи в сводовой части структуры в пластах     ПК₂₁², ПК₂₂¹, МХ₈.

     В результате сейсморазведочных работ  МОВ (1959–60 г. г.) был составлен региональный тектонический план Пур-Тазовского междуречья. Выявлена Тазовская структура, Яунтарский и Красноселькупский перегибы.

     Учитывая  большие размеры и амплитуду  Русской структуры, поисково-разведочное  бурение на площади было начато до окончания сейсморазведочных работ, когда южная периклиналь не была оконтурена. Перспективы нефтегазоносности на Русской площади по аналогии с соседними (Тазовской, Заполярной и др.) связывались с песчаными коллекторами сеноманского и туронского ярусов. Данный стратиграфический диапозон  и был выбран основным объектом поисков.

     От  ООО ТННЦ для выполнения работ  было передано Сейсмопартии 3D Русское месторождение 2000-2001гг. 250 км² и 2D в формате segy: СП59/90 – 646,538 пог.км.; СП59/92 – 531,511 пог.км. Всего 2D 2983,674 пог.км..

1.1.2. Изученность  глубоким бурением

     На  текущий момент в пределах Русского ЛУ пробурено 59 скважин общий метраж составляет 84551пог.км.

     Первоначально проектом поисково-разведочного бурения  предусматривалось бурение 20 поисково-разведочных  скважин. Позднее, в связи со сложностью геологического строения месторождения, количество скважин было увеличено. Расстояние между скважинами предусматривалось  от 5 до 10 км.

     Первая  поисковая скважина 1 была заложена на погружении северной периклинали  структуры. Основной задачей скважины являлось изучение литологии разреза, определение пластового давления и  ГВК по залежи. Скважина 1, пробуренная  в 1966 г., вскрыла кровлю сеноманских отложений на глубине 1133 м  и оказалась водоносной.

       В 14 км от скважины 1 пробуренная скважина 8 также оказалась водоносной. Дальнейшее бурение на площади было приостановлено до оконтуривания структуры сейсморазведочными работами.

     В результате работ сейсмопартий Ямало-Ненецкого  геологоразведочного треста Главтюменьгеологии в 1963-68 г. г. с применением однократного МОВ масштабов 1:2000000 и 1:100000 была подготовлена и введена в бурение Русская структура.

     Пробуренные ранее скважины 1 и 8 оказались за пределами оконтуривающей изогипсы.

     В 1968 г. на Русской площади пробурены скважины  2, 11, 12, 17 и 20  
(табл.прил. 3.2.1) вдоль северного и восточного склонов поднятия и в южной присводовой части площади.

     И лишь четвертой скважиной 11, пробуренной  на северной периклинали поднятия, в апреле 1968 г. было открыто месторождение. При испытании подошвенной части пласта в интервале 895-904 м получен непереливающий приток минерализованной воды с нефтью, а из кровли пласта в интервале 839-855 м получен непереливающий приток вязкой нефти дебитом 7,75 м³/сут при среднединамическом уровне 250 м.

     Скважина 12, расположенная на восточном крыле  структуры, пробурена на глубину  2350 м, однако перспективы нефтегазоносности нижнемеловых отложений не подтвердились, а в интервале 869-890 м получен фонтан нефти дебитом 8,2 м³/сут на 8 мм штуцере.

     Скважина 17 бурилась с целью выяснения  нефтегазоносности отложений нижнего  мела. Из-за сильных газопроявлений скважина была остановлена бурением при забое 1106 м. При испытании интервала глубин 870-880 м получен приток нефти дебитом 4,88 м³/сут при среднединамическом уровне 105,5 м, из интервала 800-807 м - фонтан газа с абсолютно-свободным дебитом 734,7 тм³/сут.

     Скважина 20 пробурена на южной периклинальной части структуры с целью прослеживания  контура нефтеносности. Из интервала  испытания 845-850 м получен фонтан газа 1527 тм³/сут (абс. св).

     В течение 1969 г. пробурено 9 скважин 3, 4, 5, 6, 7, 9, 10, 13 и 19. При испытании скважин 3, 4, 5, 9 и 19 получены притоки нефти с газом, в скважинах 6 и 7 - нефть (табл. прил. 3.2.1). Скважина 10 на южной периклинали оказалась водоносной.

     Таким образом, по результатам работ 1969 г. было установлено в разрезе сеномана Русского месторождения наличие нефтегазонасыщенных пород общей мощностью до 200 м.

     В 1970 г. пробурены скважины 14, 15, 15, 18, 21, 22 и 23. Результаты испытания этих скважин показали, что существуют значительные колебания уровней ГНК и ВНК.

     В 1971 г. пробурены скважины 24, 25 и 27, подтвердившие существование тектонического нарушения с амплитудой сброса до 250 м. В скважине 24 кровля сеномана вскрыта на глубине 875,4 м (а. о.), что на 255,3 м гипсометрически ниже, чем в скважине 22, расположенной на расстоянии 1.25 км юго-восточнее.

     В ноябре 1971 г. Главтюменьгеологией (Береснев Н.Ф., Островская К.В., Федорцова С.А. и др.) по результатам 26 пробуренных скважин по месторождению был произведен подсчет запасов нефти и газа и представлен в ГКЗ. При рассмотрении экспертами была отмечена недостаточная обоснованность положений газонефтяных контактов и соотношений запасов нефти и газа, не изученность эксплуатационных возможностей залежей и необоснованность коэффициента нефтеотдачи, отсутствие глубинных проб нефти, малая информативность применявшегося комплекса промыслово-геофизических работ, отсутствие поинтервального опробования, замеров газовых факторов и исследований на газоконденсатность. По выше указанным причинам комиссия ГКЗ рекомендовала в процессе доразведки месторождения ускорить оценку перспектив нефтегазоносности нижнемеловых и юрских отложений: