ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЙ

     В 1971 году пробурены скважины 24, 25 и 27, подтвердившие существование тектонического нарушения с амплитудой сброса до 250 м. В скважине 24 кровля сеномана вскрыта на глубине 875,0 м, что на 254 м гипсометрически ниже, чем в скважине 22, расположенной на расстоянии 1,25 км юго-восточнее.

     В ноябре 1971 года 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, но комиссия ГКЗ от утверждения  запасов воздержалась, порекомендовав провести доразведку месторождения.

     В 1972-73 годах пробурены скважины 26, 28, 29, 33 и 36. Скважины 28, 29 и 36 бурились с  целью уточнения тектонического строения западного крыла структуры. Результаты бурения и испытания  показали значительные колебания ВНК  в этих скважинах.

     Скважиной 26 вскрыты отложения яновстанской свиты на глубине 2838 м, при испытании пластов мегионской свиты БТ₁₃, БТ₁₆ получены притоки пластовой воды. Разведочная скважина 33, пробуренная в северной присводовой части структуры, испытанием подтвердила нефтегазонасыщенность сеноманской толщи.

     Разведка  месторождения продолжалось в 1975-78 годах, с целью уточнения распространения  нефтегазовой залежи в отложениях сеномана, изучения геологического строения, литологии  и свойств коллекторов пробурено  ещё 12 скважин: 31, 34, 35, 37, 38, 39, 40, 41, 42, 43, 44, 150.

     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.

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

     В 1988-91 годах 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.

     В 1992 году пробурены поисковые скважины 70 и 71 с целью вскрытия готеривских, скважина 155 - валанжинских, и скважина 151 - юрских отложений.

     В 1993-94 годах на восточном борту  Русского вала пробурены скважины 152 и 154, не подтвердившие нефтегазоносность  неокомских отложений.

     В 2000 году были проведены дополнительные работы по испытанию и комплекс промыслово-геофизических  исследований в поисковых скважинах 70 и 71 (ранее испытания не проводились). По данным интерпретации ГИС в  них были рекомендованы интервалы  для определения характера насыщения. В результате испытания открыты  залежи газа в пластах ПК₂₁², ПК₂₂¹, МХ₈.

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

     В 2003 году пробурена базовая скважина 91 на РНО со сплошным отбором проб керна в продуктивных отложениях сеномана с целью создания петрофизической  основы для интерпретации ГИС.

     В 2007 году была пробурена скважина 160 с целью уточнения характера  насыщения ачимовских и юрских отложений. Скважина была заложена с проектным  забоем 3700,0 м со вскрытием отложений нижней юры. Скважина закончена бурением при забое 2948,0 м, в связи с резким увеличением АВПД.

     В скважине отобран керн из четырех  интервалов ачимовской толщи: 2771,0 - 2782,6 м, 2796,0 – 2801,0 м, 2801,0 - 2811,3 м, 2811,3 - 2821,6 м. Суммарная проходка с отбором керна составила 37,2 м, линейный вынос керна составил 34,4 м, что составляет 92,5% от общей проходки.

     По  описанию керн представлен аргиллитом (интервал 2771-2782,6 м), песчаником (интервал 2796,0 – 2801,0 м), переслаиванием песчаника и алевролита (интервалы 2801,0 - 2811,3 м и 2811,3 - 2821,6 м). В интервале 2796,0 - 2821,6 м отобран керн с запахом углеводорода.

     Выделено  три пласта: БТ₁₆³, БТ₁₆², БТ₁₆¹.

     По  промыслово-геофизическим данным пласт  БТ₁₆³ вскрыт в интервале 2850,9-2874,0 м. Интервалы 2850,9 - 2851,6 м, 2851,9 - 2855,1 м характеризуются как продуктивные по ГИС. Ниже глубины 2855,1 м отложения пласта характеризуются как водонасыщенные.

     Пласт БТ₁₆² вскрыт на глубине 2818,9 - 2850,6 м. Интервалы 2818,9 - 2919,9 м, 2821,2 - 2823 м, 2824,2 - 2826,1 м, 2826,9 - 2830,1 м продуктивные по ГИС. Ниже глубины 2831,6 м – водонасыщенные интервалы.

     Пласт БТ₁₆¹ вскрыт в интервале 2795,4 - 2818,8 м. Проницаемые по ГИС пропластки в интервале 2795,4 - 2797,4 м, 2798,8 - 2799,6 м, 2801,2 - 2806,9 м характеризуются как продуктивные по ГИС. Интервалы 2807,6 - 2809,8 м, 2810,2 - 2811,5 м, 2811,8 - 2812,7 м с неясным характером насыщения.

     По  результатам испытания I объекта скв.160 в интервале 2851-2855 м  
(а.о. -2810,8-2814,8 м) получен не переливающий приток фильтрата бурового раствора с незначительным содержанием газа, дебит притока составил 0,18 м³/сут при Нср.дин=910 м; II объект в интервале 2821,0 - 2830,0 м (а.о. -2780,8-2789,8 м) совместно с интервалом 2851,0 – 2855,0 м (а.о. - 2810,8 - 2814,8 м) получен ФБР с пленкой конденсата и слабым газопроявлением на устье; III объект в интервале 2795,0 – 2798,0 м (а.о. - 2754,8 - 2757,8 м), 2801,0 – 2809,0 м (а.о. - 2760,8 - 2768,8 м) получен приток газированной пластовой воды с ФБР дебитом 482 м³/сут при Нср.дин=1151,2 м.

     В связи с тем, что данные ГИС  и результаты испытания между  собой противоречили друг другу, недропользователем было принято решение  о продолжении испытания пласта с применением ГРП. После проведения ГРП в интервале 2795,0 – 2798,0 м (а.о. - 2754,8 - 2757,8 м), 2801,0 – 2809,0 м (а.о. - 2760,8 - 2768,8 м) получен приток газоконденсата дебитом конденсата стабильного 3,0 м³/сут и дебитом газа 22,0 тыс.м³/сут на штуцере диаметром 10 мм.

     Таким образом, с 1968 года на площади пробурено 59 поисково-разведочных и эксплуатационных скважин суммарной проходкой  84540,7 м, из них:

     12 поисковых  с проходкой – 30056,5 м

     42 разведочных с проходкой – 49967,2 м

     5 эксплуатационных с проходкой – 4517,0 м

     Скважины 154 и 155 пробурены за границей лицензионного  участка.

     В результате геологоразведочных работ  на Русском месторождении промышленная нефтегазоносность установлена  в отложениях сеномана и приурочена к пласту ПК_1-7 покурской свиты; в баррем-аптских отложениях выявлены тектонически экранированные газовые залежи в сводовой части структуры в пластах ПК₂₁², ПК₂₂¹, МХ₈; получены признаки УВ в пластах группы БТ₁₆, установлена исключительная сложность геологического строения месторождения, которое является многопластовым и разбито тектоническими нарушениями на изолированные блоки. 

2. Литолого-стратиграфическая  характеристика разреза

 

     Геологический разрез Русского лицензионного участка  представлен песчано-глинистыми отложениями  мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, которые подстилаются породами складчатого доюрского фундамента (обзор геологического строения Русской  площади представлен по результатам  геофизических исследований и поисково-разведочного бурения как в пределах Русского вала, так и ближайших площадей Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП).

     Разрез  платформенного чехла от четвертичных до юрских отложений вскрыт на участке 4 скважинами: 26, 151, 152, 160. Максимальная мощность осадочных пород, вскрытых скважиной 152, составляет 3121 м. Образования фундамента на месторождении не вскрыты. Породы доюрского фундамента вскрыты на ближайших к участку площадях скважинами СГ-6 Пуровская, 301 Северо-Есетинская, 35 Геологическая, 673, 279, 414 Уренгойская, 21 и 24 Южно-Русская.

     Стратиграфические уровни продуктивной части разреза  по скважинам Русского лицензионного  участка приведены в табл. 1.3. 

Таблица 1.3

Стратиграфические уровни по скважинам Русского месторождения

по данным ООО «ТННЦ»

№ скв.	Альт.	часел	кузнец.	газсалин.	покур.	малохет.	заполяр.	шок. глины	мег.	яновст.	сигов.	Забой, м
		нижние
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1	11.85											1505.3
2	37.5	676	697.8	780.2	911.7							1086.5
3	40	503	531.4	581.1	686							1103.8
4	31.44	525	556.8	616.2	724.1							1125
5	29.5	567	599.9	655.3	772.4							1104.7
6	50.3	638	662.9	739.5	854.3							1102
7	46.2	624	662.2	727.7	854.4							1070
8	13.53	743	847	876	989							1221.4
9	56.3	666	691.3	761.4	866.8							1102
10	57.43	682	710.5	768.2	893.2							1102
11	42.15	615	656	729.1	839.2							1536.8
12	33.7	635	667.7	736.7	870.4	1647	1937	2050				2350
13	41.2	581	622.2	683.3	802.6							1108
14	48.09	689	783	791	908.1							1130
15	39.27	721	758.4	804	912.5							1102.7
16	39.98	592	614.9	679.7	802.2							1151
17	42.5	550	576.2	643.7	758.9							1106
18	41.69	627	663.9	724.5	855.9							1103.3
19	53.1	565	592.3	643.6	746.7							1462
20	47.1	628	667.1	721.7	844.2							1107
21	55.32	626	655.8	710.4	800							1120
22	43.66	468	487.3	548.7	664.2							1130
23	31.26	523	565.3	617.3	728.1							1100.2
24	42.64	692	724	798.2	918							1350
25	42.35	444	483.9	579.8	663.3	1457	1776	1860	2313			2682
26	43.44	519	546.8	591.8	703	1488	1801	1883	2342	2833	2907	2917
27	49.32	583	609.2	668.1	767.9							1300
28	39.14	712	739.1	805.6	859.9							1178
29	42.29	724	756.6	833.4	942.4							1100
31	39.71	646	679.1	750.9	880.2							1080
33	41.25	558	591.4	652.3	769.4							1003
34	41.2	524	564.6	613.8	719.7							1020
35	42.43	513	549.9	598	700.7							1011
36	39.63	701	733.5	797.5	920.3							1051
37	41.49	563	589.3	663.3	779.7							932
38	48.9	616	648.6	703.9	824.4							1000
39	43.22	637	672	743	865.6							906
40	42.45	635	668.4	746.2	871.1	1643	1936	2037				2500
41	42.58	636	675	759	866.9							898
42	42.88	641	677	762	872.6							906
43	43.06	640	682	766	873.6							908
44	43.09	642	680	762	871.2							899
51	40.85	644	682.5	751.4	873.2							1024
52	39.85	662	686.9	758.5	887.1							1006
53	40.36	653	695.1	763.2	890.1							1010
54	42.6	558	595.2	654.1	765.8							965
56	46.99	612	637.9	719.5	834.4							1000
57	42.7		569.9	634.9	748.4							1004
64	41.26	705	744.9	821.3	918							1004
65	37.87	713	748.9	819.8	936.7							1000
70	46.96	528	559.1	620	724.4	1504	1806	1889				2089
71	43.94	513	545.6	597.8	699.2	1484	1778	1883				2095
91	48.6				796.1							981
150	45	705	733.5	800.1	905.5	1676	2000	2079	2529			3055
151	54.06	612	636.8	703.8	815.4	1552	1845	1957	2442	2934		3016
152	45.62	628	653.4	726.4	852	1626	1922	2019	2487	2979		3121
154	58.52				1032	1766	2112	2197	2676			3151
155	20.13											3401
160	40.2		598.6	674.8	789.5	1582	1875	1948	2422	2910		2948

 
 

     За  основу приняты региональные стратиграфические  схемы триасовых и юрских отложений  Западной Сибири (Решение 6-го Межведомственного  стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических  схем мезозойских отложений Западной Сибири, Новосибирск, 2003г.), региональная стратиграфическая схема берриас-аптских  отложений, апт-альб-сеноманских отложений, верхнемеловых отложений (без сеномана) и неогеновых отложений Западно-Сибирской  равнины (1990г.).

     Сводный литолого-стратиграфический разрез Русского месторождения составлен  по материалам бурения на Русской, Южно-Русской  и смежных площадях, также произведена  привязка выделенных стратиграфических  подразделений к абсолютным глубинам соответствующих сейсмоотражающих горизонтов. Ниже приводится краткое  описание разреза и особенности  геологического строения участка.

     Палеозойские  отложения

     Домезозойские породы вскрыты на соседней Южно-Русской  площади скважинами 21 на глубине  4198 м и скважиной 24 на глубине 4168 м. По результатам обработки кернового материала породы фундамента представлены известняками, аргиллитами темно-серыми до черных, окремнелыми, базального типа с прослоями глинисто-хлоритового сланца. Породы очень плотные, крепкие, с массивной текстурой, с отдельными прожилками молочно-белого и полупрозрачного кварца. Слабовыраженная косая и линзовидная слоистость обусловлена прослойками и линзами алеврито-глинисто-хлоритовых пород. Породы сильно деформированы, на сколах отчетливо видны зеркала и борозды скольжения. Все вскрытые породы в различной степени метаморфизованны.

     Возраст пород фундамента условно датирован  среднепалеозойским (девон-?), хотя не исключается возможность более позднего их возраста. Вскрытая толщина фундамента в скважине 21 – 10 метров, в скважине 24 – 98 метров.

     Триасовая система

     В основании ортоплатформенного чехла  залегают терригенные осадки триасового возраста, выделяемые в тампейскую серию в составе пурской, варенгаяхинской и витютинской свит.

     На  изученных разрезах Уренгойской (скв. 11,14, СГ-6), Геологической (скв. 35), Южно-Русской (скв. 21) и других площадей, тампейская серия представлена переслаиванием темно-серых аргиллитов с подчиненными пластами песчаников и, выше по разрезу, конгломератов толщиной до 10-15 м.

     Триасовые отложения отделены от подстилающих пород региональным перерывом в  осадконакоплении и угловым несогласием, их кровля проводится по сейсмоотражающему  горизонту I_а.