О том, что в палеозойских отложениях Западной Сибири могут содержаться значительные ресурсы углеводородов, известно давно. Однако вопрос, как их эффективно находить и извлекать, по-прежнему остается открытым.
Неизведанный палеозой
Палеозойская эра началась примерно 540 миллионов лет назад и длилась около 290 млн лет. Палеозойские отложения, которые сформировались за этот период, представляют собой группу слоев внушительной мощности: в некоторых местах она достигает 30 тыс. метров. Палеозой еще называют фундаментом, или доюрским комплексом. В отличие от расположенного выше осадочного чехла из отложений более поздних периодов, в частности юрского, породы фундамента со временем претерпели сильные изменения. Пласты обычно изогнуты, изломаны, собраны в складки и пересечены многочисленными жилами.
Традиционно нефть в Западной Сибири добывают из терригенных коллекторов, связанных с меловыми и юрскими отложениями. Тем не менее вопрос о возможной нефтеносности доюрского комплекса был поставлен еще в 1930-х гг. Считается, что первым идею о нефтегазоносности западносибирского фундамента выдвинул академик И. М. Губкин, который провел аналогию с палеозойскими нефтегазоносными районами Северной Америки: первые промышленные притоки нефти и газа на месторождении Пэнхендл-Хьюготон в США были получены еще в 1918 году.
Нефтепоисковые работы в Западной Сибири, в том числе на отложениях доюрского комплекса, начались в 1950-х гг. Первая залежь в палеозойских породах была открыта в Томской области в 1954 году Колпашевской опорной скважиной — исторической скважиной, давшей первую западносибирскую нефть. Многочисленные нефтегазопроявления из палеозоя были получены и во время бурения на структурах Южно-Минусинской межгорной впадины. Впрочем, всерьез заниматься разработкой глубоко залегающего фундамента в те времена не было необходимости — основные усилия нефтяников сосредоточились на добыче нефти из меловых и юрских пластов. Второй этап поисков нефти и газа в палеозойских отложениях относится к середине 70-х — началу 80-х гг. XX века. Так, в 1974 году был получен мощный нефтяной фонтан на Малоичском месторождении в Новосибирской области. Позднее, благодаря целенаправленному бурению на доюрские пласты, залежи в палеозойских отложениях были открыты также в Томской и Тюменской областях. К настоящему времени в породах фундамента Западной Сибири случайно или целенаправленно открыто более 100 залежей нефти и газа.
Поиски ловушек
Согласно современным взглядам геологов, доюрские породы Западной Сибири, которые представляют интерес с точки зрения поиска углеводородов, делятся на два этажа. Первый — глубинный комплекс, имеющий залежи в трещиноватых карбонатных и эффузивных породах палеозоя, осложненного складчатостью и процессами вторичного преобразования. Второй — промежуточный слой, который представлен вулканогенно-осадочными породами, а также корами выветривания. Именно ко второму типу относятся Урманское и Арчинское месторождения, которые разрабатывает «Газпромнефть-Восток».
В свое время при открытии этих месторождений сработал структурный фактор: они характеризуются теми же поисковыми признаками, которые свойственны и для классических залежей, — антиклинальными ловушками* (прим. - природные резервуары, накапливающие углеводороды и образованные выпуклыми сводами вышележащих пластов) в осадочном чехле. Но это только один из потенциально перспективных объектов палеозоя.
Сегодня специалисты «Газпром нефти» выделяют как минимум четыре типа возможных залежей углеводородов в доюрском комплексе. В одних случаях речь идет о так называемых «уворованных» залежах, когда нефть мигрирует в палеозойский коллектор из прилегающих традиционных нефтенасыщенных, но низкопроницаемых пород юрских отложений. В других случаях это самостоятельные залежи, расположенные либо в кровле доюрского комплекса, либо в более глубоких горизонтах. Второй тип пока наименее изучен из-за больших глубин залегания. Известны лишь единицы таких залежей, однако их перспективы подтверждены. Примером может служить Малоичское месторождение, где промышленные притоки нефти были получены на глубинах около 1000 метров от кровли палеозоя.
Для каждого из видов залежей необходимо найти свои поисковые признаки. Этому и посвящен технологический проект «Палеозой», разработанный командой проектного офиса «Бажен» и управления проектов нетрадиционных запасов Научно-технического центра «Газпром нефти». Предполагается, что технология прогноза нефтегазоносности палеозойских залежей, разработанная для Томской области, позволит в дальнейшем находить нефть и на других активах компании на всей территории Западной Сибири.
Вне поля зрения
Главная проблема палеозойских запасов в том, что их пока еще по-настоящему не оценивали. Исторически геологоразведка была ориентирована на осадочный чехол, и этим обусловлена глубина интереса при проведении геологоразведочных работ. Поисковые скважины зачастую не вскрывают даже весь осадочный чехол, не говоря уже о палеозое. Те же, которые все-таки достигают фундамента, в лучшем случае вскрывают его на несколько десятков метров.
Причина проста: дальнейшее углубление скважин существенно повышает затраты на геологоразведку (бурить по таким породам и сложнее, и дольше, а в некоторых случаях может потребоваться изменение конструкции скважин). А главное — отсутствуют достоверные инструменты прогноза перспективных объектов в палеозое. Сейсморазведочные работы обычно не ориентируются на такие глубины (это требует иной расстановки источников волн и их приемников). Отсутствуют и опорные скважины, по которым можно было бы интерпретировать сейсмические данные и строить разрезы фундамента.
Тем не менее скважины, которые все-таки были пробурены в палеозойских отложениях, и отобранный из них керн подтверждают наличие в них признаков нефтеносности.
Заинтересовала статья? Или вам интересны другие темы? Оставляйте свои комментарии - нам важно знать ваше мнение.
Оригинал статьи и другие материалы об энергетике читайте на сайте журнала «Энергия+».