Геохимическое прогнозирование новых залежей в Когалымском районе нефте- добычи

ВЕСТНИК Югорского ГОСУДАРСТВЕННОГО УНИВЕРСИТЕТА

2009 г. Выпуск 3 (14). С. 20-31

УДК:

геохимическое прогнозирование новых залежей в когалымском районе нефтедобычи

В. И. Исаев, Ю. В. Коржов, Ю. В. Костров, Г. А. Лобова,

А. А. Жильцова, Л. И. Иванова, Д. М. Ярков

Введение

Цель исследований заключалась в определении перспектив нефтегазоносности Центрально-Кустового участка ТПП «Когалымнефтегаз» по результатам анализов проб грунтов, поднятых из взрывных скважин сейсморазведки. Исследования грунтов выполнялись методами органической геохимии на содержание моно-, би-, триароматических и по-лициклоароматических углеводородов. Анализировались пробы, поднятые с глубин 7-10 м, где достаточно стабильны криогенные условия, а сохранность углеводородов обеспечивается адсорбцией на глинистой породе и минимумом атмосферного кислорода на глубине отбора проб.

Выполнено решение поисковой задачи на основе анализа аномалий фильтрующихся жидких углеводородов, а, не как обычно, по аномалиям углеводородных газов [4]. Решалась задача прогнозирования залежей углеводородов на территории, где активно ведется поисковое и разведочное бурение, добыча углеводородного сырья, в чем заключается существенное отличие от задачи, решавшейся на Восточно-Панлорской площади [2], где поисковое и разведочно-эксплуатационное бурение не проводилось. Эти особенности геохимических исследований и предопределяют их инновационный характер.

Характеристика исследуемого участка

Центрально-Кустовой участок расположен в Сургутском районе Тюменской области на широте 62°12' в 3 км к юго-востоку от города Когалым.

Участок исследований находится в районе, где ведутся промышленные работы по разработке и эксплуатации нефтяных месторождений Ватьеганское, Южно-Ягунское, Дружное, Восточно-Придорожное. Западнее района работ проходит трасса нефтепровода «Холмогорское - Федоровское месторождение», восточнее - газопровод «Уренгой - Челябинск», ряд трубопроводов местного значения. В непосредственной близости проходит железная дорога Тюмень - Сургут - Уренгой.

В орографическом отношении территория представляет собой исключительно заболоченный район крупнейших сильно обводненных и заозерных олиготорфных болотных систем преимущественно с грядово-озерковыми и грядово-мочажинно-озерковыми комплексами. Абсолютные отметки района исследования изменяются в диапазоне 63-88 м.

Согласно «Тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты» под ред. В. И. Шпильмана [1] площадь Центрально-Кустового участка расположена на Кустовом поднятии в пределах Ватьеганского вала и Могутлорского прогиба, которые осложняют Северовартовскую мегатеррасу и находятся на сочленении Сургутского и Нижневартовского сводов (рис. 1).

Рис. 1. Выкопировка из тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты [1]:

1 - контур Центрально-Кустового участка; 2 - границы тектонических структур I порядка;

3 - границы внутреннего районирования тектонических элементов I порядка;

4 - открытое месторождение углеводородов, название месторождения

Кустовое поднятие выделяется как структура III порядка. Размеры структуры составляют 15 X 17,5 км, амплитуда до 95 м, углы падения крыльев изменяются от 0°10' до 1°32' и в среднем составляют 0°52'. В пределах структуры III порядка выделяются структуры IV порядка: Кустовая, Восточно-Ягунская и Видная (рис. 2).

Рис. 2. Центрально-Кустовой участок. Карта-схема фактического материала:

1 - границы участка; 2 - изогипсы по кровле пласта ЮС11;

3 - предполагаемые тектонические нарушения; 4 - водонефтяной контакт;

5 - линия установленного выклинивания пласта; 6 - линия предполагаемого выклинивания пласта;

7 - разведочная скважина, давшая приток нефти; 8 - разведочная скважина;

9 - разведочная скважина, давшая приток воды;

10 - эксплуатационная скважина, давшая приток нефти;

11 - эксплуатационная скважина, давшая приток воды;

12 - эксплуатационная скважина, давшая приток нефти с водой;

13 - точки геохимического опробования, принятые для прогноза перспектив нефтегазоносности;

14 - точки геохимического опробования, отбракованные по малому весу образца;

15 - точки геохимического опробования, отбракованные по следам мазута на упаковке образца;

16 - точки геохимического опробования с наличием синтетических масел в образце.

Структуры: 1 - Восточно-Ягунская; 2 - Видная; 3 - Кустовая

В геологическом строении участка исследований принимают породы доюрского фундамента и толща мезо-кайнозойского осадочного чехла.

Доюрские отложения. Доюрское основание не вскрыто, но оно охарактеризовано по материалам скважины 131Р на Федоровском месторождении и разведочной скважиной 52Р на Южно-Ягунском месторождении. Породы вскрытой части фундамента представлены разновидностями эффузивов с корой выветривания в верхней его части [1].

Юрские отложения. Юрская система представлена отложениями среднего и верхнего отдела. Средний отдел представлен тюменской свитой. Верхний отдел подразделяется на васюганскую, георгиевскую и баженовскую свиты.

Тюменская свита объединяет отложения среднего отдела юры (аален + байос + бат) и залегает несогласно на породах коры выветривания. Литологически, по данным каротажа и керна, тюменская свита представлена переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов. К кровле свиты приурочен отражающий сейсмический горизонт «Т». Вскрытая мощность отложений от 10 до 104 м.

Васюганская, георгиевская и баженовская свиты объединяют отложения верхнего отдела юры (келловей + оксфорд + кимеридж + волжский) и без видимого несогласия залегают на отложениях тюменской свиты.

Васюганская свита (оксфорд + келловей) по литологическому составу делится на две подсвиты: нижнюю, сложенную преимущественно глинистыми породами, иногда с прослоями битуминозных аргиллитов и верхнюю, представленную песчаниками, алевролитами с подчиненными прослоями аргиллитов. Мощность свиты от 67 до 83 м.

Гергиевская свита (кимеридж) представлена аргиллитами темно-серыми до черных, с зеленоватым оттенком с прослоями и линзами алевролитов, с включениями глауконита, пирита и сидерита. Аргиллиты плотные, крепкие в разной степени известковистые. Мощность свиты 4-5 м.

Баженовская свита (волжский) распространена повсеместно и представлена темносерыми, буровато-черными, известковистыми, битуминозными аргиллитами с включениями глауконита, пирита, сидерита. К кровле баженовской свиты приурочен отражающий сейсмический горизонт «Б». Мощность свиты достигает 55-60 м, при аномальном разрезе - до 140 м.

Меловые отложения. Меловая система представлена нижним и верхним отделами. Нижний отдел представлен сортымской свитой (мощность 210-300 м), включающей ачимовскую толщу (125-130 м), усть-балыкской (200-225 м), сангопайской (125-140 м) свитами. Верхний отдел включает в себя отложения алымской (мощность 80-108 м), покурской (595-617 м), кузнецовской (11-12 м), березовской (123-156 м) и ганькинской (90-129 м) свит.

Кайнозойские отложения. Данные отложения представлены палеогеновой, неогеновой и четвертичной системами. Накопления основной части осадков происходило в морских

условиях и только в верхней части олигоцена появляются породы прибрежно-морского и континентального происхождения.

Центрально-Кустовой участок расположен в Сургутском нефтегазоносном районе Среднеобской нефтегазоносной области, в пределах земель с весьма высокой плотностью запасов углеводородов. К участку исследования непосредственно примыкают с северо-запада Восточно-Ягунское, с востока Видное, с юго-запада Кустовое месторождения. В пределах этих площадей промышленная нефтеносность установлена в верхнеюрском, ачимовском и неокомском комплексах [5].

Верхнеюрский нефтегазоносный комплекс приурочен к отложениям верхневасюган-ской подсвиты, сложенной прибрежно-морскими и морскими песчано-алевритовыми фациями (пласт ЮС11), и аномальному разрезу баженовской свиты (пласт ЮС0’).

В пределах ачимовского нефтегазоносного комплекса выделен один продуктивный пласт Ач13. Коллекторы данного пласта представлены обособленными песчано-алевритовыми телами. Покрышкой над залежью нефти в пластах данного комплекса в пределах участка исследований служат уплотненные глины сортымской свиты мощностью до 170 м.

Неокомский нефтегазовый комплекс объединяет отложения валанжинского, готерив-ского и барремского ярусов. Отложения комплекса накапливались в условиях регионального склона, неустойчивого тектонического режима и высокой скорости седиментации. К Кустовому месторождению в целом приурочена область развития клиноформы (группы пластов БС) и покровного комплекса (группы пластов АС).

Результаты испытания скважин выше перечисленных нефтегазоносных комплексов сведены в таблицу 1.

Таблица 1. Сводные результаты испытания скважин Кустового поднятия

скважина Пласт интервал испытания (а. о.), м нефть, м3/сут Вода, м3/сут

Восточно-Ягунская 107Р ЮС,1 2751-2792 19,08

БС112 2306-2310 0,83 (АР = 7,4 МПа) 3,23

БС,о3 2266,7-2270,8 48,0

БС і 2246-2256,6 36,0

Восточно-Ягунская 252Р ЮС,1 2773-2783 38,0 (шт. 4 мм) 4,2

Ач,3 2691-2697 33,1

Видная 405Р ЮС,1 2767-2771 96,0

БС112 2291-2296 119,5 (шт. 10 мм) 16,3

Видная 408Р ЮС,1 2775,5-2782,5 39,8

БС112 2293,5-2296,5 126,1 (шт. 10 мм) 14,0

БС,о3 2257,5-2260,5 13,9 (Нд = 1050 м) 9,7

ас; 1858,6-1862,6 19,3

ас; 1829,6-1835,6 0,9

Видная177Р юс; 2781,9-2783,9 1,4 0,5

Видная 1175 юс; 2780,8-2784,8 6,6 т/м3 Ш%

Кустовая 104Р юс; 2761,9-2768,9 2,31 7,15

Ю^ 2730-2740,1 2746,9-2751,5 1,67

Кустовая 274Р БС,,2 2290,1-2294,1 172,8

БС,/ 2273,1-2280,1 156,4

Кустовая 275Р БС„2 2296-2300 21,0

БС ! БСП 2284,4-2291,4 51,3 5,7

Теоритические предпосылки геохимических исследований

Физико-химическая модель залежи углеводородов. Для нефтегеологического анализа геохимической зональности углеводородов принята теоретическая физико-химическая модель залежи [3]. Согласно этой модели, пространственная локализация аномалий фильтрующихся углеводородов в приповерхностном слое происходит над водонефтяным контактом. Эти аномалии, в случае залежи, вмещаемой замкнутым локальным поднятием, для теоретической модели имеют зонально-кольцевую форму и трассируют внешний контур водонефтяного контакта. На практике идеальных кольцевых и линейных аномалий не наблюдается, они обычно распадаются на цепочки локальных аномалий.

Поисковые геохимические признаки. В качестве информативных параметров приняты суммарные концентрации ароматических углеводородов групп моно-, би-, три- и полиаро-матических молекул с 4-5 конденсированными ароматическими кольцами.

Решено не использовать для геохимического опробования данные по насыщенным углеводородам (н-алканам и изопреноидам). Нами установлено [2], что концентрации н-алканов и изопреноидов в значительной степени подвержены маскирующему влиянию современной наземной растительности. Длинноцепочечные алканы и изопреноиды, насыщенные циклановые структуры образуются и накапливаются растениями, поэтому их содержание в породе четвертичных отложений определяется в первую очередь современными обстановками осадконакопления (наличием болот, лагун, озер и др.), и лишь затем - возможным притоком из глубокозалегающих нефтяных и газовых залежей. По той же причине решено не использовать геохимические расчетные параметры на основе насыщенных углеводородов. Предыдущий опыт работы [2] показал, что н-алканы и изопреноиды, а также расчетные геохимические параметры на их основе, формируют в приповерхностных слоях разреза «безкорневые», беспорядочно расположенные аномальные концентрационные зоны. Практически не прослеживается их привязка к выявленным сейсморазведкой замкнутым структурным поднятиям.

Выбор ароматических углеводородов в качестве поисковых геохимических признаков определялся в первую очередь тем, что эти вещества чужеродны природным биосистемам и на них практически не оказывает маскирующего влияния современная растительность. Эти вещества обладают средней полярностью по сравнению с насыщенными УВ и гетероатом-ными веществами, поэтому, с одной стороны, способны к адсорбционному накоплению на глинистых минералах, а с другой - сохраняют подвижность углеводородов и способность к перемещению в гетерогенных (гидрофильных/гидрофобных) геологических средах. Кроме того, ароматические углеводороды устойчивы к биоразложению и достаточно легко и однозначно определяются методом хромато-масс-спектрометрии.

При выборе конкретных ароматических УВ, принимаемых в расчет концентраций групп веществ, учтено, что образцы пород хранились некоторое время в открытом состоянии (не герметичные полиэтиленовые пакеты) и сорбированные на них углеводороды подвергались процессам выветривания и окисления. В результате, концентрации углеводородов могли уменьшиться. Поэтому из каждой группы ароматических углеводородов выбрали только несколько соединений - присутствующие в наибольших концентрациях, наиболее устойчивые к выветриванию и характеризующие группу:

1. Содержание моноаренов характеризует ряд алкилбензолов (АБ) нормального строения С13-С29.

2. Содержание биаренов характеризуют соединения с нафталиновым ядром, включая нафталин (Нф), 1-, 2-метилнафталины (МН), 10 изомеров диметилнафталинов (ДМН).

3. Содержание триаренов характеризуют соединения с фенантреновым ядром, включая фенантрен (Ф), 9-, 2-, 3-, 4- метилфенантрены (МФ).

4. Содержание полиароматических УВ (ПАУ) характеризуют соединения с конденсированным ароматическим ядром от 4 и выше ароматических колец, включая хризен, пирен, флуорантен, перилены, бензпирены и др.

Химико-аналитические исследования

Подготовка проб к аналитическому исследованию заключалась в высушивании до сыпучего состояния на воздухе, приведении в однородное состояние размалыванием комков и тщательном перемешивании.

Лабораторно-аналитические исследования заключались в определении в образцах пород количественного содержания ароматических углеводородов:

• н-алкилбензолов состава С13-С29 - моноарены;

• нафталина, 1-, 2-метилнафталинов, 10 изомеров диметилнафталинов - биарены;

• фенантрена, 2-, 3-, 4-, 9-метилфенантренов - триарены;

• хризена, пирена, бензфлуорантена, бензпирена, перилена, метилпериленов и др. - полиарены.

Количественное определение содержания углеводородов в образцах грунтов производили с использованием аналитических методов Комиссии защиты природных ресурсов TNRCC Method 1005 «Определение общих нефтяных углеводородов в твердых и жидких матрицах методом газовой хроматографии» и TNRCC Method 1006 «Определение С6-С35 нефтяных углеводородов в объектах окружающей среды (алифатические и ароматические углеводороды)» (США). Вид анализа - хроматография газовая с масс-спектральным детектированием. Поверенное аналитическое оборудование: а) хроматограф газовый Clarus 500MS фирмы PerkinElmer (США) с масс-спектрометрическим детектором; б) колонки аналитические капиллярные 30 м X 0,25 мм, неподвижная фаза Elite-5MS, толщина пленки 0,20 мкм.

Метод 1005 включает в себя условия проведения экстракции суммарной фракции углеводородов из образцов породы, условия консервирования и хранения образцов и экстрактов. Метод 1006 является логическим продолжением Метода 1005 и включает в себя условия разделения суммарного экстракта углеводородов (полученного по Методу 1005) методом колоночной хроматографии на фракции насыщенных и ароматических УВ.

Экстракцию суммы углеводородов проводили н-гексаном из 18-50 г породы (точность взвешивания до 0,01 г). Тяжелые глинистые образцы экстрагировали три раза по 40 мл н-гексаном. Из полученного экстракта удаляли растворитель на ротационном испарителе под вакуумом при 40°С, концентрируя экстракт до 1 мл. Концентрат, с помощью колоночной хроматографии на силикагеле, делили на две фракции: алифатических и ароматических углеводородов. Газ-носитель - гелий. Температура источника электронов детектора масс-спектрометра 200°С. Температура инжектора 220°С, трансферлайна 300°С. Энергия электронов 70 эВ.

Анализ суммарного экстракта или ароматической фракции производили на хромато-масс-спектрометре. Идентификацию аренов проводили по относительным временам удерживания и путем реконструирования исходной хроматограммы по характеристическим ионам. Концентрации (мг на 1 кг породы) нормальных и изопреноидных алканов определяли с применением внешнего градуировочного стандарта додекана, ароматических углеводородов - по внутреннему стандарту аценафтену^10, с учетом объемов аликвот и коэффициентов концентрирования.

Результаты исследований

Сводные количественные характеристики геохимических параметров по результатам лабораторных исследований приведены в таблице 2.

Таблица 2. Усредненные значения концентраций ароматических углеводородов в образцах грунта Центрально-Кустового участка

№ п/п Группа УВ Диапазон концентраций, мкг/кг Средняя концентрация, мкг/кг Сечение изолиний карты

1 Алкилбензолы 0-132,8 39,9 10

2 Нафталины 0-58,4 10,7 5

3 Фенантрены 0-37,5 37,5 10

4 Полициклические УВ 0-1,02 1,02 0,2

Построение карт изоконцентраций углеводородов и распределения геохимических параметров осуществлялось с применением программ Surfer (метод Kriging) и CorelDraw. Масштаб был выбран согласно методическим рекомендациям по геохимическим исследованиям [3] и определилен как 1:25000, т.к. плотность пунктов геохимического опробования составляла порядка 5,4 на 1 км2.

Исходные предпосылки для интерпретации результатов геохимических исследований заключаются в следующем:

1. Согласно принятой интерпретационной модели, пространственная локализация в приповерхностном слое аномальных зон концентраций мигрирующих тяжелых углеводородов (алкилбензолы, нафталины, фенантрены, полицеклические УВ, сумма ароматических УВ) происходит над внешним контуром ВНК.

2. Учитывая значительную унаследованность тектонического развития участка работ в течение юры и нижнего мела, в качестве «структурной подложки» принимаем структурную карту по кровле пласта ЮС11.

3. Выявляемые аномальные зоны мигрирующих тяжелых УВ не обеспечены теоретической основой и опытом для определения глубины (стратиграфической приуроченности) положения продуктивной ловушки. Тем не менее, в качестве вероятного источника можно рассматривать залежи, приуроченные к пласту ЮС11.

4. Полевое геохимическое опробование в целом следует признать некондиционным: повсеместное загрязнение проб смазочными материалами, сырой нефтью, «микроскопический» вес проб (рис. 2). Поэтому в качестве основного прогностического параметра перспективных участков принимаем концентрации нафталинов, которые менее всего чувствительны к загрязнению (по сравнению с алкилбензолами и фенантренами) и имеют существенно большие концентрации (по сравнению с полициклическими УВ).

5. Концентрации алкилбензолов, фенантренов, полициклических УВ, суммы ароматических УВ используем для сопоставления с перспективными участками, определенными по концентрациям нафталинов.

6. В качестве основы нефтегеологической интерпретации концентраций тяжелых УВ используем карты изолиний концентраций. Сечение изолиний принимаем порядка удвоенной ошибке определения геохимического параметра.

7. Аномальные зоны концентраций на картах изолиний выделяем по отношению к тройной величине фоновых значений. Фоновые значения алкилбензолов, нафталинов, фе-нантренов и полициклических УВ определены по 5 точкам опробования, расположенным за пределами участка.

На карте изоконцентраций нафталинов (рис. 3), которую следует рассматривать в качестве основной схемы прогноза перспектив нефтегазоносности, выделяются три перспективных участка.

СВ [эйЗаЕЗ?ЕШЬI ~1лСИЪШИ*Г

!. 3н1 а.. _л1>«! 1 \гг. 1 1гя

Рис. 3. Схематическая карта прогноза перспектив нефтегазоносности (карта концентраций соединений с нафталиновым ядром):

1-13 - то же, что на рис. 2; 14 - контур площади геохимического опробования;

15 - изоконцентрации соединений с нафталиновым ядром (мг/кг); 16 - аномальные зоны концентраций соединений с нафталиновым ядром (мг/кг); 17 - разбуренные перспективные участки, прогнозируемые по аномалиям нафталиновых углеводородов, номер участка;

18 - неразбуренные перспективные участки, прогнозируемые по аномалиям нафталиновых углеводородов, номер участка

Два перспективных участка, разбуренные поисковыми и разведочными скважинами, расположены в периферийных частях площади геохимического опробования. 1-й перспективный участок, расположенный у юго-восточного края планшета (примыкающая часть месторождения Видное), охарактеризован и скважинами, давшими притоки нефти, и скважинами, давшими притоки нефти с водой. На этом участке аномальная зона концентраций нафталинов вполне согласовалась с положением установленного бурением ВНК в пласте ЮС11 (таблица 1). 2-й перспективный участок, расположенный у юго-западного края планшета (примыкающая часть месторождения Кустовое), охарактеризован скважинами, давшими притоки нефти с водой. На этом участке аномальная зона концентраций нафталинов не противоречит положению установленного бурением ВНК.

3-й перспективный участок, собственно прогнозный, расположен в центральнозападной части площади геохимического опробования. На этом участке аномальные зоны концентраций нафталинов достаточно уверенно трассируют положение ВНК предполагаемой залежи (ловушки), возможно, в пласте ЮС11.

Все три перспективных участка вынесены на карты изоконцентраций суммы ароматических УВ (рис. 4), полициклических УВ (рис. 5), алкилбензолов (рис. 6), фенантренов (рис. 7). Сопоставление положения перспективных участков с аномальными зонами концентраций этих ароматических УВ показывает их вполне удовлетворительную согласованность.

л Ьтя»»]* Р**!» |г-~ * (г I О 1в I *1.1 * ЬсГ~Ф Ц * \,у  л

1 ~!~ДиГ -11, РУ 1 -1г. ^ 1зв

Рис. 4. Карта концентраций суммы ароматических углеводородов:

1-14 - тоже, что на рис. 3; 15 - изоконцентрации суммы ароматических углеводородов (мг/кг); 16 - аномальные зоны концентраций суммы ароматических углеводородов (мг/кг);

17-18 - тоже, что на рис. 3

I I ' Ы г ! *'!•: ' .(ГЛ. • кГ*П.- * ‘.I.

I___1я1 а«[__^п. 1 гтГ 3 I*

Рис. 5. Карта концентраций полициклических углеводородов:

1-14 - тоже, что на рис. 3; 15 - изоконцентрации полициклических углеводородов (мг/кг); 16 - аномальные зоны концентраций полициклических углеводородов (мг/кг);

17-18 - тоже, что на рис. 3

[И], ЕЕ33 Г7-]* I 1» СИ, ШИ* И* [а!«Щтр[а]т£^1^

*1**1 ^ 11(1 т.

Рис. 6. Карта концентраций алкилбензолов нормального строения:

1-14 - тоже, что на рис. 3; 15 - изоконцентрации алкинбензолов нормального строения (мг/кг);

16 - аномальные зоны концентраций алкилбензолов нормального строения (мг/кг);

17-18 - тоже, что на рис. 3

Ыир Ь^г 1^]3 Г-1.1 У ]*.  Ь&СгИХЗиЕ °

Рис. 7. Карта концентраций соединений с фенантреновым ядром:

1-14 - тоже, что на рис. 3; 15 - изоконцентрации соединений с фенантреновым ядром (мг/кг); 16 - аномальные зоны концентраций соединений с фенантреновым ядром (мг/кг);

17-18 - тоже, что на рис. 3

Выводы и рекомендации

Перспективный разбуренный участок 1-й, расположенный в юго-восточной части площади геохимического опробования и представленный уже выявленной бурением залежью в пласте ЮС11, может быть охарактеризован как подтвержденный и геохимическим опробованием. Здесь положение ВНК подтверждается аномальными зонами по нафталинам, фенантренам, сумме ароматических УВ, а также концентрациями алкилбензолов. В силу только частичного опробования этого участка (юго-западный блок) более детальную оценку

1-му перспективному участку по геохимии дать не представляется возможным.

Перспективный разбуренный участок 2-й, расположенный у юго-западного края площади геохимического опробования и уже разбуренный скважинами, давшими притоки нефти с водой из пласта ЮС11, может быть охарактеризован как подтвержденный геохимическим опробованием. Здесь положение ВНК подтверждается аномальными зонами концентраций нафталинов, фенантренов, суммы ароматических УВ, а также алкилбензолов. В силу только частичного опробования этого участка (северо-восточный блок) более детальную оценку

2-му перспективному участку по геохимии дать затруднительно.

Перспективный неразбуренный участок 3-й, расположенный в центрально-западной части площади геохимического опробования, еще не разбурен и является собственно прогнозным. Здесь положение ВНК достаточно уверенно картируется зонами концентраций нафталинов, подтверждается аномальными зонами по фенантренам, сумме ароматических УВ, а также алкилбензолов. «Кольцо» аномальных зон кажется недостаточно замкнутым только в самой северной части этого перспективного участка.

Совместное рассмотрение аномальных зон 3-го и 2-го перспективных участков (рис. 3), позволяет предположить следующий разрез возможной ловушки (залежи) в пласте ЮС11. Начиная с северной части 3-го перспективного участка с положения изогипс 2785-2780, коллектор становится нефтенасыщенным. На стыке 3-го и 2-го перспективных участков (положение изогипс 2770-2765) пласт содержит зону фациального замещения неколлектором. Здесь фиксируются два ВНК, первый - принадлежит «склоновой» залежи (3-ий перспективный участок), второй - «купольной» залежи (2-ой перспективный участок).

В качестве аналога описанного выше прогнозного разреза залежи 3-го и 2-го перспективных участков может служить схематический геологический разрез по линии УЛ-УЛ Кустового месторождения (скв. 1132 - 1138 - 408Р - 1177 - 1163) - рисунок 8, приведенный в отчете Гординой Р. И. и др. [5].

Рис. 8. Схематический геологический разрез юрских отложений по линии скважин 1163 - 1177 - 408Р - 1138 - 1132 Кустового месторождения [5]:

1 - скважина; 2 - неколлектор; 3 - песчаник нефтенасыщенный; 4 - песчаник водонасыщенный; 5 - разрез баженовской свиты; 6 - разрез георгиевской свиты; 7 - зона фациального замещения

ЛИТЕРАТУРА

1. Геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского автономного округа : атлас / ред. Ахпателов Э. А. [и др.]. - Екатеринбург : ИздатНаукаСервис, 2004, 148 с.

2. Исаев В. И. Оценка продуктивности локальных ловушек по составу тяжелых углеводородов в приповерхностных отложениях центральной части Западно-Сибирской плиты /

В. И. Исаев [и др.] // Геофизический журнал. - 2006. - Т. 28, № 6. - С. 58-74.

3. Справочник по геохимии нефти и газа. - СПб. : ОАО «Издательство «Недра», 1998. - 576 с.

4. Бондарев В. Л., Геохимические методы при обнаружении и локализации залежей углеводородных газов (УВГ) в надпродуктивных отложениях газоконденсатных месторождений п-ва Ямал / В. Л. Бондарев [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2005. - № 11. - С. 17-22.

5. Гордина Р И. Подсчет балансовых запасов нефти и растворенного газа, ТЭО КИН Кустового месторождения / Р. И. Гордина [и др.]. - Когалым, 2005.