Статья: РЕЗУЛЬТАТЫ ПОСТРОЕНИЯ РЕГИОНАЛЬНОЙ ТЕКТОНИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ В ЗОНЕ ПРЕДУРАЛЬСКОГО КРАЕВОГО ПРОГИБАВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ (2024)

Отложения доманиковой формации являются сложным объектом для прогноза и оценки перспектив нефтегазоносности и его освоения, ввиду отсутствия устойчивых критериев перспектив нефтегазоносности, и нецелесообразности применения традиционных технологий разработки месторождений.

Разработка подобных коллекторов требует новых подходов к их изучению и планированию освоения.

Для определения нефтегазоносного потенциала и разработки технологических решений успешной добычи из нетрадиционного коллектора крайне важно выявить наиболее перспективные интервалы и оценить количество подвижных запасов и ресурсов, подобрать и внедрить эффективный комплекс технологий нефтеизвлечения непосредственно до начала разработки.

Представлены разработанные поисковые критерии, критерии приточности нетрадиционных коллекторов, а также изложен опыт их практического применения на примере результатов изучения и освоения трудноизвлекаемых запасов нефти нетрадиционных пород-коллекторов I-III пачек межсолевых отложений Речицкого нефтяного месторождения Припятского прогиба.

Рассматриваются особенности строения и изучения полей трудноизвлекаемого связанного газа на территории Центральной Азии, перспективы освоения которых в современных условиях представляются незначительными.

На территории Узбекистана это связано с большими объемами и затратами специализированных работ с непредсказуемым результатом в пределах пяти выделенных полей в нижне-среднеюрских угленосных отложениях.

Более целесообразна разведка сложных глубокопогруженных месторождений свободного газа в нижних горизонтах осадочного чехла и подчехольного палеозойского комплекса.

В определённых зонах сопредельного Туркменистана рекомендуется комплексная разведка глубокопогруженных месторождений свободного газа и газа плотных пород в терригенной, карбонатной юре и неокоме при невозможности предварительной локализации полей трудноизвлекаемого связанного газа из-за кратно более слабой изученности территории.

Представлены новые палеомагнитные определения по рекогносцировочной коллекции горных пород франского и фаменского ярусов верхнего девона, отобранной на рр. Ухта и Ижма.

Выделены три компоненты естественной остаточной намагниченности.

Компонента А, послескладчатая близка современному направлению геомагнитного поля. Биполярная доскладчатая компонента С: N/n=15/16, D=31ᵒ, I=25ᵒ, K=28, α95ο=7, Φ=35οΝ,
Λ=196οΕ, dp=4ᵒ, dm=8ᵒ, тест обращения - положительный. Палеомагнитный полюс компоненты С имеет большое отклонение по долготе на восток, относительно траекторий кажущегося движения палеомагнитных полюсов для Восточно-Европейской и Русской платформ.

Третья, доскладчатая, биполярная компонента D3 франского и раннефаменского возраста с положительным тестом обращения полярности геомагнитного поля: N/n=36/36, D=103ᵒ, I=31ᵒ, K=29, α95ο=5, Φ=8οΝ, Λ=125οΕ, dp=3ᵒ, dm=6ᵒ. Полученное положение палеомагнитного полюса по компоненте D3 указывает на поворот изученных пород по отношению к Русской платформе по часовой стрелке на 10÷20 градусов.

Проведена корреляция разрезов с имеющимися магнитостратиграфическими шкалами для
отложений франского и фаменского ярусов верхнего девона.

Подведены итоги лицензирования недр на территории Красноярского края Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции по состоянию на 2024 г. В настоящее время в распределенном фонде недр находятся 72 участка и зарегистрирована 21 компания. Наибольшее количество лицензий имеют крупные головные компании ООО «ИНК», ООО «КНК», ПАО «Газпром», ПАО НК «Роснефть».

В динамике наиболее активного лицензирования новых участков отмечаются два периода – 2002-2008 гг. и 2018-2023 гг. Максимальное количество участков распределенного фонда недр (25) сосредоточено на территории Байкитской нефтегазоносной области, которые по площади занимают 70% ее территории.

В период с 2004 по 2017 гг. недропользователями открыто 10 месторождений нефти и газа. Наиболее интенсивно открытие новых месторождений происходило в период 2008-2014 гг.

На основе комплексирования геолого-геофизической информации определены фации и обстановки осадконакопления юрских отложений Западной Сибири.

В результате построены палеогеографические карты для нижнеюрского (поздний тоар), среднеюрского (байос, бат, келловей) и верхнеюрского (оксфорд, кимеридж) нефтегазоносных комплексов.

Новые исследования, проведенные на современном уровне, позволили существенно уточнить и детализировать общую картину палеогеографического развития и выявить этапы развития юрского седиментационного бассейна для всей территории Западной Сибири. Установлены фации, перспективные для формирования неструктурных ловушек углеводородов.

В результате исследований перспективных участков в баженовском горизонте выявлены заниженные коллекторские свойства в песчаниках тюменской свиты, а в базальном горизонте, непосредственно залегающем на породах фундамента или коры выветривания, наоборот, фильтрационно-емкостные характеристики возрастали.

Петрографические наблюдения, подтвержденные рентгенофазовыми исследованиями, показали запечатывание межзернового пространства песчаников тюменской свиты, проявленное регенерацией кварца и продуктами выщелачивания, такими как минералы кремнезема, реже - сульфатов и карбонатов, которое происходило в результате циркуляции гидротермальных растворов.

Непосредственно процессы выщелачивания проходили в нижележащих пластах - базальном горизонте и породах фундамента в результате растворения неустойчивых минералов и выноса минерального вещества, образуя межзерновое и межкристаллическое пустотное пространство.

В вышележащем, перспективном баженовском горизонте процессы кондуктивного и конвективного тепломассопереноса отмечены не только преобразованием органического вещества, но и вторичной доломитизацией.

Нефтяная залежь осинского горизонта относится к литологически экранированному типу, осложнённому системой тектонических нарушений субмеридионального простирания.

Использование геолого-промысловой информации позволило оконтурить зону увеличенной продуктивности, представляющую зону деструкции пород горизонта.
Подтверждением гидродинамической сообщаемости между скважинами в разрезе горизонта послужили результаты гидродинамического прослушивания.

Наилучшими коллекторскими свойствами обладают биогермные известняки и доломиты
разнокристаллические.

Доминирующую роль в типизации пород «коллектор- неколлектор» играют
растворимые минералы, количество которых определяет коллекторские свойства.

Пустотное пространство в тих породах представлено остаточными пустотами и пустотами выщелачивания.

Используя представление о качестве, типизации и распределении коллекторов, построены карты нефтенасыщенных эффективных толщин и подсчитаны запасы углеводородов.