В статье рассматриваются технические возможности и результаты применения современных технологий геологоразведки, бурения скважин, освоения и эксплуатации морских нефтегазовых месторождений в транзитном мелководье на арктическом шельфе России. Показаны особенности проведения геофизических работ и технологии достижения высокого качества сейсмического материала в транзитной зоне суша – море. Рассмотрены первые проекты освоения газоконденсатных месторождений в транзитной зоне Обской и Тазовской губ на Приямальском шельфе Карского моря и за рубежом в море Бофорта.
Транзитный переход (зона) суша – море включает транзитное мелководье с глубинами моря 0–20 м и полосу сопредельного побережья. Наименее доступная для наблюдений, требующая специальных технологий и транспортных средств – часть транзитной зоны с глубинами моря 0–10 метров. Ширина зоны транзитного мелководья морей России, в том числе арктического, меняется от первых километров до 100–200 км.
С географической точки зрения переходные зоны включают береговые топи, заливные части суши, отмели, дельты рек, открытые мелководные рифы, широкие приливные зоны, литоральные зоны и близкие к побережью мелководные участки, глубина воды в которых обычно менее 10–20 м.
Выделяемая транзитная зона морей России по значениям суммарных показателей площади перспективных акваторий (свыше 630 тыс. км2) и начальных суммарных ресурсов УВ (30 млрд т н.э., геол.) сопоставима с крупной и богатейшей нефтегазоносной провинцией.
Наиболее значительная часть (85 %) начальных суммарных ресурсов (НСР) федеральной транзитной зоны связана с мелководьем западно-арктических – Карского (57 %), Печорского (11 %) и южных – Каспийского (12 %), Азовского (5 %) морей. Месторождения выявлены в транзитных зонах Карского, Печорского, Охотского морей [1].
Транзитные зоны Печорского и Карского морей – это продолжение нефтегазоносных бассейнов суши с доказанной в отложениях мезозоя и палеозоя нефтегазоносностью. По данным ВНИГРИ, в пределах транзитных зон Печорского моря начальные геологические ресурсы составляют 3492 млн т н.э. и 18 220 млн т н.э. на шельфе Карского моря. При этом на Печорском мелководье это – нефть, в Карском море – природный газ.
Восточные моря Арктики, включая транзитные зоны, изучены слабо, и только скважина Центрально-Ольгинская-1 в Хатангском заливе моря Лаптевых выявила промышленную залежь нефти в отложениях пермского возраста [8].
По данным К.Н. Кравченко (2004), южная окраина моря Лаптевых – свод Муора, острова Песчаный и Дунай, дельта реки Лена обладают рядом благоприятных признаков, указывающих на нефтегазоносность мезозойско-кайнозойского чехла.
Зона транзитного мелководья с глубинами моря до 20 м требует специфических средств изучения и прогнозной оценки. Но ее ресурсный потенциал, подтверждаемый реальными открытиями, и относительная доступность по сравнению с глубоководными и удаленными от побережья районами континентального шельфа определяют значение зоны транзитного мелководья в качестве первоочередного объекта освоения.
Технологии и опыт проведения морских сейсморазведочных работ в транзитной зоне
С позиции сейсморазведки, сейсмические исследования в зонах перехода от суши к морю (транзитных зонах), включающие в себя элементы как морских, так и сухопутных работ, являются одним из наиболее высокотехнологичных видов геофизического сервиса, требующего применения самой современной аппаратуры, технологии и логистики.
В акватории транзитной зоны применение буксируемой морской косы невозможно из-за малых глубин, согласование геофонов со средой затруднено, использование взрывчатых веществ запрещено, применение пневмоисточника неэффективно.
Главные проблемы сейсмических исследований в транзитных зонах состоят в следующем:
- в зоне перехода «cуша – море» в верхней части геологического разреза (ВЧР) происходят очень значительные изменения скоростей и поглощающих свойств пород, поэтому построение адекватной сейсмической модели представляет собой серьезную научно-методическую проблему, а применение современных методик обеспечивает получение сейсмического материала высокого качества (рис. 1);
- необходимость применения многовариантных систем возбуждения, приема и регистрации, т.е. комбинированного использования взрывов, поверхностных источников, пневмоисточников – в сочетании с донными, поверхностными и погруженными геофонами и гидрофонами;
- необходимость перекрытия и применения специальной технологии увязки данных, полученных разными системами, в том числе разных (лето, зима) полевых сезонов.
Решение проблем сейсмических исследований в транзитных зонах частично возможно, применяя «радиотелеметрический» метод – инновационную технологию производства сейсмической съемки 3D. В этом случае осуществляется перенос системы регистрации с поверхности моря на дно [3].
Комплексирование данных глубоководной сейсморазведки ЗD и сейсмосъемки в переходной зоне суша – море на месторождении Варандей-море
На поисковом и разведочном этапах для выбора и обоснования точек заложения глубоких скважин необходимо проведение комплексных исследований, углубленная интерпретация разнородной геолого-геофизической информации для выбора зон, характеризующихся наиболее высокими эффективными нефтегазогазонасыщенными толщинами и лучшими фильтрационно-емкостными свойствами резервуаров.
Месторождение Варандей-море открыто в 1995 г. в Печорском море в результате бурения скважины, установившей нефтеносность карбонатных отложений нижнепермско-каменоугольного возраста.
Местоположение первой скважины определено по результатам детальных сейсмических исследований 1989–1994 гг., качество которых, однако, обеспечивало решение ограниченного круга геологических задач, в основном структурного характера. Задачи по изучению особенностей строения сложнопостроенного карбонатного резервуара и оценке свойств продуктивных коллекторов требовали сейсмической информации более высокого уровня.
Структура Варандей-море была изучена сейсморазведочными работами МОВ ОГТ с сетью 1,0 х 2,0 км (рис. 2). Неисследованным остался узкий участок шириной около 3 км вдоль береговой линии, характеризующийся глубиной менее 10 м.
В результате бурения двух скважин вскрыты и опробованы нижнепермские и среднекаменноугольные горизонты. В ходе испытания скважины Варандей-море-1 из карбонатной толщи нижнепермско-среднекаменноугольных отложений получен фонтанный приток нефти. По материалам ГИС и керна выделены нефтенасыщенные пласты песчаников визейского яруса и в подстилающих отложениях турнейского яруса.
Нижний девон, продуктивный на сухопутных месторождениях, не вскрыт ни в одной из скважин.
С целью актуализации геологической модели месторождения Варандей-море – определения пространственных границ резервуаров УВ, уточнения местоположения и амплитуды разрывных нарушений – проведена пространственная (ЗD) сейсморазведка глубоководной части месторождения на площади 300 км2.
Установлено, что нефтяная залежь приурочена к слоисто-массивному резервуару, который подразделяется на три разнородных по свойствам пласта (рис. 3).
В связи с принципиальной важностью решения вопроса об уточнении южного замыкания Варандейской структуры, продолжение которой предполагалось от площади работ в сторону берега, в транзитной зоне были проведены сейсморазведочные работы методами пространственной (3D) и профильной сейсморазведки (2D).
Для изучения геологического строения структуры в переходной зоне суша – море выполнены работы по методике 3D на площади 48 км2. Кроме этого, отработаны сухопутные профили 2D для увязки разрезов морской части с изученным бурением разрезом суши через глубокие скважины месторождения Варандей-суша (рис. 4).
Был создан единый (сборный) куб данных, включающий частично сейсмическую информацию по относительно глубоководной части месторождения Варандей-море, мелководной переходной зоне суша – море и профили-связки, проходящие через скважины на суше. Интерпретация полученных данных позволила проследить продолжение Варандейской структуры в сторону берега, а также выявить тенденцию расширения контура нефтеносности к югу, с увеличением мощности коллекторов и улучшением их фильтрационно-емкостных свойств.
В результате было рекомендовано бурение очередной разведочной скважины (глубина 2500 м) на Варандейской структуре для уточнения южной границы контура нефтеносности и размеров месторождения в целом [9, 10].
Сейсморазведка ЗD в Обской губе Карского моря в транзитной зоне
В 2001–2002 гг. в пределах акваториального Каменномысского лицензионного участка были проведены детализационные работы МОВ ОГТ в транзитной зоне Обской губы по старт-стопной технологии с применением трёхкилометровой косы в объеме 320 пог. км до изобаты 4 км. На глубинах менее 4 м – с применением телеметрических буйковых станций Fairfield и мелководных пневмоисточников mini G-Gun. По итогам этих работ было уточнено строение антиклинальной складки Каменномысская-море. Строение северо-западного окончания складки и условия ее сочленения с сухопутным месторождением Каменномысское остались неизученными.
Поэтому в дальнейшем в транзитной зоне газоконденсатного месторождения Каменномысское-море были выполнены сейсморазведочные работы МОВ ОГТ 3D в объеме 518 км2 для детализации геологической модели месторождения, открытого в 2000 году, обоснования границ месторождения и точки заложения скважины.
Сейсморазведка 2D (4С) в транзитной зоне на шельфе Западного Ямала
В 2013 г. ОАО «МАГЭ» выполнило региональные геолого-геофизические работы на шельфе Западного Ямала в объеме 245 км 2D (4С), в том числе в транзитной зоне с применением автономных донных регистраторов Geospace. Известно, что в этом районе шельфа существует сильная неоднородность верхней части разреза в виде локальных проявлений вечной мерзлоты и низкоскоростных слоев, связанных с зонами растепления и выхода газа различного генезиса. Использование многокомпонентных бескабельных систем позволило учесть неоднородный характер ВЧР за счет применения анизотропной модели среды, упростить обработку данных и более надежную интерпретацию.
