Ссылка для цитирования: Белозёров В.Б., Силкин Г.Е. Критерии переоценки перспектив нефтегазоносности коллекторных зон фундамента юго-востока Западной Сибири // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2022. – Т. 333. – № 2. – С. 7-16.

Актуальность. Образования палеозоя Западной Сибири являются основным объектом дальнейшего наращивания углеводородного потенциала рассматриваемой территории. Сложность геологического строения пород фундамента, неудовлетворительное качество бурения, крепления и испытания скважин обусловили низкую эффективность нефтепоисковых работ в отложениях палеозоя, где все выявленные месторождения и залежи углеводородов открыты попутно с проведением геологоразведочных работ на объекты осадочного чехла. Одно из перспективных направлений повышения эффективности поисковых работ в породах фундамента связано с анализом особенностей бурения и результатов испытания ранее пробуренных скважин, где можно выделить геологический и технологический факторы. Геологический фактор рассматривает результаты бурения и испытания скважины с позиции блоковой, складчатой, слоистой модели строения трещиновато-порово-кавернозной коллекторной зоны, выделяемой в составе палеозойского комплекса. Анализируемая складчато-слоистая модель позволяет оценить возможность изменения объёма сжимаемого флюида (нефть, газ) в процессе бурения и испытания скважины. При бурении, в результате повышенного давления на забое скважины относительно пластового в продуктивном пласте, обладающем аномально высокими фильтрационно-емкостными свойствами, происходит уменьшение объёма углеводородного флюида, что приводит к поглощению промывочной жидкости, иногда до полной потери циркуляции. Этот эффект может наблюдаться при бурении скважины как в контуре залежи, так и в водоносной зоне в непосредственной близости от неё. При испытании скважины и снижении давления в процессе её освоения происходит расширение (релаксация) ранее сжатых объёмов углеводородного флюида. В случае бурения скважины в водонефтяной зоне наблюдаются сменяющиеся водонефтяные и нефтеводяные притоки, а при расположении скважины в водоносной части залежи отмечается самопроизвольный излив или высокие дебиты на незначительных динамических уровнях высокоминерализованной пластовой воды с повышенными значениями газового фактора относительно значений предельного насыщения. Технологический фактор оценивает качество цементирования эксплуатационной колоны, влияющий на конечные результаты испытания и, как следствие, на оценку перспектив нефтегазоносности анализируемого разреза скважины. Проведённая систематизация результатов бурения и испытания позволяет определить критерии для оценки перспектив нефтегазоносности изучаемых скважин и площадей с целью возобновления поисковых работ для открытия залежей углеводородов в породах доюрского комплекса. Цель исследования заключается в анализе результатов бурения и испытания скважин, проводимых в породах фундамента юго-восточной части Западно-Сибирской плиты для выделения нефтеперспективных участков и возобновления поисковых работ на ранее изученных площадях. Объектом исследования являются отложения палеозойского фундамента юго-восточной части Западно-Сибирской плиты, которые представлены породами различного вещественного состава, включая карбонатные разности. Выполнен анализ результатов бурения и испытания скважин, проводимых в палеозойском комплексе, определены критерии полученных данных для возможного возобновления нефтепоисковых работ на площадях, ранее изученных глубоким бурением.