Билинчук А.В., Гулина Е.Г. (ОАО Славнефть-Мегионнефтегаз)
Быков В.В., Пасынков А.Г. (ОАО Юганскнефтегаз)
Тренин Ю.А. (ЗАО Недра-Консалт)

На этапе лицензирования недр в ХМАО-Югре границы участков определялись с учётом особенностей геологического строения, степени изученности и освоенности месторождений, перспективности разреза, а также с учётом планируемых социальных программ на данной территории и принадлежности к административной единице (район, округ и др.).

Нефтяные компании, получившие лицензию на тот или иной участок недр, проводили и проводят собственную стратегию и тактику геологоразведочных работ и разработку залежей углеводородов без учёта результатов аналогичных работ на соседних (смежных) лицензионных участках (ЛУ), владельцами которых являются другие недропользователи. Подобный подход отмечается и в подсчёте балансовых запасов и ТЭО КИН и формировании проектно-технологических документов по разработке залежей. Необходимо отметить, что ТКЗ ХМАО-Югра и другие службы Управления Ресурсами (СУР) рекомендовали компаниям-смежникам обмениваться соответствую-щей информацией по «пограничной» зоне (до 2 км), расположенной в пределах соседних ЛУ.

Однако в практике подсчёта запасов нефти и газа часто специалисты при создании геологических моделей залежей ограничиваются лицензионными границами.

Согласование границ залежей, расположенных в пределах соседних ЛУ, считается обязательным условием для недропользователей. В отношении других подсчётных параметров (пористость, нефтенасыщенность, физико-химические свойства и особенно КИН) эту процедуру иногда произвести довольно сложно, т.к. в пределах залежи могут существовать зоны (участки) с различными характеристиками.

В данной статье изложены результаты совместной работы двух недропользователей в пределах смежных лицензионных участков (ЛУ), расположенных в ХМАО-Югре.

Недропользователем Западно-Асомкинского ЛУ является ЗАО «Обьнефтегеология», а оператором — ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», а окружающие их Энтельская площадь Мамонтовского ЛУ, Омбинский, Восточно-Сургутский ЛУ принадлежат ОАО «Юганскнефтегаз».

В процессе подготовки отчёта по подсчету запасов по Западно-Асомкинскому ЛУ возникла вполне закономерная необходимость в информации о соседних участках недр, т.к. при рассмотрении предыдущего (2000 г.) подсчёта запасов нефти и растворённого газа ГКЗ РФ (протокол 585 от 16.06.2000 г.) при рассмотрении материалов постановила «воздержаться от утверждения балансовых и извлекаемых запасов: в связи с необходимостью согласования между недропользователями подсчётных параметров залежей пластов ЮС₂, Ач и БС₁₀«.

Для этого состоялись переговоры между двумя недропользователями (личные встречи, переписка, телефонная связь и т.д.) при непосредственном участии специалистов ЗАО «Недра-Консалт». Первоначально обе стороны отнеслись к сложившейся ситуации с пониманием, хотя и с некоторой долей настороженности друг к другу. Создать единый отчёт по подсчёту запасов Западно-Асомкинского и Энтельского месторождений в общепринятом формате и при совместном финансировании работы не удалось, но ОАО «Юганскнефтегаз» и ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» согласовали между собой обмен взаимоинтересующей информацией (координаты, ГИС и т.д.) и одновременное представление отчетов по подсчету запасов в ГКЗ РФ на Государственную экспертизу. Финансирование производилось каждой компанией индивидуально с исполнителем в зависимости от фактического объёма производимых работ. По согласованию с ГКЗ РФ исполнители подсчета запасов обоснование подсчётных параметров провели на базе единого подхода при интерпретации ГИС и петрофизических связей и расчётов при ТЭО КИН по залежам, разрабатываемым совместно обеими компаниями (пласты БС₁₀^1-2, ЮС₁¹) или планируемым в ближайшем будущем к вводу в разработку (пласты Ач₂ и ЮС₂). Для рассмотрения в комиссию дополнительно была представлена отдельная «Пояснительная записка к подсчёту запасов и ТЭО КИН совместно разрабатываемых залежей пластов БС₁₀^1-2 и ЮС₁¹ Западно-Асомкинского и Мамонтовского ЛУ».

Ниже приведены основные сведения о совместной работе по оценке углеводородного сырья.

Пласт БС101-2

На Государственном балансе залежь пласта БС₁₀^1-2 в пределах Западно-Асомкинского ЛУ считалась единой и распространялась на Сортымской структуре, северо-восточной части Энтельской структуры и зоны их сочленения (р-н скв.28Р), т.е. имела границы по ВНК на а.о. -2408 м по состоянию изученности на 2000 г. ОАО «ЮНГ» в 2002 г. на балансе ВГФ залежь пласта БС₁₀^1-2 по Энтельской площади Мамонтовского месторождения представлялась в виде самостоятельной с ВНК -2409-2411м. КИН для обоих ЛУ по пласту БС₁₀^1-2 принимался равным 0.35.

 

Рис. 1

На рис.1 видно, что границы этих двух залежей оказались явно не «состыкованными» между собой.

Последние работы детальной сейсмики 2D в пределах Энтельской площади и МОГТ 3D — на западе ЛУ, принадлежащего ЗАО «Обьнефтегеология» (оператор — ОАО «Славнефть-МНГ»), в совокупности с данными бурения скв.34Р и эксплуатационных (более 30) скважин, показали, что целесообразно выделить две самостоятельные залежи: Сортымскую, водоплавающую, с ВНК -2409-2413 м и высотой до 13-15 м и Энтельскую, пластово-сводовую, с ВНК -2409-2412 м и высотой до 35-40 м, которые разделены прогибом. Различие в высоте залежей сказалось и на величине коэффициентов начальной нефтенасыщенности. На Сортымской залежи в среднем она оказалась равной 0.59, а по Энтельской -0.65 (по ЧНЗ достигает в некоторых скважинах 0.70-0.71). Во многом эта разница сказалась и на величинах расчётов КИН: Сортымская — 0.318 и Энтельская — 0.433.

В итоге пересмотра всех материалов в пределах смежных ЛУ было установлено, что запасы по пласту БС₁₀^1-2 Западно-Асомкинского ЛУ (Сортымская + северо-восточная часть Энтельской) увеличились по сравнению с данными ВГФ на 125% (категории ВС₁), а извлекаемые на 120%, а Энтельской площади Мамонтовского ЛУ увеличились балансовые (ВС₁) на 14%, извлекаемые на 38%.

Пласт Ач₂¹

По результатам детализационных сейсмических исследований 2D и 3D, бурения новых разведочных и эксплуатационных скважин была рассмотрена клиноформная модель данного пласта, ранее была принята параллельнослоистая.

По обоим участкам выделено две залежи: пластово-сводовая с ВНК на а.о.-2789 м на Энтельской структуре и литологически экранированная с ВНК на а.о.-2782 м на Сортымской структуре (рис.2, 5).

 

Рис.2. Структурный план по горизонту Ач₂¹

В результате запасы увеличились на Западно-Асомкинском ЛУ по С₂ в 4.6 раза против ВГФ, при этом КИН стал равным 0.243 вместо 0.2 (принятого по аналогии); на Энтельской площади все запасы залежи оценены по С₁ (1061/254 тыс.т) при КИН = 0.239, в то время как на балансе ВГФ числились запасы по С₂ (соответственно, 633/127 тыс.т).

Пласт ЮС₁¹

На Государственном балансе в районе сочленения Сортымской и Энтельской структур и Южно-Сортымской (район скв.40Р) залежь считалась единой с ВНК — 2964 м, а на севере ограничивалась литологическим экраном (в районе скв.1П и 22Р). Отметим, что уточнения в геометрию залежи не вносились с 2000 г. При совместном рассмотрении фактического материала по смежным участкам (Западно-Асомкинского ЛУ, Энтельской площади и Омбинского ЛУ) произошли существенные уточнения в модели пласта.

Основанием для этого послужили детальные сейсмические исследования 2D, выполненные ОАО «ЮНГ», и 3D (ОАО «СН-МНГ») в комплексе с данными бурения скв. 32Р, 34Р, 39Р, 42Р и 20 эксплуатационных скважин, пробуренных в пределах Сортымской и Энтельской площадей. В результате анализа считавшаяся единой залежь в этом районе разделилась на три залежи:

Сортымскую (район скв.27, 25), Энтельскую (район скв.31 Энт.) с элементами литологического экранирования и, соответственно, с ВНК на а.о. — 2892 и -2867-2874 м, и Южно-Сортымскую, имеющую условные литологические границы замещения коллекторов и УУПЗ на а.о.-2964 м (рис.2).

При формировании представлений о геометрических моделях этих залежей реализовалась идея приуроченности залежей к структурным мысам (носам), осложненным малоамплитудными локальными поднятиями, а границы залежей с северо-запада предполагались на участках глинизации, связанных с зонами, где градиенты структурного плана фиксировались в несколько раз больше, чем на структурных носах. Такая же закономерность отмечается и в пределах соседнего ЛУ — Восточно-Сургутского (ОАО «ЮНГ»). Кроме того, уже в ходе подготовки отчета ПЗ эта концепция подтвердилась открытием новой залежи в районе скв.850, где по данным ГИС и испытания установлена промышленная нефтеносность пласта ЮС₁¹.

В пределах структурного носа, расположенного между Сортымской (район скв.25Р, 27Р) и Восточно-Сургутской (район скв.850) залежами, по аналогии дополнительно выделена залежь с запасами С₃ (рис.3).

 

Рис.3. Структурный план по горизонту ЮС_1-1

На востоке Западно-Асомкинского ЛУ не исключена возможность существования залежи, объединяющей основную залежь с юго-западной залежью пласта ЮС₁¹ Фаинского месторождения (район сочленения скв.67Р и 59Р и 807Р).

Таким образом, в результате проведенного анализа с учетом соседних ЛУ произошло существенное уменьшение запасов в пределах Западно-Асомкинского ЛУ: по категории В+С₁ - 35%, а по С₂ - 53%; по Энтельской площади Мамонтовского ЛУ по В+С₁+С₂ - уменьшение на 31.5%, но при этом часть (ОАО «ЮНГ») запасов полностью переведена в С₁ благодаря данным по соседней территории, принадлежащей ОАО «Славнефть-МНГ».

Причинами варьирования величин запасов являются: изменение площадей нефтеносности категории С₂ (-40.6%), средней нефтенасыщенной толщины (-14.2%) по С₁, коэффициента пористости (-11.1% — по С₁ и -17.6% — С₂), коэффициента нефтенасыщенности (по С₁ - 19.1% и по С₂ - 25%). КИН для Западно-Асомкинского ЛУ снизился с 0.35 до 0.31 (ВС₁) — 0.232 (С₂), а по Энтельской площади с 0.35 до 0.245.

Горизонт ЮС₂¹

По данному подсчетному объекту произошли наиболее существенные изменения в пределах обоих лицензионных участков.

При обосновании геологической модели горизонта ЮС₂¹ исполнитель (оператор) подсчета запасов, благодаря взаимному обмену информацией по соседним ЛУ в целом (а не только по 2-км зоне), пришёл к выводу о повсеместном распространении нефтеносных коллекторов в пределах Сургутского свода в целом и восточного и юго-восточного склонов — в частности, тяготеющих к Ярсомовскому мегапрогибу.

В связи с этим при анализе геологической и геофизической информации нами принимался во внимание опыт работы в 80-90 гг. XX века геологов и нефтяников в ПЗ Восточно-Сургутского, Кечимовского, Угутского и др. месторождений, находящихся в Ярсомовском прогибе между Сургутским и Нижневартовским сводами Среднеобской нефтегазоносной области.

На балансе ВГФ по горизонту ЮС₂ на Западно-Асомкинском ЛУ были выделены локальные нефтеносные зоны с условными ВНК и предполагаемыми зонами глинизации, в пределах которых запасы категории С₁ ставились на Государственный баланс в виде квадратов или кругов с R=1км вокруг скважин, из которых получены дебиты безводной нефти от 3-5 м³/сут и более при Ндин=1000-1300 м. На Энтельской площади запасы данного горизонта до 01.01.2006 г. вообще не были зафиксированы в Госбалансе.

В связи с этим авторы сочли необходимым реализовать концепцию регионального развития нефтеносных песчано-алевролитовых пород в пределах смежных ЛУ.

При геометризации нефтеносной зоны в пределах Западно-Асомкинского ЛУ и Энтельской площади в полной мере использовалась информация по Омбинскому, Восточно-Сургутскому (территория деятельности ЮНГ) и сведения по Мамонтовскому и Южно-Сургутскому месторождениям. Это позволило более достоверно оценить подсчитанные параметры и учесть информацию при категоризации запасов, не ограничиваясь только границами анализируемого лицензионного участка (рис.4).

 

Рис.4. Структурный план по горизонту ЮС₂

В итоге балансовые запасы Западно-Асомкинского ЛУ по пласту ЮС₂¹ по категории С₁увеличились почти в 4 раза, а по С₂ - в 5 раз, в основном за счет площади нефтеносности и нефтенасыщенной толщины.

Извлекаемые запасы по С₁ увеличились в 1.4 раза, а по С₂ - в 2 раза, хотя КИН при этом уменьшился с 0.25 до 0.151.

По Энтельской площади на Государственный баланс были представлены извлекаемые запасы по категориям С₁+ С₂ более 2.3 млн.т.

По итогам совместной работы можно сделать следующие выводы:

1. Степень достоверности подсчётных параметров и запасов существенно повысилась для обоих недропользователей, что позволяет более обоснованно составить техсхемы эксплуатации залежей.
2. Взаимный обмен геологической информацией позволил обеим компаниям повысить статус месторождений, расположенных в пределах своих ЛУ. Энтельское месторождение может считаться средним по величине запасов (ВС₁), а Западно-Асомкинское — крупным (более 30 млн.т) по сумме категорий В+С₁+С₂.
3. ОАО «Славнефть-МНГ» и ОАО «ЮНГ» получили возможность оценить перспективы прироста запасов по горизонтам ЮС¹₁ и ЮС₂ на Западно-Асомкинском, Омбинском, Мамонтовском, Южно-Сургутском и Фаинском ЛУ.

В апреле 2007 года ГКЗ МПР РФ рассмотрела запасы по обоим ЛУ на совместном рабочем и пленарном заседании, поддержав тем самым инициативу сотрудничества обоих недропользователей в области подсчета запасов углеводородного сырья при одном операторе («Недра-Консалт»).

Запасы по категориям ВС1 и С2, утвержденные комиссией, практически оказались близкими к авторскому варианту оценки, представленному на рассмотрение.

 

Рис.5. Геологический разрез продуктивного пласта по линии скважин 1ПЭ — 31Р — 34Р — 823Р — 820П — 803Р — 800П — 807Р