В.А. Ансимова (ГП « НАЦ РН им. В.И. Шпильмана»)

Лаборатория оперативного подсчета запасов Научно-аналитического центра принимала участие в выполнении работ по теме: «Переоценка категорий запасов углеводородного сырья месторождений нераспределенного фонда недр Ханты-Мансийского автономного округа-Югры в соответствии с новой классификацией запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов» по договору №3463/2 от 20.03.2008 г.

Для выполнения программы было изучено состояние залежей, количество и качество геолого-геофизической информации, созданы модели залежей на основе комплексного анализа результатов поисково-разведочных работ, выполнен пересчет и переоценка категорий геологических запасов месторождений нераспределенного фонда недр ХМАО-Югры.

Всего за три года действия договора предусматривалось переоценить запасы 89 месторождений нераспределенного фонда недр. Из общего количества месторождений лабораторией оперативного подсчета запасов выполнена большая работа по переоценке запасов 45 месторождений нераспределенного фонда недр, объединяющих 92 залежи. Из них 3 месторождения были открыты в 1958-1960 гг. (Чуэльское, Паультурское и Нулинтурское), состояние изученности и запасы которых не пересматривались около 50 лет. Большинство месторождений (42) открыто в период 1975-2005 гг.

По 23 месторождениям нефти, открытым в 1975-2005 гг., выполнена оперативная оценка запасов УВС в современном формате с использованием компьютерных технологий. К числу месторождений из этой группы относятся: Вонтерское, Западно-Новоаганское, Котыгъеганское, Кульеганское, Мартовское, СевероНегусьяхское, Щучье и др.

По 19 месторождениям, открытым в этот же период, таким как Гавриковское, Северо-Егурьяхское, Северо-Тромъеганское, Чуэльское и др., имелись только отдельные материалы по подсчету запасов, в основном, это планы подсчета запасов по продуктивным пластам на бумажных носителях, чаще всего плохого качества. По этим месторождениям не было пояснительных записок, обоснования подсчетных параметров, таблиц интерпретации данных ГИС по скважинам.

Чтобы создать компьютерные проекты в системе геологического моделирования 2D, был собран и проанализирован весь фактический материал, выполнена детальная корреляция, построены структурные карты по кровле коллектора, карты эффективных нефтенасыщенных толщин, обоснованы подсчетные параметры, ВНК, подготовлен геологогеофизический материал согласно регламенту.

Например, по Северо-Егурьяхскому месторождению, открытому в 1988 г., на подсчетных планах по пластам Ю₁ и Ю₂ нанесены только контуры нефтеносности и нет изогипс кровли коллектора пласта. По Гавриковскому, Западно-Вандмторскому, Северо-Тромъеганскому месторождениям имелись только подсчетные планы, на которых площади нефтеносности по категориям С₁ и С₂ не соответствуют данным Государственного баланса, по Чуэльскому месторождению удалось найти только устаревший некондиционный материал (последние оперативные изменения выполнены в 1962 году).

В связи с тем, что информация по многим месторождениям нераспределенного фонда недр в течение длительного времени не пересматривалась, по 7 месторождениям (Ай-Курусское, Гавриковское, Западно-Ливадийское, Ларломкинское, Малоюганское, Западно-Вандмторское и Ставропольское) выполнен полный пересчет запасов с комплексной переобработкой всего объема информации, по 2 месторождениям (Воньеганское и Марталлеровское) перестроены карты толщин, и по Западно-Чистинному месторождению пересмотрены подсчетные параметры.

Пересчет запасов с комплексной переобработкой всего объема информации выполнялся по разным причинам:

1. По Ай-Курусскому месторождению последние оперативные изменения запасов УВС произошли в 1990 году. После этого года на месторождении пробурены три скважины 36, 37, 44, не учтенные при последнем оперативном подсчете запасов. В связи с бурением новых скважин изменились представления о модели строения залежи.

2. По Западно-Вандмторскому месторождению (пласты Ю₂ и базальный) имелись только подсчетные планы, на которых площади нефтеносности по категориям С₁ и С₂ не соответствуют данным Государственного баланса;

3. По Гавриковскому месторождению последние оперативные изменения запасов произошли в 1991 году, после этой даты геометрия залежи и запасы нефти Гавриковского месторождения не уточнялись. Результаты бурения Новоютымских разведочных скважин 51, 56, 58, а также соседних Травяных и Северо-Ютымских скважин 91, 186, 188, остались неучтенными, что стало основанием для пересмотра геологической модели и переоценки запасов углеводородов Гавриковского месторождения. На основе комплексной переинтерпретации всех геолого-геофизических материалов Гавриковского месторождения уточнены все исходные параметры, построена цифровая 2D геологическая модель залежей пластов и пересчитаны запасы углеводородов. По результатам анализа и переобработки исходных данных изменились все параметры модели: сейсмическая структурная основа, подсчётные параметры коллекторов. Корреляция и стратификация выделенных подсчётных объектов приведены в соответствие с наиболее изученным месторождением рассматриваемого района – Тайлаковским, модель и запасы залежей которого в 2009 году прошли Государственную экспертизу и приняты ГКЗ Роснедра. Выполнена единая корреляция юрских отложений в разрезах скважин Тайлаковского, Гавриковского, Травяного и Густореченского месторождений, по результатам которой индекс пласта Ю₃₊₄ на Гавриковском месторождении приведен в соответствие с индексами пластов Тайлаковского и соседних месторождений: вместо Ю₃₊₄ после деления пласты названы Ю₂ ² и Ю₃. В результате анализа геолого-геофизических данных была обоснована и построена пластовая, тектонически экранированная геологическая модель залежей пластов Ю₂ ² и Ю₃.

4. По Западно-Ливадийскому месторождению при оперативной оценке в 2000 году принята пластово-сводовая геологическая модель с условной линией ограничения площади нефтеносности и условным уровнем ВНК залежи пласта ЮВ₁ ¹. Принятой моделью не были учтены результаты сейсмических исследований МОГТ-2D с/п 6/95-96, некорректно были выделены эффективные и нефтенасыщенные толщины в окружающих залежь скважинах. Всё это явилось основанием для актуализации геологической модели и переоценки запасов углеводородов Западно-Ливадийского месторождения. В результате анализа всех исходных геолого-геофизических данных была обоснована принципиально новая геологическая модель залежи пластово-сводового типа с тектоническими ограничениями. Кроме геометрии залежи были уточнены подсчётные параметры коллекторов – пористость и нефтенасыщенность.

5. По Ларломкинскому месторождению после последнего оперативного подсчета запасов в период с 1988 по 2002 гг. проводились сейсмические работы предприятиями «Томскнефтегеофизика», «Сибнефтегеофизика». В результате выполненных сейсмических работ МОГТ сп 7/1988-1989, Восточно-Ларломкинской СП 15/1997-1998, Северо-Турьяхской сп 6/1997-1998, Западно-Ларломкинской сп 15/2000-2001 и Южно-Ларломкинской сп 15/2001-2202, уточнено строение структуры, что потребовало внесения соответствующих изменений в модель строения залежей.

6. По Малоюганскому месторождению имеющиеся в наличии подсчетные планы по 10 пластам плохого качества и по некоторым пластам не соответствуют Государственному балансу.

7. По Ставропольскому месторождению последний оперативный подсчет запасов нефти по пласту Ю₁ ^1б проводился в 1994 году. После 1994 года на месторождении пробурено четыре скважины: 750, 751, 754 и 755, не учтенные при последнем подсчете запасов. В настоящей работе проведена детальная корреляция разрезов скважин, пересмотрены геолого-геофизические материалы, уточнены подсчетные параметры, перестроена структурная карта по отражающему горизонту «Б» и по кровле продуктивного пласта с учетом данных по скважинам 750, 751, 754 и 755.

8. По Вонъеганскому (Ю_2-3) и Марталлеровскому (пласт Ю₁ ¹) месторождениям перестроены карты толщин, так как при анализе материалов предыдущего оперативного подсчёта запасов выявлена техническая ошибка в построении карт эффективных нефтенасыщенных толщин, которая была устранена в данном отчете. Принципиальная основа геологических моделей залежей пластов Ю_2-3 Вонъеганского месторождения и Ю₁

¹ Марталлеровского месторождения не изменилась.

9. По Западно-Чистинному месторождению изменились коэффициенты пористости и нефтенасыщенности;

В рамках этой работы не по всем месторождениям удалось выполнить полный пересчет запасов с переобработкой всего объема информации, остались месторождения, по которым необходимо создать новые модели строения залежей, например, Заозерное, Отдельное, Северо-Тромъеганское, Чуэльское, Южно-Амнинское и др.

По Заозерному месторождению геологогеофизическая информация представлена разрозненными и противоречивыми материалами. После последнего подсчета запасов, выполненного в 1996 году, пробурена скважина 16, при испытании пласта АС_9-10 получен приток воды, скважина находится в контуре запасов категории С₂. ВНК залежи проведенными геологоразведочными работами не выявлен, границы залежи не установлены, с севера, востока и юга залежь ограничена условными линиями подсчета, с запада – условной линией глинизации.

По Южно-Амнинскому месторождению, открытому в 2001 году, после последнего оперативного изменения запасов УВС в пределах месторождения выполнялись сейсмические работы Радомско-Северо-Октябрьской сп 18/01-02, не учтенные при оперативном подсчете запасов 2001 года. Работы выполнялись за счет средств компании ЗАО «Континентальная геофизическая компания», отчет о работе сейсмопартии в ГП «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана» в настоящее время отсутствует. При наличии этих материалов необходимо перестроить структурные карты по отражающим горизонтам «Б» и «Т» и пересчитать запасы нефти по продуктивным пластам.

Для создания модели залежей, выполнения пересчета и переоценки категорий геологических запасов месторождений нераспределенного фонда недр ХМАО-Югры было проанализировано качество результатов испытания скважин, изучался состав и физикохимические свойства нефти по данным поверхностных и глубинных проб для обоснования подсчетных параметров, осуществлялась привязка образцов керна к разрезу с учетом каротажных диаграмм.

По 42 нефтяным месторождениям 92 скважины вскрыли объекты подсчета, из них 80 скважин завершены положительными результатами испытаний, 12 скважин, находящихся в контурах залежей, продуктивны по ГИС.

По 3 газовым месторождениям 9 скважин вскрыли объекты подсчета, из них 8 скважин завершены положительными результатами испытаний, скважина 224 Нулинтурского месторождения, находящаяся в контуре залежи, продуктивна по ГИС, но не испытана.

С целью изучения литолого-петрофизических характеристик разреза и коллекторских свойств продуктивных пластов бурение скважин проводилось с отбором керна. Определения коллекторских свойств были выполнены в ОАО «Тюменская Центральная Лаборатория». Всего в продуктивной части разреза изучен 631 образец керна для определения фильтрационноемкостных свойств пород в 59 скважинах на 25 месторождениях. Наиболее хорошо изучены коллекторские свойства пород на Котыгъеганском, Отдельном, Северо-Ингольском, АйКурусском месторождениях. Например, на Котыгъеганском месторождении продуктивная часть пласта Ю₁₀ охарактеризована 71 образцом керна в скважине 28, на Отдельном месторождении продуктивная часть пласта БС₁₂ охарактеризована 37 образцами керна в скважине 53, на Ай-Курусском месторождении продуктивная часть пласта Ю₂ охарактеризована 43 образцами керна в двух скважинах 31 и 35. Образцами для определения коллекторских свойств продуктивной части разреза не охарактеризовано 29 скважин 17 месторождений. К числу таких месторождений относятся Восточно-Икилорское, Западно-Новоаганское, Кульеганское, Северо-Тромъеганское и др.

Состав и физико-химические свойства нефти изучались по данным анализов поверхностных проб нефти по 39 месторождениям. Проанализировано 83 поверхностных пробы нефти в 46 скважинах. Данные по составу и физико-химическим свойствам нефти отсутствуют по 6 месторождениям: Восточно-Икилорское, Восточно-Янчинское, Густореченское, Селивоникское, Северо-Тромъеганское, Ставропольское.

Выполнено 32 анализа ступенчатого разгазирования в 7 скважинах по 7 месторождениям: Абазаровское (скв. 201), Ай-Курусское (скв. 31), Вонтерское (скв.115), Гавриковское (скв.40), Западно-Чистинное (скв. 482), Марталлеровское (скв. 90), Нежданное (скв. 422). Из них в скважине 115 Вонтерского месторождения глубинные пробы нефти, изученные при ступенчатой сепарации, признаны некачественными по данным ОАО «Тюменская Центральная лаборатория».

Выполненная работа позволила получить четкое представление о состоянии геологогеофизической изученности месторождений и залежей нефти и газа нераспределенного фонда недр Ханты-Мансийского автономного округа-Югры. Результаты работы могут и должны быть использованы при планировании геологоразведочных работ на нефть и газ в пределах нераспределенного фонда недр и при подготовке перспективных объектов к конкурсам и аукционам для продажи недропользователям.

При пересчете запасов выявлены также некоторые отрицательные факты. В частности, геолого-геофизическая информация по многим месторождениям не пересматривается в течение многих лет и даже десятилетий, что способствует хранению на Государственном учете недостоверной информации о подсчетных параметрах и запасах залежей и месторождений. По многим месторождениям подсчет запасов производился в старом формате без применения компьютерных технологий, что в настоящее время неприемлемо. Многие материалы геолого-геофизических исследований как полевых, так и скважинных, нуждаются в переобработке и переинтерпретации. Результаты трехлетней работы по пересчету запасов нефти и газа нераспределенного фонда недр Ханты-Мансийского автономного округа-Югры должны быть учтены при планировании научно-исследовательских работ в округе.