Особенности геологического строения, оценки и учета в госбалансе запасов углеводородов в отложениях Баженовской свиты месторождений Ханты-Мансийского автономного округа-Югры

 

Ю.А. Кузьмин, Н.В. Судат (ГП «НАЦ РН им.В.И. Шпильмана»)

Одним из источников восполнения добычи нефти по ХМАО-Югре являются трудноизвлекаемые запасы верхнеюрских продуктивных отложений баженовской свиты, которые рассматриваются с 2010 года Минэнерго РФ в качестве неиспользуемого потенциала прироста ресурсной базы и повышения добычи нефти. Эти отложения характеризуются уникальным для Западной-Сибирской НГП по сложности геологическим строением и низкими фильтрационно-емкостными свойствами, что делает этот объект проблемным и малопривлекательным для инвестиций как по повышению изученности, так и по вводу в промышленную разработку. В связи с предпринимаемыми Минэнерго РФ усилиями в области разработки мероприятий по стимулированию недропользователей при разработке трудноизвлекаемых запасов нефти ГП «НАЦ РН им.В.И. Шпильмана» выполнены работы по анализу существующих представлений о геологическом строении, достоверности методик оценки запасов углеводородов отложений баженовской свиты и особенностей учёта их в Государственном балансе РФ.

На Государственном балансе РФ выявленные ресурсы (запасы) нефти отложений баженовской свиты учтены в объектах со следующими стратиграфическими индексами: Ю0, Ю0 1-2, Ю0 К, ЮК0, ЮК0-1, ЮС0, ЮС0 К1-2, ЮК0 1-7, ЮВ0, ЮВ0 В и баженовская свита. Столь значительное разнообразие обусловлено как принадлежностью залежей к элементам нефтегеологического районирования территории, так и наличием их в зонах развития так называемых «аномальных разрезов» (АР) верхнеюрско-нижненеокомских (баженовскоачимовских) отложений и объединением при оценке начальных суммарных ресурсов (НСР) углеводородов (УВ) отложений баженовской и абалакской свит в баженовско-абалакский нефтегазоносный комплекс (НГК).

Баженовско-абалакский НГК на территории ХМАО-Югры, согласно последней переоценке ресурсов по состоянию на 01.01.2002 г., является перспективно нефтегазоносным и, соответственно, имеющим количественную оценку НСР в пределах четырех нефтегазоносных областей (НГО) с суммарной площадью 272.345 тыс.км2: Красноленинской, Фроловской, Среднеобской и Каймысовской.

Как объект оценки НСР УВ, баженовскоабалакский НГК осложняет региональную верхнеюрско-нижнемеловую региональную покрышку юрского нефтегазоносного надкомплекса и содержит запасы углеводородов (УВ) в отложениях баженовской и абалакской свит, а также их возрастных аналогов, соответственно, тутлеймской и георгиевской + васюганской свит.

Существуют разные мнения специалистов по вопросу выделения объектов прогноза в данных отложениях, связанные с проблемой однозначной дифференциации баженовскоабалакского НГК на свиты. В предыдущей оценке НСР южных районов Тюменской области авторы подсчёта (ИГНГ СО РАН) в рассматриваемой части разреза выделяли два самостоятельных НГК: верхнеюрско-нижнемеловой (баженовский) и верхнеюрский (абалакский).

В 2010 году в рамках федеральной темы по переоценке начальных суммарных ресурсов нефти, газа, конденсата нефтегазоносных провинций России в ГП «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана» начаты работы по уточнению НСР нефтегазоносных комплексов территории ХМАО-Югры. Что касается баженовскоабалакского НГК, для которого, по мнению большинства специалистов, в настоящее время не существует корректной методики оценки запасов и ресурсов, то на сегодня принято решение о нецелесообразности пересчета их НСР.

Принятию этого решения предшествовал детальный анализ геологического строения залежей, состояния ресурсной базы УВ баженовско-абалакского НГК и динамики её за период 2002-2009 гг. Общее количество залежей, отнесенных по данным Государственного баланса запасов нефти, газа и конденсата к баженовской и абалакской свитам, составило 172. В этот же период проводились исследования по уточнению модели строения данного объекта и выделению новых зон с аномальным строением разрезов (АР) баженовской свиты.

Рассмотрим особенности строения продуктивных отложений баженовской свиты, которые влияют как на однозначность определения стратиграфической принадлежности подсчётных объектов, так и на достоверность оценки запасов углеводородов.

Залежи нефти в пласте Ю0 содержатся в ловушках литологически ограниченного типа, общая толщина пласта Ю0 составляет в среднем 25-30 м, редко достигая 50 м и более, наиболее продуктивный коллектор представлен маломощными проницаемыми прослоями, диапазон изменения нефтенасыщенных толщин которых составляет 1-16 метров.

Первым осложняющим фактором в геологическом строении отложений баженовской свиты следует отметить наличие зон с так называемым «аномальным строением разрезов» (АР). В зонах АР единая толща высокоомных и высокорадиоактивных битуминозных аргиллитов расслаивается песчано-алевролитовыми слоями. Поскольку открытые залежи нефти приурочены к терригенным осадкам (рис.1), зоны АР не должны рассматриваться совместно с «нормальной» баженовской свитой, геолого-геофизическая характеристика которой приведена на рис.2.

 

Рис.1. Геолого-геофизическая характеристика аномального разреза баженовской  свиты в Нятлонгской скважине 170

Рис.1. Геолого-геофизическая характеристика аномального разреза баженовской  свиты в Нятлонгской скважине 170

 

Рис.2. Геолого-геофизическая характеристика «нормального» разреза баженовской и подстилающих пород абалакской свит в скважине 12 Мултановского месторождения

Рис.2. Геолого-геофизическая характеристика «нормального» разреза баженовской и подстилающих пород абалакской свит в скважине 12 Мултановского месторождения

 

Проведёнными исследованиями по уточнению модели строения этого объекта на территории ХМАО-Югры выделены зоны АР баженовской свиты, в которых находятся 33 из 172 залежей.

Вторая проблема заключается в не всегда однозначной идентификации границы разделения баженовской и абалакской свит, в связи с чем в Госбалансе присутствуют залежи нефти, индексируемые как Ю0-1 или ЮК0-1. В результате, как показывает анализ данных Государственных балансов запасов нефти, газа и конденсата, одни и те же залежи на разные годы относились то к баженовской, то к абалакской свитам. Многими исследователями (М.Ю.Зубков, В.П.Сонич) отмечаются определённые трудности в проведении границы между баженовской и абалакской свитами на некоторых территориях в пределах Западно-Сибирской НГП, и даже выдвигалось предложение о выделении, так называемой переходной зоны между ними (В.П.Сонич). Проблема обусловлена особенностями распределения в разрезе свит литологических типов пород.

По результатам исследований каменного материала Салымского и Красноленинского месторождений [1-7] отложения баженовской свиты сложены четырьмя основными типами пород:

– кремнистыми разновидностями или силицитами, обогащенными аутигенным кремнистым биогенным материалом (60-90%), в породах развиты вторичные коллекторы трещинного типа (рис.3 а, б);

 

Рис.3. Фотографии петрографических шлифов пород пласта ЮК0, снятых в проходящем свете, отобранных из: а, б – скважины 1195 (интервал отбора 2326 – 2333 м); в, г – скважины 1193 (интервал отбора 2369-2377 м) Красноленинского месторождения (М.Ю. Зубков)

Рис.3. Фотографии петрографических шлифов пород пласта ЮК0, снятых в проходящем свете, отобранных из: а, б – скважины 1195 (интервал отбора 2326 – 2333 м); в, г – скважины 1193 (интервал отбора 2369-2377 м) Красноленинского месторождения (М.Ю. Зубков)

 

– карбонатными породами, представленными плотными, часто мелкозернистыми известняками сложного состава, слабобитуминозными мергелями и доломитами с низким содержанием органического вещества и примесью марганца; в карбонатных породах, преимущественно в подошвенной части свиты, отмечаются коллекторы трещинно-кавернозного типа, каверны достигают 1.0-1.2 см в диаметре (рис.3 в,г);

– массивными битуминозными слабоалевритистыми аргиллитами с высоким содержанием кремнезема (55-65%) и органического вещества (ОВ более 20%);

– листоватыми аргиллитами, представленными переслаиванием тонкоотмученных битуминозных аргиллитов с микрослойками ОВ и алевритистыми аргиллитами.

По соотношению породообразующих компонентов выделяется до семи литотипов пород (В.П.Сонич), ограниченное распространение в толще свиты имеют слои сокодисперсных гидрофильных глинистых пород.

К наиболее продуктивным слоям относятся карбонатные и кремнистые разновидности, в которых под действием вторичных процессов сформировались различного типа коллекторы. Остальные разновидности пород, входящих в состав отложений баженовской свиты, в основном, не являются коллекторами – преимущественно это породы матрицы.

Породы баженовской свиты характеризуются сложным минералогическим составом, основными породообразующими компонентами являются глинистые минералы (25-30%), кремнезем (35-60%), карбонатные минералы (8-12%) и твердое органическое вещество кероген (10-20%), соотношение которых в породе изменчиво с преобладанием либо кремнезема, либо карбонатного вещества. Относительно «чистые» карбонатные слои встречаются преимущественно в подошве свиты на границе с отложениями абалакской свиты. Характерным является также наличие пирита, содержание которого составляет, в среднем, 6-8%, может достигать 15-30%.

Следующая особенность строения пород баженовской свиты, которая характеризуется резкой латеральной и вертикальной неоднородностью продуктивности отложений, связана с типами коллекторов пласта Ю0. Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов пласта невысоки и резко неоднородны по разрезу, что в значительной степени обусловлено интенсивностью и характером процессов вторичных преобразований.

В процессе исследования шлифов установлено [1], что в глинисто-битуминозной матрице пород баженовской свиты развиты, в основном, микротрещины, выщелачивание неустойчивых минералов и доломитизация карбонатных пород приводили к образованию каверно-поровых пустот, при этом цементация карбонатным и кремнистым веществом трещин и вмещающих глинистых пород снижала коллекторские свойства отложений. Продуктивность отложений слабо зависит от ёмкости порового пространства и в большей степени определяется фильтрационной сообщаемостью пор.

На Государственном балансе РФ на 01.01.2010 г. по Ханты-Мансийскому автономному округу-Югре числятся запасы нефти пластов баженовской свиты 43 месторождений, суммарные начальные извлекаемые запасы нефти которых составляют 1.5% от НИЗ округа, накопленная добыча с начала разработки месторождений составила более 5 млн т. Наиболее крупные запасы УВ пласта Ю0 сосредоточены на Салымском (80%), Красноленинском (5%), Ай-Пимском (2%) и Средненазымском (1%) месторождениях, доля запасов остальных месторождений в балансе составляет не более 1%. Сложности при подсчёте и Государственной экспертизе запасов УВ продуктивных отложений баженовской свиты обусловлены низкой степенью геологической изученности отложений и обоснованности модели резервуара и подсчётных параметров.

Государственным балансом учтены невысокие значения подсчётных параметров коллекторов баженовской свиты, принятые экспертизой ФГУ «ГКЗ» Роснедра большей частью условными: пористость в диапазоне 0.1-10% (в среднем 7%), нефтенасыщенность – 51-90% (в среднем 80%), коэффициент извлечения нефти (КИН) – 0.100-0.500 (среднее 0.164).

Остановимся подробнее на двух наиболее крупных по запасам месторождениях — Салымском и Красноленинском, запасы УВ которых представлялись на Госэкспертизу при полных подсчётах в 1986, 2004 и 2007 годах.

Изученность коллекторских свойств пород Ю0 Салымского и Красноленинского месторождений по данным керна невысока, что связано с высокой хрупкостью пород и незначительным выносом керна при его отборе.

Большинство поднятых образцов коллекторов не подлежит изучению из-за разрушения керна на отдельные обломки. При длительном экстрагировании образцов некоторые литологические разности разуплотняются и разрушаются, в результате чего оказалось невозможным получить петрофизические связи Рп= f п) и Рн= f в) для оценки коэффициентов нефтенасыщенности. Коллекторские свойства пород по данным керна охарактеризованы величинами открытой (Кп) и общей (Кпобщ) пористости, определёнными на образцах керна до и после экстрагирования образцов.

Коллекторы пласта Ю0 характеризуются сложной структурой порового пространства, по результатам изучения шлифов керна выделяется три типа коллектора: порово-трещинный, трещинный и трещинно-кавернозный.

Порово-трещинный тип коллектора более развит в разрезе и приурочен, в основном, к микрослоистым керогеновым аргиллитам, трещинный тип коллектора связан с плотными кремнеземами и карбонатами. Трещиннокавернозный тип приурочен, в основном, к чистым карбонатным породам, подвергшимся интенсивному выщелачиванию, слои коллекторов этого типа расположены преимущественно в нижней части разреза свиты на границе с подстилающими породами абалакской (георгиевской) свиты.

Матрица породы, представленная преимущественно битуминозными аргиллитами, содержащими генерирующее нефть органическое вещество, имеет невысокие фильтрационно-емкостные свойства в развитой системе микротрещин.

Определениями пористости пород пласта Ю0, проведенными в СибНИИНП, ВНИГРИ и ЗапСибНИГНИ, установлено, что общая пористость коллекторов в неэкстрагированных образцах изменяется от 3 до 16% и составляет, в среднем, 10.5%. Диаметр пор и поровых каналов в образцах, не разбитых трещинами, колеблется от 10 до 4000 А° и, в среднем, составляет 40А°.

Вычисленные значения трещинной емкости по шлифам для матрицы по Салымскому месторождению колеблются в пределах сотых долей процента до 1,6%. По методу «двух растворов» трещинная ёмкость составляет в среднем по разрезу около 0.15-0.3%. Кавернозная проницаемая ёмкость встречается преимущественно в карбонатных прослоях, залегающих на контакте баженовской и абалакской свит, и составляет 2-5%.

Величина общей пористости коллекторов (10-22%) определяет общие запасы углеводородного сырья, к геологическим запасам нефти относятся углеводороды, содержащиеся в объеме открытых пор (рис.4).

 

Рис.4. Сопоставление открытой (Кп) и общей (Кпобщ)  пористости по результатаманализов керна пород баженовской свиты Салымского месторождения [7]

Рис.4. Сопоставление открытой (Кп) и общей (Кпобщпористости по результатаманализов керна пород баженовской свиты Салымского месторождения [7]

 

Порово-трещинные коллекторы по сопоставлению открытой (Кп) и общей (Кпобщ) пористости характеризуются величинами Кп,общ>10%. Для них характерен рост открытой пористости с увеличением Кп,общ. В области величин Кп,общ= 9÷10% они обладают наиболее ухудшенными коллекторскими свойствами (Кп не превышает 3.5÷4%).

В области Кп,общ≤10% доминируют коллекторы трещинного и трещинно-кавернозного типа, для которых отсутствует связь величин Кп,общ и Кп, наблюдающаяся для коллекторов порово-трещинного типа, и которые обеспечивают наиболее высокие притоки нефти в скважины. Улучшение коллекторских свойств пород в области Кп,общ>10% происходит при величинах Кп>3.5÷4% за счёт увеличения в порово-трещинных коллекторах количества более раскрытых трещин и вторичных пустот.

Притоки нефти в скважину определяются параметрами трещин и соединяющих их каналов фильтрации, по наиболее раскрытым из них осуществляется отбор нефти, содержащейся в объёме пор. Из коллекторов поровотрещинного типа наиболее значительные притоки следует ожидать из интервалов, в которых величина открытой пористости Кп > 3.5%.

Коллекторы трещинно-кавернозного типа, приуроченные к карбонатно-кремнистым породам, выделяются в отдельную группу, эти породы практически не содержат органики и не являются нефтематеринскими. Они характеризуются мономинеральным скелетом, глинистость их незначительна, а матрица гидрофильная, низкопористая (Кп=2-5%). Коллекторские свойства известняков связаны с вторичной пористостью Кп,вт, образовавшейся в процессе выщелачивания пород под действием агрессивных флюидов, которая складывается, в основном, из объема каверн, развитых по трещинам и достигающих иногда нескольких сантиметров в диаметре.

Проницаемость пород пласта Ю0 в условиях, моделирующих пластовые на образцах керна Салымского месторождения, связана, в основном, с наличием трещин, для коллекторов трещинного и трещинно-порового типа она составляет 0.01-0.020 мкм2, трещинная ёмкость невелика 0.1-0.3%.

Наиболее высокой проницаемостью, которая может достигать единиц мкм2, обладают коллекторы трещинно-кавернозного типа, ёмкость пор в них может достигать 2-4%, проницаемость матрицы при отсутствии трещин составляет доли 10-3 мкм2.

Породы баженовской свиты характеризуются высокой битуминозностью, развитие которой связывают с постепенным вытеснением внутрипоровых вод образующейся из органического вещества нефтью. Поровое пространство продуктивных пород баженовской свиты в основном заполнено нефтью, содержание связанной воды в поровом пространстве незначительно и для большинства пород близко, в среднем, к 10%. Поверхность капилляров чаще всего гидрофобная. Всё это обусловливает очень высокие удельные электрические сопротивления (рис.2).

В высокодебитных скважинах основной вклад в добычу нефти вносят коллекторы трещинно-кавернозного типа, приуроченные к зоне контакта баженовской и абалакской свит и характеризующиеся улучшенными гидродинамическими параметрами (рис.5).

 

Рис.5. Распределение интервалов притока нефти из пласта Ю0  Салымского месторождения (по В.П. Соничу)

Рис.5. Распределение интервалов притока нефти из пласта Ю Салымского месторождения (по В.П. Соничу)

 

Подстилающие отложения абалакской свиты представлены аргиллитами, характеризующимися различным содержанием кремнезема, которые переслаиваются с чистыми и частично заглинизированными карбонатными прослоями малой мощности. Прослои представлены известняками, в различной степени доломитизированными, со значительным содержанием органического вещества (керогена), что характерно, в основном, для переходной от баженовской к абалакской свите зоны и затрудняет определение стратиграфической границы раздела свит.

Вышеизложенная петрофизическая модель коллекторов баженовской свиты была положена в основу разработки ОАО «ЦГЭ» алгоритмов количественной интерпретации и определения подсчётных параметров коллекторов (эффективная нефтенасыщенная толщина, коэффициенты пористости и нефтенасыщенности) при полном пересчёте запасов углеводородов Красноленинского (западные части Каменной и Пальяновской площадей, Ем-Еговская площадь) и Салымского (Салымский ЛУ) месторождений, которые прошли Государственную экспертизу ФГУ «ГКЗ» Роснедра в 2004 и 2007 годах.

При обосновании алгоритмов интерпретации ГИС пласта Ю0 Красноленинского месторождения был использован принципиальный подход к методике, разработанной для определения подсчётных параметров коллекторов пласта Ю0 Салымского месторождения в 1986 году. Петрофизическая модель коллекторов была упрощена до двух типов: поровотрещинного, приуроченного к битуминозным аргиллитам, преобладающим в разрезе баженовской свиты, и трещинного и трещиннокавернозного, приуроченного к карбонатнокремнистым породам.

Общая пористость коллекторов определялась по комплексу нейтронного, гамма- и бокового методов ГИС с учётом поправок за содержание глинистой, органической и сидеритовой компонент.

Величина открытой пористости (Кп) принималась в размере ¼ от величины общей пористости (Кпобщ) при Кпгр=3.5%, данное соотношение было установлено на основе сопоставления распределений величин Кпобщ и Кпо, определённых на керне. Для остальной части разреза, сложенной чистыми и заглинизированными известняками с низким содержанием органического и глинистого вещества, по радиоактивным методам ГИС оценивалась величина вторичной пористости (Кпвт).

Эффективная нефтенасыщенная толщина коллекторов баженовской свиты подсчитывалась по результатам количественной интерпретации при Кп>3.5% и Кпвт>0.

Вышеизложенная методика определения подсчётных параметров коллекторов пласта Ю0 Красноленинского месторождения была принята ФГУ «ГКЗ» Роснедра к подсчёту запасов нефти отложений баженовской свиты с существенными оговорками: «… считать методический подход к оценке … приближенным, с которым можно согласиться на данной стадии изученности…». Решением ФГУ «ГКЗ» Роснедра значения подсчётных параметров коллекторов баженовской свиты приняты в значительной степени условными.

Относительно числящихся на Госбалансе запасов по Ем-Еговской площади Красноленинского месторождения при увеличении нефтенасыщенности коллекторов на 12% (с 85% до 95%) были значительно снижены пористость (на 50% с 8% до 4%) и эффективная нефтенасыщенная толщина (на 40% с 6.5 м до 3.9 м). В целом начальные геологические запасы нефти за счёт увеличения площади нефтеносности на 230% возросли на 16%. Из-за невысокой достоверности подсчётных параметров снижена категорийность запасов с С1 до С2.

По Каменной площади Красноленинского месторождения начальные геологические запасы нефти за счёт резкого снижения пористости коллекторов с 12.5-14.4% до 0.2-0.3% уменьшились на -81%, значительно расширилась площадь нефтеносности (на 300%), возросли эффективная нефтенасыщенная толщина (с 6.0-6.8 м до 24.3-28.0 м) и нефтенасыщенность коллекторов (на 5%, с 90 до 95%).

Следует заметить, что при Госэкспертизе полного подсчёта запасов нефти пласта Ю0 Каменной площади Красноленинского месторождения в 1990 году ГКЗ СССР от их утверждения воздержалась в связи с недостаточной изученностью этого объекта, на Госбаланс РФ эти запасы были поставлены позднее в оперативном порядке.

При экспертизе в 2007 году результатов пересчёта запасов нефти пласта Ю0 Салымского месторождения, выполненного ООО «Ост-Сервис» и ОАО «ЦГЭ», вышеизложенная методика ФГУ «ГКЗ» Роснедра не была принята из-за низкой достоверности обоснования параметров и отсутствия существенных изменений в геологической изученности объекта по сравнению с 1986 годом.

При оперативных оценках запасов отложений баженовской свиты, т.к. не существует принятой ЭТС «ГКЗ» Роснедра методики, параметры принимаются условно по следующему критерию. В случае, если отложения испытаны и получен приток нефти, то эффективная нефтенасыщенная толщина принимается как 1/3 от общей в высокоомной части свиты, величина открытой пористости принимается равной 8%, нефтенасыщенности – 85%.

В итоге, относительно числящихся на Госбалансе начальных извлекаемых запасов (НИЗ) нефти баженовской свиты по ХМАО-Югре, следует заметить, что существующая оценка запасов этих отложений характеризуется невысокой достоверностью, поскольку 77% НИЗ всех категорий (83% промышленных категорий ВС1) находятся в нераспределённом фонде недр ХМАО-Югры Салымского месторождения, полный пересчёт запасов нефти которого не проходил Госэкспертизу ГКЗ с 1986 года. Доля начальных извлекаемых запасов нефти изучаемого объекта остальных месторождений, экспертиза которых осуществлялась ФГУ «ГКЗ» Роснедра в последние годы, незначительна и составляет в общем балансе не более 20% (10% промышленных категорий ВС1).

В результате проведенных в ГП «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана» исследований все рассматриваемые 172 залежи были разнесены по конкретным нефтегазоносным комплексам, а залежи, расположенные в западной части округа (в геологическом отношении к западу от границы перехода нижневасюганской подсвиты в абалакскую свиту), по принадлежности к свитам – абалакской и баженовской.

На рис.6 представлено распределение количества залежей, а также начальных извлекаемых запасов нефти категорий АВС1С2 и накопленной добычи нефти по объектам разреза в соответствии с сегодняшним представлением о строении оцениваемых НГК и НГПК. Отметим, что залежи, располагающиеся в зонах развития аномальных разрезов в баженовской свите, были отнесены к ачимовским частям клиноформных резервуаров согласно анализу имеющейся геолого-геофизической информации о вмещающих их отложениях, а также согласно выполненным детальным построениям (структурные карты, геологические разрезы и т.п.).

 

Рис.6. Распределение добычи и запасов нефти залежей, числящихся по Государственному балансу в баженовской и абалакской свитах, по объектам разреза согласно принятым моделям строения НГК

Рис.6. Распределение добычи и запасов нефти залежей, числящихся по Государственному балансу в баженовской и абалакской свитах, по объектам разреза согласно принятым моделям строения НГК

 

 

Одна залежь, располагающаяся в такой зоне, была отнесена к нижележащему васюганскому НГК (на рис.6 она не показана ввиду малых величин начальных запасов АВС1С2 и накопленной добычи).

Не все залежи, располагающиеся в зоне развития баженовской и абалакской свит, были однозначно отнесены к одной из них. Так, на трех месторождениях: Апрельском, Галяновском и Средненазымском, залежи, по Государственному балансу отнесённые к баженовской свите со стратиграфическим индексом подсчётного объекта ЮК0-1, нами рассматриваются в составе совместного разреза баженовской и абалакской свит.

В итоге выполненной дифференциации 172 залежи, отнесенные в Государственном балансе запасов нефти, газа и конденсата по состоянию на 01.01.2010 г. к баженовской и абалакской свитам, с учётом вышеизложенных особенностей строения продуктивных отложений распределились по свитам и объектам оценки НСР следующим образом:

– баженовская свита (в составе баженовско-абалакского НГК) – 78 залежей;

– абалакская свита (в составе баженовскоабалакского НГК) – 44 залежи;

– совместно баженовская и абалакская свиты (в составе баженовско-абалакского НГК) – 16 залежей;

– зоны аномального строения разрезов баженовской свиты (в составе ачимовской части осложненного неокомского НГПК) – 33 залежи;

– зоны аномального строения разрезов баженовской свиты (в составе васюганского НГК) – 1 залежь.

Таким образом, к баженовской свите отнесено 78 залежей из 172, числящихся в Государственном балансе на 01.01.2010 г. Расположение открытых залежей углеводородов, относящихся к отложениям баженовской и абалакской свит, приведено на рис.7.

 

Рис.7. Схема расположения и классификация залежей УВ, отнесенных согласно Государственному балансу нефти, газа и конденсата к отложениям баженовской и абалакской свит

Рис.7. Схема расположения и классификация залежей УВ, отнесенных согласно Государственному балансу нефти, газа и конденсата к отложениям баженовской и абалакской свит

 

 

ЛИТЕРАТУРА

1. Методика подсчёта запасов, обоснование параметров и оценка запасов нефти и растворённого газа баженовской свиты Салымского месторождения. В.П.Сонич и др. Отчет по НИР, СибНИИНП. – Тюмень, 1985.

2. Подсчёт запасов нефти и растворённого газа Каменного месторождения Октябрьского района Тюменской области по состоянию на 1.04.1990 г. Отчет по НИР, книга 2 – баженовский горизонт.

3. Предварительный подсчёт запасов нефти и растворённого газа баженовской залежи (горизонт Ю0) участка месторождения Большой Салым Нефтеюганского района Тюменской области по состоянию на 1.01.85 г. И.И.Нестеров, Б.Н.Пьянков. ЗапСибНИГНИ. – Тюмень,  986, 1990 .

4. Гарипов О.М., Лукин А.Е. Постседиментационные преобразования и их роль в формировании нефтяных месторождений. — Труды СИБНИИНП.– Тюмень, 1992. 5. Зубков М.Ю. Литолого-петрофизическая характеристика баженовской и абалакской свит Красноленинского свода. // Геология и геофизика, 1999.– №12.

6. Методическое руководство по комплексу ГИС и гидродинамическим исследованиям скважин баженовской свиты (книга 7). — М., 1999.

7. Подсчёт запасов нефти и растворённого газа на основе геолого-технологической модели Красноленинского месторождения Ханты-Мансийского АО Тюменской области (в пределах лицензионной деятельности ОАО «ТНК-Нягань»). Ем-Еговская площадь по состоянию на 1.01.2001 г. Каменная площадь по состоянию на 1.01.2002 г. Дьяконова Т.Ф и др. ОАО «ЦГЭ», Москва, 2003.