Джугашвили О.В., Краснова Г.Н., Поповская В.Г., Судат Н.В. (НАЦ РН ХМАО)

Отложения мезозойско-кайнозойского осадочного чехла значительной части территории ХМАО рассматриваются как перспективные для поисков нефти и газа. В результате проведенных региональных, поисково-разведочных работ и научных исследований получена количественная оценка начальных потенциальных ресурсов углеводородов (УВ) основных нефтегазоносных комплексов: сеноманского, аптского, неокомского, ачимовского, баженовского, верхнеюрского, нижне-среднеюрского и доказана их промышленная нефтегазоносность.

Максимальное распространение в рассматриваемом регионе имеет нижне-среднеюрский нефтегазоносный комплекс (НГК), представляющий интерес в пределах всей площади перспективных земель ХМАО (450 тыс.км²). На большей части округа нефтегазоносными являются неокомский и верхнеюрский НГК. Территориально ограничены баженовский, аптский и ачимовский НГК, на каждый из которых приходится примерно третья часть площади распространения перспективных отложений округа. Отложения сеноманского НГК оцениваются как нефтегазоносные на 10% площади перспективных земель ХМАО.

Наиболее полное представление о состоянии и перспективах освоения ресурсной базы регионов дает изучение сложившейся в настоящее время структуры потенциальных ресурсов УВ, под которой понимается распределение запасов и ресурсов различных групп и категорий по залежам с заданными классификационными признаками, характеризующими условия их залегания в недрах и технологии извлечения и использования запасов [1].

 

Рис.1. Структура начальных потенциальных ресурсов нефти НФН по степени изученности и достоверности оценки

Отложения нефтегазоносных комплексов отличаются структурой начальных потенциальных ресурсов нефти по степени изученности и достоверности оценки, а также распределением выявленных и невыявленных ресурсов по залежам с различными показателями (размеры по величине запасов, начальным дебитам, фазовому состоянию, приуроченности к ловушкам различных типов и др.).

В настоящее время около 30% площади перспективных земель округа приходится на территорию распределенного фонда недр (РФН). В первую очередь недропользователями приобретались наиболее богатые в нефтегазоносном отношении и хорошо изученные территории. В результате значительная часть открытых в округе месторождений, содержащих основные объекты добычи нефти – крупные по запасам и высокодебитные залежи, находится в пределах лицензионных участков (ЛУ), суммарный нефтегазовый потенциал которых выше по сравнению с нераспределенным фондом недр (НФН).

При общей площади перспективных земель ХМАО за пределами контуров выделенных лицензионных участков — 325 тыс.км² площадь распространения отложений сеноманского нефтегазоносного комплекса на территории НФН составляет 30 тыс.км², аптского – 95 тыс.км², неокомского – 227 тыс.км², ачимовского – 67 тыс.км², баженовского – 73 тыс.км², верхнеюрского – 210 тыс.км², нижне-среднеюрского – 346 тыс.км². Такие различия объясняются, во-первых, неравномерностью пространственного развития отложений нефтегазоносных комплексов на территории округа, во-вторых, ограничением для ряда выданных лицензий на пользование объектами разреза по глубине (в результате чего, например, площадь территории за границами контуров ЛУ меньше площади нераспределенного фонда недр нижне-среднеюрского НГК).

Структура начальных потенциальных извлекаемых ресурсов нефти мезозойско-кайнозойского осадочного чехла территории нераспределенного фонда недр ХМАО по состоянию на 1.1.1999 г. приведена на рис.1. В настоящее время 11% начального потенциала нефти переведено в выявленные ресурсы открытых месторождений, оцененных по категориям В, С₁ и С₂ (рис.1). Из общего объема невыявленных ресурсов 17% приурочено к известным подготовленным в основном сейсморазведкой ловушкам и представляет собой локализованные перспективные ресурсы категорий С₃ и Д₀. Местонахождение другой части невыявленных ресурсов определено с точностью их приуроченности к крупным участкам, районам. Это так называемая нелокализованная часть потенциала (прогнозные ресурсы категорий Д1 и Д2).

По состоянию на 1.1.1999 г. на территории нераспределенного фонда недр ХМАО, согласно существующей системе учета нефтегазосодержащих объектов в кадастре залежей и месторождений НАЦ РН ХМАО, числится 161 месторождение, при этом 128 целиком располагаются в пределах НФН, а 33 – частично, т.е. контуры их пересекаются границами лицензионных участков. Такая ситуация объясняется рядом причин: расширением контура месторождений при доразведке и выходом его за пределы ЛУ; открытием новых залежей, пересекающих выделенные ранее границы ЛУ; включением только части месторождений в некоторые ЛУ, из числа предоставленных недропользователям по статье 19.1 «Положения о порядке лицензировании…» и др.

В нераспределенном фонде недр, как и в целом по округу, преобладают нефтяные месторождения. Так, из 161 месторождения, нефтяных — 135, нефтегазовых — 2, нефтегазоконденсатных — 3, газовых – 19, газоконденсатных — 2. По официальной отчетности (государственные балансы запасов — ВГФ) по состоянию на эту же дату числится 144 месторождения, из которых 121 — нефтяное, 3 — нефтегазовых, 2 – нефтегазоконденсатных, 16 – газовых и 2 – газоконденсатных.

Расхождение в количестве месторождений, а также и залежей по этим двум системам учета объясняется различными подходами к определению их как объектов, содержащих запасы УВ. Первая связана с реально существующими природными объектами, ей соответствует разработанный в НАЦ РН ХМАО кадастр залежей и месторождений, вторая — с традиционно сложившимися названиями объектов при учете в балансах ВГФ. В кадастре под залежью понимается изолированное в пространстве скопление УВ, под месторождением — совокупность всех залежей, проекции контуров которых в плане пересекаются. В официальной отчетности (балансы запасов ВГФ) не всегда строго употреблены эти понятия. Часто в качестве залежи принимается группа близко расположенных скоплений УВ или часть единого скопления. То же касается и статистики месторождений в официальной отчетности. Как известно, в результате разведки многие ранее открытые месторождения, первоначально, казалось бы, изолированные друг от друга в плане, оказываются частями единого, а считавшееся единым – разбивается на несколько самостоятельных. На протяжении многих лет при формировании государственных балансов эти изменения не всегда фиксировались, и принятые ранее названия месторождений продолжают использоваться в официальных документах.

Расхождения в этих двух системах учета относятся только к счету объектов (залежей и месторождений) при одинаковой величине суммарных запасов и ресурсов УВ в них.

Известно, что установленные закономерности распределения ресурсов УВ по залежам разных размеров в пределах нефтегазоносных бассейнов и элементов нефтегеологического районирования территорий проявляются только на реально существующих в природе объектах. Поэтому проведение анализа структуры ресурсной базы территорий, прогнозирование количества невыявленных залежей должно осуществляться с использованием фактических объектов, учитываемых в кадастре.

Распределение выявленных и потенциальных ресурсов углеводородов неравномерно в плане рассматриваемой территории и в разрезе осадочного чехла. Это, прежде всего, связано с закономерностями развития бассейна (динамикой тектонических процессов, термобарическими условиями в недрах, спецификой процессов нефтегазогенерации и т.д.), которые обусловили формирование толщ с различной концентрацией жидких и газообразных УВ. В свою очередь, соотношение различных групп и категорий ресурсов (промышленных, перспективных, прогнозных) в общем объеме потенциальных, динамика выявления залежей нефти и газа в значительной степени зависят от степени изученности территории бурением, площадными сейсмическими исследованиями и геологического строения толщ.

Недра округа и территории НФН перспективны в основном на нефть. Как для выявленной части ресурсов, так и для потенциальных, около 90% оцененных жидких и газообразных УВ нераспределенного фонда недр составляют ресурсы нефти.

Структура выявленных ресурсов нефти

Залежи месторождений НФН в значительной степени недоразведаны, предварительно оцененные ресурсы нефти категории С₂ составляют 64% от общей величины начальных выявленных ресурсов. Практически все разведанные запасы оценены по категории С₁, за исключением одной залежи неокомского НГК с начальными запасами по категории В — 0.8 млн.т. Накопленная добыча незначительна – около 0.2% начальных извлекаемых запасов категорий ВС₁. Доля разведанных запасов в суммарных выявленных (разведанность ресурсов) максимальна в целом для залежей баженовского НГК — 60%, минимальна для неокомского НГК — 24% (рис.2).

 

Рис.2. Распределение выявленных и перспективных извлекаемых ресурсов нефти НФН по нефтегазоносным комплексам.

Месторождения нераспределенного фонда недр в основном двух-трехпластовые, а открываемые в последние годы (1994-1998 гг.) – преимущественно однопластовые. Общее количество открытых залежей, входящих (целиком или частично) в пределы территории НФН, — 336 , из них: нефтяных — 306, нефтегазоконденсатных – 1, газовых – 26 и 3 – газоконденсатных (вся статистика залежей месторождений приводится согласно учету их в кадастре НАЦ РН ХМАО). Хотя число залежей, контуры которых пересечены границами лицензионных участков, небольшое: 40 – нефтяных и одна — газовая, на них (части залежей, относящиеся к НФН) приходится 38% начальных выявленных ресурсов нефти нераспределенного фонда недр.

Анализ структуры выявленных ресурсов нефти основан на изучении ряда параметров залежей и месторождений и классификации запасов по наиболее значимым из них: по величине запасов, продуктивности, приуроченности запасов к различным глубинам и типам ловушек, коэффициенту извлечения нефти.

Размер залежи — одна из важных характеристик, предопределяющая эффективность поисково-разведочных и добывных работ. При расчете структуры ресурсов нефти выделены 3 класса скоплений: мелкие, средние и крупные, с границами, соответственно: до 10 млн.т; 10-30 млн.т, более 30 млн.т извлекаемых запасов нефти категорий АВС₁С₂, которые разделены на более дробные элементы — подклассы, со следующими границами: до 1, 1-3, 3-10, 10-30, 30-100; более 100 млн.т.

По величине начальных дебитов скважин выделены классы низкодебитных (менее 5 т/сут), среднедебитных (5-30 т/сут) и высокодебитных (более 30 т/сут) залежей.

На основании сопоставления основных параметров залежей – величины запасов и дебитов введен комплексный показатель, характеризующий степень эффективности освоения объектов [4]. Все выявленные залежи по значению комплексного показателя разбиваются на 6 классов с убывающей (от первого к шестому) эффективностью освоения: I – высокодебитные залежи c извлекаемыми запасами более 30 млн.т; II – высокодебитные с запасами 3-30 млн.т; III – среднедебитные с запасами более 30 млн.т; IV – высокодебитные с запасами менее 3 млн.т; V – среднедебитные с запасами 3-30 млн.т; VI – среднедебитные с запасами менее 3 млн.т и все малодебитные. Залежи I и II классов классифицируются как высокоэффективные, III и IV как среднеэффективные, V и VI как низкоэффективные.

Результаты расчета структуры выявленных ресурсов нефти по предложенным показателям приводятся на рис.3, 4. Для залежей, частично входящих в пределы нераспределенного фонда недр, принадлежность к конкретному классу скоплений по крупности определялась с учетом суммарных ее запасов (т.е. запасов всех ее участков, независимо от того, находятся они в РФН или в НФН). При определении суммарных запасов класса учитывались запасы только тех частей залежей, которые находятся в НФН.

 

Рис.3. Распределение выявленных извлекаемых ресурсов нефти НФН по залежам разных размеров.

Как видно из полученных расчетов, наблюдается закономерное уменьшение количества выявленных залежей при переходе к более крупным классам скоплений (рис.3). Треть выявленных залежей НФН имеет запасы менее 1 млн.т. Из 307 нефтесодержащих залежей 261 классифицируются как мелкие по размерам. К классу крупных относятся 13 залежей, 7 из которых делятся между территориями распределенного и нераспределенного фондов недр и в результате запасы частей их, находящихся в НФН, для 6 залежей меньше нижней границы класса, к которому относится залежь в целом. Запасы нефти категорий ВС₁С₂ НФН практически поровну распределены между тремя классами залежей по размерам (мелкими, средними и крупными).

Из разведанных запасов 46% связано с высокодебитными залежами, 47% — со среднедебитными, остальные – с низкодебитными залежами. По количеству преобладают низко-эффективные для освоения залежи (V и VI классы), в них сконцентрировано 54% выявленных ресурсов НФН (рис.4).

 

Рис.4. Распределение выявленных извлекаемых ресурсов нефти НФН по классам эффективности.

При изучении структуры выявленных запасов важное значение имеет расчет их распределения по глубинам или нефтегазоносным комплексам, а также ловушкам различного типа, что позволяет оценить запасы, наиболее подготовленные к промышленному освоению, и запасы, эффективное освоение которых возможно только с применением более совершенных технологий. Эту же цель преследует и классификация запасов по коэффициенту извлечения.

Распределение выявленных ресурсов НФН по нефтегазоносным комплексам существенно отличается от аналогичного для месторождений РФН и в целом для округа, где значительная часть открытых залежей и начальных запасов категорий АВС₁С₂ (71%) приурочена к неокомскому НГК. Для нераспределенного фонда недр характерна преимущественная приуроченность запасов нефти месторождений к юрским отложениям (67%) (рис.2). На 60 залежей неокомского НГК приходится 15% суммарных выявленных ресурсов мезозойско-кайнозойского осадочного чехла территории нераспределенного фонда недр.

Выявленные запасы в основном связаны с ловушками структурно-литологического (67%) и структурного (29%) типов.

Коэффициенты извлечения нефти (КИН) залежей НФН изменяются от 0.1 до 0.45. Для половины залежей КИН больше 0.25, на них приходится 65% выявленных ресурсов категорий ВС₁С₂ НФН.

Структура потенциальных и невыявленных ресурсов

В структуре начальных потенциальных ресурсов нефти нераспределенного фонда недр (рис.1) 89% составляют невыявленные ресурсы, в том числе 74% — нелокализованный прогноз (категории Д1+Д2), 15% — локализованный (категории С₃+Д₀). Для отдельных нефтегазоносных комплексов выявленность ресурсов (доля начальных потенциальных ресурсов, переведенных в запасы месторождений категорий АВС₁С₂), различна и изменяется от 5% в неокомском НГК до 18% в верхнеюрском.

При средней по площади НФН концентрации начальных потенциальных извлекаемых ресурсов нефти, составляющей около 50 тыс.т/км² (в РФН – 200 тыс.т/км²), распределение их как по разрезу осадочного чехла (нефтегазоносным комплексам), так и в плане территории неравномерно. Максимальные средние значения концентрации характерны для неокомского и баженовского НГК, минимальные – для верхнеюрского и сеноман-аптского. В сумме по отложениям осадочного чехла наиболее высокие плотности начальных потенциальных ресурсов отмечаются для участков Салымского и Сургутского нефтегазоносных районов (от 100 до 300 тыс.т/км²). В западном и восточном направлениях наблюдается уменьшение плотностей до минимума (в Березовском НГР около 1.5 тыс.т/км²). Достаточно значительны плотности начальных потенциальных ресурсов нефти в среднем по площади (50-80 тыс.т/км²) на территориях Красноленинского, Вартовского, Ляминского, Юильского, Варьеганского НГР в пределах НФН.

Из-за невысокой выявленности ресурсов нефти НФН дифференциация по площади и по объектам разреза плотностей невыявленных ресурсов практически такая же, как и для начальных потенциальных. Средняя по площади плотность невыявленных извлекаемых ресурсов нефти территории нераспределенного фонда недр для всего осадочного чехла составляет 43 тыс.т/км².

По нефтегазоносным комплексам потенциальные и невыявленные ресурсы распределены практически идентично. На отложения неокомского и нижне-среднеюрского НГК приходятся по 31% невыявленных ресурсов НФН, на баженовский – 19%, на верхнеюрский — 8%, на ачимовский – 6%, на сеноман-аптский – 5%.

Для каждого нефтегазоносного комплекса по методике, разработанной Шпильманом В.И. [1,2], производилась оценка структуры невыявленных ресурсов по принадлежности их к залежам различной крупности по величине запасов. Согласно этой методике расчет распределения невыявленных ресурсов осуществляется на основе прогноза структуры начальных потенциальных ресурсов и рассчитанной структуры выявленных ресурсов.

 

Рис.5. Структура невыявленных ресурсов нефти НФН по залежам разных размеров

Все выявленные и невыявленные залежизапасы которых в сумме равны потенциальным ресурсам данного объекта, представляют собой генеральную совокупность залежей (ГС). В настоящее время большинство исследователей признают, что распределение залежей в ГС аппроксимируется амодальной убывающей функцией. Математические модели описания такого распределения предложены В.И.Шпильманом (1971 и др.), А.Э.Конторовичем и В.И.Деминым (1977 и др.).

Для расчета структуры потенциальных ресурсов нефти территории НФН ХМАО по залежам различных размеров был использован установленный В.И.Шпильманом и Цзинь Чжи Цзинем [3] единый закон распределения залежей на различных стадиях освоения регионов. Выбор этого метода обусловлен тем, что полученные авторами формулы позволяют описать соотношение числа залежей различных классов по величине запасов как для бассейна в целом, так и для его отдельных частей – нефтегазоносных областей и нефтегазоносных комплексов.

Полученное распределение невыявленных залежей по размерам, определяемое как разность между структурой потенциальных и выявленных ресурсов, для каждого нефтегазоносного комплекса приведено на рис.5. В пределах НФН ХМАО наиболее значительные предполагаемые открытия – это 54 залежи с запасами более 30 млн.т, из которых: 1 прогнозируется в сеноман-аптском нефте-газоносном комплексе, 14 — в неокомском, 5 — в ачимовском, 12 — в баженовском, 7 — в верхнеюрском, 15 — в нижне-среднеюрском. Значительная часть залежей от общего количества прогнозируемых будет иметь запасы менее 10 млн.т каждая, на них приходится около половины (49%) невыявленных ресурсов нефти НФН; на залежи с запасами 10-30 млн.т — 19%, на крупные залежи с запасами более 100 млн.т – 14%.

В составе невыявленных ресурсов НФН по состоянию на 1.1.1999 г. оценку по категории С₃+Д₀имеют 967 объектов – перспективных ловушек, подготовленных к бурению по результатам сейсмических работ.

Существенно дифференцированный характер распределения перспективных ресурсов отмечается по нефтегазоносным комплексам (рис.2). Максимальная доля ресурсов нефти С₃+Д₀прогнозируется в нижне-среднеюрском НГК (44%). Далее по величине суммарных перспективных ресурсов следуют верхнеюрский и неокомский НГК, на которые приходятся, соответственно, 23% и 18% ресурсов С₃+Д₀ территории НФН. Вклад остальных нефтегазоносных комплексов в суммарные ресурсы локальных объектов менее значителен.

Наиболее крупные по размерам ловушки прогнозируются в нижне- и среднеюрских отложениях. В среднем по ресурсам, приходящимся на один локальный объект, ловушки НФН крупнее ловушек РФН. Оценку по категории С₃ имеют 800 ловушек, доля их ресурсов от суммарных перспективных по НФН составляет 80%.

Проведенный анализ структуры ресурсной базы нефти территории нераспределенного фонда недр ХМАО позволил установить основные закономерности в распределении выявленных и прогнозируемых залежей. Для рассматриваемой территории в целом и для отложений отдельных нефтегазоносных комплексов характерны меньшие концентрации потенциальных ресурсов и меньшие размеры выявленных и предполагаемых залежей. При этом значительная часть потенциальных и невыявленных ресурсов НФН приурочена к юрским, более глубоко залегающим горизонтам. В свою очередь залежи нижнеюрского комплекса преимущественно неструктурные, что усложняет процесс их опоискования и разведки.

Дальнейшее освоение значительной части территории перспективных земель ХМАО нераспределенного фонда недр потребует значительных затрат по сравнению с освоением более богатых территорий, в настоящее время находящихся в составе распределенного фонда недр. Именно поэтому научно обоснованный прогноз структуры невыявленных ресурсов толщ, залегающих на различных глубинах, приобретает первостепенное значение при выборе направлений поисковых работ, расчете их будущей эффективности и определении и разработке технологий их дальнейшего освоения.

Литература

1. Шпильман В.И. Количественный прогноз нефтегазоносности. -М.:-Недра.-1982.- 215 с.
2. Нестеров И.И., Шпильман В.И Теория нефтегазонакопления. -М.:- Недра.-1987.- 232 с.
3. Шпильман В.И., Цзинь Чжи Цзюнь. Закон распределения выявленных и невыявленных залежей нефти и газа по величине запасов.// Геология нефти и газа.-1993.-№11.-С.5-10.
4. Потеряев А.Г., Судат Н.В., Поповская В.Г. Ресурсная база нефтедобычи лицензионных участков АООТ “ЛУКОЙЛ-Когалымнефтегаз”.//Минеральные ресурсы России экономика и управление.- 1994. -№ 6. -С. 6-11.