В настоящее время нижнеюрские отложения на территории Западной Сибири представляют большой интерес для поиска залежей углеводородов в них. Нефтегазоносность данных отложений была доказана в 1976 году открытием уникального Талинского нефтяного месторождения, где из пластов Ю10-Ю11 были получены фонтанные притоки нефти дебитом до 250 м3/сут [2]. Многочисленные нефтегазопроявления нижнеюрских отложений, зафиксированные в разных районах Западной Сибири, доказывают их высокую перспективность.
Отложения нижней юры на территории Западной Сибири характеризуются сложным строением, которое выражено в большой изменчивости распространения коллекторов и их фильтрационно-емкостных свойств, а следовательно, существуют риски планирования геологоразведочных работ на данные отложения.
На рассматриваемом месторождении ЯНАО котухтинская свита состоит из нижней и верхней подсвит. Нижняя подсвита представлена двумя пачками: черничной в виде чередования песчаников, алевролитов и глин, серых с растительным детритом, тогурской — в виде глин темно-серых, слабобитуминозных. Верхняя подсвита (тоарский и ааленский ярусы) сложена в нижней части разреза песчаниками серыми, чередующимися с алевролитами и уплотненными глинами. В верхней части разреза выделяется радомская пачка глин, темно серых, иногда битуминозных с прослоями алевролитов [3].
Следует отметить, что отложения котухтинской свиты на территории Западной Сибири вскрыты единичными скважинами, но в этих скважинах получены признаки продуктивности данных отложений. На рассматриваемом участке отложения котухтинской свиты вскрыты тремя поисковыми скважинами. Важным критерием для поисков скоплений УВ является наличие в нижнесреднеюрском разрезе пространственно выдержанных, ритмично чередующихся глинистых и песчано-алевролитовых пород.
Геометризация залежей проводилась путем наложения на структурные каркасы по кровлям коллекторов условных подсчетных уровней, проведенных по последней замыкающей изогипсе с вероятностью 10 %, по первой замыкающей изогипсе с вероятностью 90 % и по изогипсе, осредненной между этими изогипсами. Поверхность условного подсчетного уровня в пределах одной залежи принята как горизонтальная. Выделенные ловушки можно подразделить на два типа — сводовые и сводовые нарушенные дизъюнктивами.
Выделение коллекторов производилось по комплексу геофизических методов с использованием прямых качественных и косвенных количественных признаков. За потенциальный коллектор приняты все интервалы, насыщенные по ГИС как «нефть» и «не ясно». Оценка характера насыщения во всех пропластках производилась по материалам ГИС, результатам испытаний и данным эксплуатации.
Рис. 1. Геометризация перспективных объектов по нефтенасыщенной части пласта Ю10
После геометризации залежей с учетом условных подсчетных уровней строились карты эффективных нефтенасыщенных толщин. Средневзвешенные эффективные нефтенасыщенные толщины в целом для пропластков находились как частное от деления объема нефтенасыщенных пород на площади соответствующих частей залежей.
Подсчетные параметры для Кп, Кн, КИН, θ, ρ были взяты по близрасположенным месторождениям-аналогам: Ярайнерскому и Северо-Варьеганскому, Верхне-Коликъеганскому. запасы нефти по пласту Ю10 которых числятся на государственном балансе. Данные месторождения находятся в переделах одной нефтегазоносной области. Рассматриваемое месторождение наряду с вышеупомянутыми месторождениями на палеогеографической схеме А. Э. Конторовича на время накопления котухтинской свиты (тоар-аален) находились в одной обстановке осадконакопления — аккумулятивной равнины.
Подсчет начальных геологических ресурсов нефти проводился объемным методом с использованием вероятностной оценки. Используя обоснованные выше подсчетные параметры по пласту Ю10, были подсчитаны начальные извлекаемые ресурсы нефти, которые представлены в таблице 1.
Таблица 1
Оценка ресурсов котухтинской свиты пласта Ю10
|
Пласт |
Вероятность |
F, тыс. м2 |
h, м |
Коэффициенты |
нефть, тыс. т. |
||||
|
m, д.ед. |
(1-Sw), д.ед. |
ρ, г/см3 |
1/b, д. ед. |
КИН, д.ед. |
НИЗ |
||||
|
Ю10 (в р-не скв.158р) |
P90 |
31381 |
6.40 |
0.12 |
0.48 |
0.77 |
0.63 |
0.11 |
1086.9 |
|
P50 |
33528 |
9.04 |
0.13 |
0.57 |
0.80 |
0.68 |
0.20 |
2283.6 |
|
|
P10 |
35822 |
12.77 |
0.14 |
0.63 |
0.81 |
0.71 |
0.27 |
3807.3 |
|
|
Pmean |
33573 |
9.37 |
0.13 |
0.56 |
0.79 |
0.67 |
0.20 |
2386.8 |
|
|
Ю10 (в р-не скв.198р) |
P90 |
35962 |
6.31 |
0.12 |
0.48 |
0.77 |
0.63 |
0.11 |
1270.6 |
|
P50 |
36812 |
11.33 |
0.13 |
0.57 |
0.80 |
0.68 |
0.20 |
3059.5 |
|
|
P10 |
37682 |
19.32 |
0.14 |
0.63 |
0.81 |
0.71 |
0.27 |
5951.2 |
|
|
Pmean |
36818 |
12.12 |
0.13 |
0.56 |
0.79 |
0.67 |
0.20 |
3382.2 |
|
|
Ю10 (в р-не скв.159р) |
P90 |
5514 |
3.66 |
0.12 |
0.48 |
0.77 |
0.63 |
0.11 |
128.4 |
|
P50 |
6959 |
7.52 |
0.13 |
0.57 |
0.80 |
0.68 |
0.20 |
371.1 |
|
|
P10 |
8784 |
11.45 |
0.14 |
0.63 |
0.81 |
0.71 |
0.27 |
715.9 |
|
|
Pmean |
7075 |
7.56 |
0.13 |
0.56 |
0.79 |
0.67 |
0.20 |
404.7 |
|
|
Ю10 (в р-не структур 4.1,4.2) |
P90 |
55115 |
6.15 |
0.12 |
0.48 |
0.77 |
0.63 |
0.11 |
1844.9 |
|
P50 |
58725 |
8.85 |
0.13 |
0.57 |
0.80 |
0.68 |
0.20 |
3910.1 |
|
|
P10 |
62572 |
12.72 |
0.14 |
0.63 |
0.81 |
0.71 |
0.27 |
6602.7 |
|
|
Pmean |
58798 |
9.21 |
0.13 |
0.56 |
0.79 |
0.67 |
0.20 |
4104.7 |
|
|
Ю10 |
P90 |
4392.5 |
|||||||
|
P50 |
9613.7 |
||||||||
|
P10 |
17076.5 |
||||||||
|
Pmean |
10278.4 |
||||||||
Далее оценим полученные запасы УВ с учетом геологических рисков. Целью анализа рисков геологоразведочных проектов является оценка вероятности открытия месторождения (залежи УВ) т. е. оценка вероятности геологической успешности — Pg [1]. Как правило, выполняется она субъективно. Оценка вероятности была проведена по методическим рекомендациям ПАО «НК-Роснефть».
Анализ геологического риска представляет собой анализ и количественную оценку критичных для формирования и сохранности залежи углеводородов факторов. Таким образом, и вероятность открытия месторождения УВ (Pg-величина, обратная риску) определяется [1]:
Pg = P1 * P2 * P3 * P4,
где P1 — вероятность существования природного резервуара, P2 — вероятность существования ловушки УВ, P3 — вероятностью заполнения ловушки углеводородами и P4 — вероятность сохранности залежи УВ.
Значение каждой составляющей мультипликативной величины Рg будет определяться качеством и полнотой геолого-геофизических данных, из чего вытекает адекватность геологической модели месторождения. По пласту Ю10 рассматриваемого месторождения имеются данные ГИС, данные 3Д сейсмики, описание керна. Можно сказать, что рассматриваемое месторождение характеризуется наличием кондиционных данных.
Вероятность существования резервуара — Р1 оценивается совместно для вероятности благоприятной обстановки накопления пород-коллекторов (Р1а) и для вероятности сохранения первичных коллекторских свойств в результате постседиментационных преобразований (Р1b).
В результате комплексного фациального анализа пласта Ю10 по данным геофизических исследований скважин на основе электрофациального анализа, данных изучения керна, а также с использованием сейсмических слайсов обстановка осадконакопления была принята континентальной. Перспективные участки распространения пород-коллекторов относятся к русловой субфации и межканальной субфации, представленной песками пойменных разливов. Согласно методическому пособию вероятность существования резервуара в данной обстановке равна в среднем 0,8.
Составляющая Р1b была принята равной 0,8 для смешанных коллекторов пласта Ю10 котухтинсокй свиты, который залегает на рассматриваемом лицензионном участке на глубине от 3334 до 3415 км.
Вероятность существования ловушки УВ (Р2) определяется произведением вероятности существования структуры замкнутого контура (Р2а) и вероятностью существования флюидоупора (Р2b).
Для пласта Ю10 характерны латеральная неоднородность скоростей, перспективные структуры нарушены разломами, которые выявлены 3Д сейсморазведкой, поэтому вероятность Р2а была принята равной 0,9.
В раннем тоаре после незначительной регрессии произошла самая большая трансрессия в нижней и средней юре, которая была проявлена формированием глинистого радомского горизонта, являющемся региональным флюидоупором. Таким образом, можно предполагать, что пласт Ю10 представлен неантиклинальными, тектонически экранированными ловушками, характеризующимися хорошим выдержанным по площади и разрезу флюидоупором. Параметр Р2b принят равным 0,8.
Вероятность заполнения ловушки углеводородами (Р3) может быть рассчитана как Р3=Р3а*Р3b, где Р3а — вероятность наличия нефтегазоматеринских толщ и их зрелости, Р3b– вероятность наличия благоприятных условий для миграции УВ в ловушки [1].
Наличие вероятной нефтематеринской толщи, зрелое ОВ, дельтовые условия с преимущественно гумусовым веществом предполагают оценить Р3а равным 0,8.
Предполагается, что в данном районе ловушка сформирована до начала миграции. Миграция — вертикальная с барьерами (Р3b=0.6).
Вероятность сохранности залежи Р4 в обстановке сжатия и появления разломов вторичной активизации принята равной 0,7.
Таким образом, величина геологической успешности равна 0,15, величина ей обратная — геологический риск согласно расчётам равен 0,85. Извлекаемые ресурсы с учетом геологического успеха с вероятностью Рmean cоставили 1541,76 тыс.т.
Таким образом, планирование геологоразведочных работ на отложения котухтинской свиты в настоящее время имеет большие риски, однако перспективность и величина ресурного потенциала данных отложений несомненно вызывает большой интерес для поиска залежей углеводородов.
Литература:
- Поляков А. А.,Мурзин Ш. М. Международный опыт анализа геологических рисков./А. А. Поляков. Нефтегазова геология. Теория и практика. — 2012. — Т.7. — № 4.
- Шемин Г. Г. Региональные резервуары нефти и газа юрских отложений севера Западно-Сибирской провинции./Г. Г. Шемин. Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН. — Издательство СО РАН, 2014. — 362 с.
- Сурков В. С. Нижне-среднеюрский комплекса Западно-Сибирской плиты — особенностиего строения и нефтегазоносность /В. С. Сурков, Л. В. Смирнов, Ф. Г. Гурари и др. //Геология и геофизика. Т. 45. — 2004. — С. 55–58.
