Перспективы нефтегазоносности нижне-среднеюрских отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты

Зайцев, Сергей Петрович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Перспективы нефтегазоносности нижне-среднеюрских отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Перспективы нефтегазоносности нижне-среднеюрских отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты"

На правах рукописи

0034Э0404

ЗАЙЦЕВ Сергей Петрович

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НИЖНЕ-СРЕДНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮГО-ВОСТОКА ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ПЛИТЫ (ВОСТОК ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ)

25.00.12 - геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

2 8ЯНВ?о?0

НОВОСИБИРСК, 2009

003490404

Работа выполнена в Федеральном государственном унитарном предприятии «Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья» (ФГУП «СНИИГГиМС»)

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук

Девятое Владимир Павлович

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,

профессор Москвин Валерий Иванович

кандидат геолого-минералогических наук Тищенко Виктор Михайлович

Ведущая организация: ОАО «ТомскНИПИНЕФТЬ», г. Томск

Защита диссертации состоится 24 декабря 2009 г. в 14 часов на заседании диссертационного совета К 216.014.01 в Федеральном государственном унитарном предприятии «Сибирский НИИ геологии, геофизики и минерального сырья» (ФГУП «СНИИГГиМС»)

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГУП «СНИИГГиМС».

Отзывы, заверенные печатью учреждения, в двух экземплярах просим направлять по адресу: 630091, г. Новосибирск, Красный проспект, 67, ФГУП «СНИИГГиМС», ученому секретарю диссертационного совета. Факс (383)-221-49-47 e-mail: geology@sniiggims.ru

Автореферат разослан 23 ноября 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геол.-минерал. наук

Е.А. Предтеченская

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Объектом исследования являются слабо изученные шараповский, на-дояхский, вымский, малышевский нефтегазоносные комплексы (НГК) нижней и средней юры юго-востока Западной Сибири (восток Томской области).

Актуальность работы. Томская область - один из крупных нефтегазодобывающих регионов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, в пределах которого более чем за 40-летнюю историю разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений на западе была создана хорошо развитая промышленная инфраструктура. Основные промышленные запасы углеводородов (УВ) сосредоточены в продуктивных пластах верхней юры. Вероятность открытия месторождений УВ в этих районах с относительно высокой геолого-геофизической изученностью невелика. В то же время восточные ее территории остаются практически не исследованными.

Для перспективного развития Томской области и поддержания устойчивого уровня добычи УВ необходимо открытие месторождений нефти и газа в слабо освоенных нефтегазоносных комплексах нижней и средней юры, особенно на недостаточно изученных территориях востока Томской области - правобережье реки Оби (прил. 1). Таким образом, актуальность исследований заключается в комплексном обосновании перспектив неф-тегазоносности нижне-среднеюрских отложений, для чего автором привлечены новые данные по результатам региональных сейсмических работ, бурения и испытаний параметрических скважин Восток-1, Восток-3 и Южно-Пыжинская 1, комплексных лабораторных исследований керна.

Цель работы - прогноз нефтегазоносное™ нижне-среднеюрских отложений восточной части Томской области и оценка их ресурсного потенциала с учетом результатов поискового, разведочного и параметрического бурения.

Основные задачи исследований:

• обосновать и провести апробацию основных параметров нефте-газоносности нижне-среднеюрских отложений;

• провести количественную оценку начальных суммарных геологических ресурсов углеводородов;

• выполнить оценку перспективных ресурсов первоочередных локальных объектов для постановки поискового бурения;

Фактический материал. В работе использованы результаты бурения 284 скважин, из которых 10- параметрические; электрокаротажные диаграммы (ГИС); результаты аналитических исследований керна, пластовых флюидов (нефти, пластовой воды и растворенного газа), полученных при испытании объектов; возрастные определения; опубликованные и фондовые источники, обобщенные лично автором в период работы с 1987 по 2009 год.

Основные защищаемые положения

1. Уточненная методика количественной оценки ресурсов УВ на локальных объектах. По сравнению с директивными документами, предлагаемая методика отличается применением упрощающих коэффициентов и авторских статистических поправок.

2. Структурные ступени (террасы) как основной перспективный объект на поиски залежей углеводородов в нижней и средней юре востока Томской области. Это выявлено автором при анализе ресурсной базы отдельных структурных элементов, в том числе по эталонным участкам. Ступени представляют собой пологие моноклинали, занимающие промежуточное положение между впадинами и сводами.

3. Авторский вариант уточненной количественной оценки начальных суммарных геологических ресурсов надояхского и шараповского НГК восточной части Томской области. Уточнены результаты оценки СНИИГГиМС 2001 года.

Научная новизна и личный вклад автора

• Уточнена методика количественной оценки перспективных ресурсов первоочередных локальных объектов в районе исследований. С использованием усовершенствованной методики произведена оценка Мартовской и Южно-Пыжинской ловушек.

• С учетом материалов сейсморазведочных работ и глубокого бурения впервые построены структурные карты по кровле надояхского и шараповского НГК Томской области и карты их кефтегазогеоло-гического районирования.

• Построены карты перспектив нефтегазоносности надояхского и шараповского нефтегазоносных комплексов.

• Выполнена количественная оценка начальных суммарных геологических ресурсов надояхского и шараповского НГК восточной части Томской области.

Практическая значимость

Количественная оценка начальных суммарных геологических ресурсов надояхского и шараповского НГК является основой для аргументированного планирования поисковых работ на востоке Томской области.

Предложенная методика оценки перспективных ресурсов локальных объектов позволяет выполнять подсчет ресурсов на локальных объектах до начала полномасштабных поисково-разведочных работ. Эта методика апробирована при выполнении количественной оценки на двух локальных объектах и дала положительные результаты.

По результатам количественной оценки начальных суммарных ресурсов УВ для восточной части Томской области выделены первоочередные объекты на проведение поисковых геологоразведочных работ - территории с высокой плотностью ресурсов углеводородов и локальные ловушки.

Публикации и апробация работы

ри (Томск, 2009). По теме диссертации опубликовано 11 печатных работ, из них 4 - в рецензируемых изданиях: две работы в журнале «Геология нефти и газа» (№ 1-2, 3-4, 1999) и две работы в журнале «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений» (№ 4, 2007; № 3, 2009); одна работа находится в печати. Основные результаты исследований изложены в семи фондовых отчетах ФГУП «СНИИГГиМС». Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, трех глав и заключения. Объем работы составляет 121 страницу, включая 13 таблиц и 43 рисунка. Список литературы включает 91 наименование.

Автор благодарит научного руководителя - доктора геол.-минерал. наук В.П. Девятова - за постоянное внимание, всестороннюю помощь. Особую благодарность выражает научному консультанту, кандидату геол.-минерал. наук А.Е. Еханину за консультации и творческие советы.

В процессе подготовки работы автор пользовался рекомендациями и консультациями сотрудников ФГУП «СНИИГГиМС» - Л.В. Смирнова, B.C. Старосельцева, О.В. Шигановой, ]В.И. ДёмиТш], |А.С. Фомичева], которым он искренне признателен. Большую помощь в обработке геохимических данных автору оказали специалисты ИХН СО РАН О.В. Серебренникова и H.A. Красноярова.

Автор также глубоко признателен за ценные рекомендации и советы сотрудникам ТФ ФГУП «СНИИГГиМС» Г.И. Тищенко, H.A. Брылиной, В.Е. Пешкову, Н.Л. Падалко.

В работе над созданием электронных версий рисунков, таблиц и оформлением диссертации неоценимую помощь автору оказали специалисты ФГУП «СНИИГГиМС» В.А. Мурзаева, Т.А. Степанова, С.С. Конкин, Ю.Л. Зайцева. Всем им автор искренне благодарен.

Глава 1. СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕННОСТИ ТЕРРИТОРИИ ИССЛЕДОВАНИЯ

Для решения поставленных задач были собрана, изучена и систематизирована имеющаяся геолого-геофизическая информация по территории работ. Максимально полное использование всех доступных материалов по данной проблеме в значительной мере определило достоверность полученной количественной оценки перспектив нефтегазоносности, представленной в работе. Перспективы нефтегазоносности, особенно для нижне-среднеюрских отложений востока Томской области, в разные годы оценивались неоднозначно. Первоначально территория правобережья реки Обь была отнесена к землям малоперспективным (Ростовцев, 1954). Эти выводы основывались на представлениях о «промытости» осадочного комплекса исследуемого района, об отсутствии ярко выраженных нефтематеринских толщ, хороших покрышек и низкой степени катагенеза органического вещества преимущественно гумусового типа. Это мнение нашло отражение в последующих оценках 1969, 1970,1972,1975,1979,1993,1997 годов (A.C. Фомичев, А.Э. Конторович, И.И. Нестеров и др.). В 1997 году в ФГУП «СНИИГГиМС» под руководством действительного члена РАН B.C. Суркова в результате детальных исследований юрского комплекса и выполнения количественной оценки начальных суммарных геологических ресурсов углеводородов был сделан вывод о перспектив-

ности нижней-средней юры востока Томской области. В 2005 году в ФГУП «СНИИГГиМС» под редакцией академика РАН B.C. Суркова вышла монография, где приведена количественная оценка и раздельный прогноз на нефть и газ нижней и средней юры Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, в том числе и Томской области (Гурари, Дёмин, Девятов и др., 2005).

В конце 90-х годов прошлого столетия в Институте нефти и газа СО РАН под руководством академика РАН А.Э. Конторовича была разработана программа региональных работ по изучению перспектив нефтегазоносности палеозоя в междуречье Енисея и Оби. Предусматривалось выполнение региональных сейсмических работ и строительство параметрических скважин. В рамках Программы пробурено три параметрических скважины: Вос-ток-1 и Восток-3 в Томской области, Восток-4 в Красноярском крае. Позднее, по предложению Томскнедра, на юго-востоке Усть-Тымской впадины пробурена параметрическая скважина Южно-Пыжинская 1, где из надояхского горизонта (пласт Ю15) получен приток пластовой воды с нефтью.

Несмотря на другие, хотя и единичные положительные результаты (первая нефть Западной Сибири была получена из нижней юры в Колпа-шевской скважине 2 и др.), вопрос о перспективах нефтегазоносности нижней-средней юры восточных территорий Томской области до сих пор остается открытым.

Геолого-геофизическая изученность

К настоящему времени на территории работ пробурено 284 скважины. Изученность глубоким бурением и геофизическими методами территории Томской области неравномерна. Изученность бурением восточных территорий составляет 0,6 м/км2. Плотность изученности сейсморазведкой в среднем 200-100 пог.м/км2. Пробуренные скважины в большинстве своем сосредоточены на положительных структурах, что не дает полного представления о составе и строении полных разрезов нижне-среднеюрских отложений и зоны контакта с доюрским основанием. Территории, характеризуемые наибольшей полнотой нижне-среднеюрского разреза, вскрыты единичными скважинами.

Глава 2. СОВРЕМЕННЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О СТРОЕНИИ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НИЖНЕ-СРЕДНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ

Фаииальное районирование

Томская область располагается в пределах двух фациальных областей: Обь-Тазовской переходной - распространена в наиболее прогнутых участках и характеризуется наибольшими мощностями нижней и средней юры (до 800-1000 м), морскими и солоноватоводными фациями и редукцией нижних ее горизонтов на поднятиях и Обь-Иртышской, занимающей возвышенные участки, где развиты в основном среднеюрские отложения преимущественно континентального генезиса. Мощность ниж-не-среднеюрских отложений 150-550 м (Казаков и др. 1995,1997).

Стратиграфия нижней-средней юоы

Изучение стратиграфии юрских отложений Западной Сибири началось с 50-х годов двадцатого века, с момента заложения первых глубоких

скважин на юге низменности. В ее изучении в разные годы приняли участие сотрудники многих научных и производственных коллективов, среди которых: В.Б. Белозеров, Ю.В. Брадучан, H.A. Брылина, Т.А. Веренинова, Ф.Г. Гурари, Е.Е. Даненберг, В.П. Девятое, А.М. Казаков, Ю.Н. Карогодин, А.Э. Конторович, О.Н. Костеша, А.И. Лебедев, Н.К. Могучева, А.Г. Мухер, A.A. Нежданов, И.И. Нестеров, J1.B. Ровнина, H.H. Ростовцев, В.Н. Ростовцев, Л.В. Смирнов, Г.М. Татьянин, Г.И. Тищенко и многие другие. В работе автор использовал современную стратиграфическую схему, утвержденную Решением МСК в 2003г. (Решение.., 2004).

Характеристика местных стратиграфических подразделений по горизонтам

Для нижне-среднеюрских отложений Томской области характерна смена обстановок осадконакопления с запада на восток, начиная от морских к континентальным и увеличение мощности в этом направлении. Разрез нижней юры представлен зимним и левинским, шараповским и китер-бютским горизонтами, надояхский и лайдинский горизонты - пограничные между нижним и средним отделами, выше следуют пары вымский и ле-онтьевский, малышевский горизонт и нижневасюганский подгоризонт. В региональном плане в парах перечисленных горизонтов нижний представлен преимущественно песчаными породами, верхний - преимущественно глинистыми. В соответствии с таким делением установлены и местные стратоны (снизу верх): урманская свита с тремя подсвитами, тогур-ская свита, салатская с двумя подсвитами, тюменская свита с тремя подсвитами и нижневасюганская подсвита, которая на востоке замещается нижней частью наунакской и тяжинской свит.

Нефтегазогеологические подразделения нижней-средней юры

Деление нижней-средней юры на две крупные толщи предопределяет расчленение ее на два нефтегазоносных надкомплекса: нижнеюрский и среднеюрский. В соответствии с литолого-стратиграфическим составом горизонтов, нижнеюрский надкомплекс состоит (по проницаемой части) из зимнего, шараповского и надояхского НГК. В среднеюрский надкомплекс входят вымский и малышевский НГК.

Внутри каждого резервуара выделяются перспективные песчаные пласты мощностью не менее 5 м, которые индексируются двумя буквами -от названия системы и стратиграфического горизонта (группа пластов зимнего горизонта - ЮЗ1-2, шараповского - ЮШ1-6, надояхского - ЮН^, вымского - ЮВ1.9, малышевского - K)Mi-s); порядок песчаных пластов внутри каждого горизонта обозначается цифрами сверху вниз. Для флюидо-упоров резервируются индексы нижележащего резервуара с нулевым индексом (левинский ЮЗо, китербютский ЮШо).

Тектоника

Тектоническое строение юго-восточных районов Западной Сибири полно изложено в работах Г.К. Боярских, В.В. Гребенюка, Ф.Г. Гурари, О.Г. Жеро, А.Э. Конторовича, В.Д. Наливкина, И.И. Нестерова, H.H. Ростовцева, М.Я. Рудкевича, Ф.К. Салманова, A.A. Смыслова, B.C. Старосельцева,

B.C. Суркова, B.M. Тищенко и др. В характеристике тектонического строения территории использована «Тектоническая карта юрского структурного яруса юго-востока Западной Сибири. Томская область и сопредельные территории» под редакцией В.А. Конторовича (Тектоника и нефтегазонос-ность... 2002),

Характеристика и распределение залежей и несЬтепроявлений УВ в нижне-среднеюрских отложениях

В западных районах Томской области открыто около шестидесяти залежей нефти, газа и конденсата на 45 площадях, частично не числящихся на балансах предприятий. Основная причина последнего - недо-разведанность залежей, которая обусловлена либо малыми размерами, либо низкими дебитами, а зачастую - неясным геологическим строением.

На 46 площадях в разрезе нижней средней юры выявлены нефте-проявления, из них на 39 площадях получены непромышленные (дебит менее 2 м3/сут) притоки нефти, газа и конденсата, на 7 площадях получены пленка нефти, нефте- и газонасыщенный керн. В диссертации приведена схема размещения залежей по НГК и площадям бурения.

Зона контакта выветрелых и дезинтегрированных пород фундамента и горизонтов нижней или средней юры составляют единую гидродинамическую систему, поэтому включены в состав единого нефтегазоносного комплекса. Основными нефтематеринскими породами, являются глинистые отложения нижней и средней юры и в первую очередь - региональные глинистые флюидоупоры, отличающиеся друг от друга величинами генерационного потенциала.

НесЬтегазогеологическое районирование нижне-среднеюрских отложений

В основу существующего нефтегазогеологического районирования нижней - средней юры положен структурно-тектонический признак как один из ведущих параметров, влияющих на распределение и формирование залежей УВ. Тектоническое районирование СНИИГГиМС 2001 года проведено на базе структурной карты по опорному отражающему горизонту На. Выделены крупные положительные структуры I порядка: мегавалы, валы, своды, выступы, куполовидные поднятия. В качестве отрицательных структур первого порядка выделены мегапрогибы, прогибы и впадины. Позднее выделены седловины и моноклинали, впервые на юго-востоке Западной Сибири выделены структурные ступени (Еханин, 2002), (прил.2). Структурные ступени представляют собой крупные пологие моноклинали на стыке впадин и сводов. Каждому тектоническому элементу соответствует самостоятельный нефтегазоносный район со своими особенностями и строением. Всего выделено 30 нефтегазоносных районов (НГР): Вартовский, Каймысовский, Мало-Юганский, Западно-Карайский, Пограничный, Колтогорский, Александровский, Чкаловский, Средне-Васюганский, Пудинский, Западно-Пудинский, Тымский, Парабельский, Бакчарский, Калгачский, Западно-Караминский, Пыль-Караминский, За-падно-Ажарминский, Ажарминский, Пайдугинский, Западно-Пайдугинский, Касский, Восточно-Пайдугинский, Владимировский, Восточно-Степанов-ский, Степановский, Белоярский, Пихтовый, Ярский, Тегульдетский.

Параметры оценки перспектив несЬтегазоносности

Для оценки перспектив нефтегазоносное™ (СНИИГГиМС, 2001 г) использовались четыре группы параметров: структурно-тектонический, фациальный, гидрогеологический и геохимический.

Структурно-тектонический параметр является основным, поскольку устанавливается как прямыми, так и дистанционными методами на локальном и региональном уровнях.

Литолого-фациальный параметр информативен на зональном и региональном уровне, базируется на анализе кернового материала, результатах интерпретации ГИС, анализе мощности и др.

Гидрогеологический параметр используется для деления территорий на перспективные и малоперспективные. Анализируется величина минерализации и химический состав пластовых вод, содержание растворенного в пластовой воде газа и его химического состава, суммарного содержания в растворенном в пластовой воде газе гомологов метана. Гидрологические показатели используются также для определения степени изолированности нефтегазоносных комплексов друг от друга.

Геохимические параметры (Сорг., Бхл., степень катагенеза ОВ) - их использование ограничено малым количеством определений по нижней-средней юре, поэтому применен для достаточно крупных территорий в виде экспертного поправочного коэффициента.

Начальные геологические ресурсы

Одна из последних оценок начальных геологических ресурсов УУВ нижней-средней юры по территории Томской области была проведена ФГУП «СНИИГГиМС» в 2001 году по малышевскому, вымскому, надоях-скому и шараповскому НГК (Геологическое строение и нефтегазонос-ность..., 2005). Исследования показали, что нижне-среднеюрские отложения являются перспективными объектами для постановки поисковых работ на нефть и газ, в том числе в восточных районах Томской области.

Для оценки ресурсов использовались эталоны, находящиеся как в пределах оцениваемой территории, так и на сравнительно близком расстоянии от неё в различных лито-фациальных и структурно-тектонических условиях. Территория развития нижне-среднеюрских отложений Томской области была поделена на 30 расчетных участков. Основными параметрами оценки являлись литолого-фациальный и структурно-тектонический. Геохимические параметры применялись только для оценки малышевского НГК. Гидрогеологические параметры использованы для оценки всех НГК в региональном плане и при делении территории на перспективные и малоперспективные земли. Получена следующие результаты.

Шараповский НГК. Начальные геологические ресурсы составили 3133 млн. тУУВ. К наиболее перспективным относены Западно-Ажарминский, Колтогорский, Пыль-Караминский, Западно-Пудинский, Вла-димировский НГР с удельными плотностями начальных суммарных геологических ресурсов УУВ 30-100 тыс.т/кв.км. НГК рассматривался совместно с зоной контакта с доюрским фундаментом.

Надояхский НГК. Начальные геологические ресурсы составляет 3037 млн. т УУВ. Удельная плотность начальных суммарных геологиче-

ских ресурсов УУВ в среднем от 5 до 50 тыс. т/кв. км. Низкая удельная плотность 0-3 тыс. т/кв. км характеризует восточные и южные НГР.

Вымский НГК - это наименее перспективный объект с общей оценкой 890 млн. т УУВ. Низкая оценка обусловлена неблагоприятными гидрогеохимическими параметрами. На ряде площадей не исключается наличие литологических окон и вертикальный переток мигрантноспособных УВ. Наиболее перспективные по начальным геологическим ресурсам Западно-Пудинский, Пудинский, Западно-Ажарминский, Пыль-Караминский, Пограничный и Бакчарский НГР, где плотность начальных геологических ресурсов составляет 5-30 тыс. т/кв. км.

Малышевский НГК. Оценка малышевского НГК составляет 2148 млн. т УУВ. Максимальные величины начальных геологических ресурсов сосредоточены в пределах Колтогорского (681 млн. т УУВ), Каймысовского (314 млн. т УУВ), Западно-Пудинского (2564 млн. т УУВ) и Тымского (133 млн. т УУВ) нефтегазоносных районов. Удельные плотности начальных геологических ресурсов для наиболее перспективных НГР равны 10-50 тыс.т/кв.км.

Суммарная оценка начальных геологических ресурсов нижне-среднеюрских НГК

Оценка начальных геологических ресурсов углеводородов нижне-среднеюрских нефтегазоносных комплексов Томской области (СНИИГ-ГиМС, 2001 гг.) составила 9207,6 млн. т УУВ (таблица 1).

Таблица 1

Геологические и извлекаемые ресурсы нефти, газа и конденсата

Нефтегазоносный комплекс Ресурсы, геол./извл.

нефти, млн. т газа раств., млрд. м3 газа свобод., млрд. м3 конденсата, млн. т углеводородов, млн. т. УУВ

Малышевский 1893.4 387,0 210,7 38,0 38,1 5,9 3,9 2148.1 467,0

Вымский 743.7 169,6 70.0 16,2 68,9 6^9 4,5 889.5 259,2

Надояхский 2319.2 537,1 492,8 105,8 182,5 42.3 26,6 3036,8 852,0

Шараповский 2431,2 488,1 428,5 85,7 227,9 45,6 29,3 3133,2 831,0

Итого 7387,5 1581,8 1202,0 245,7 517,4 100,7 64,3 9207.6 2409,2

Извлекаемые ресурсы углеводородов нижне-среднеюрских отложений оцениваются в 2,4 млрд. т УУВ. Только по нефти ресурсы предположительно равны 1,5 млрд. т. Из них 2/3 ресурсов - около 1 млрд. т. поровну распределены между надояхским и шараповским НГК. Коэффициент разведанности ресурсов нижне-среднеюрских отложений Томской области (отношение запасов промышленной категорий и накопленной добычи к начальным суммарным ресурсам) составляет 7,5 %. 92,5% ресурсов отнесены к категориям перспективных и прогнозных, вместе взятых. Эта же пропорция справедлива и для извлекаемых ресурсов нефти, газа и конденсата.

Глава 3. УТОЧНЕНИЕ КОЛИЧЕСТВЕННОЙ ОЦЕНКИ РЕСУРСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ

Методика количественной оценки начальных геологических ресурсов углеводородов

Количественная оценка начальных геологических ресурсов углеводородов в диссертации, как и ранее (СНИИГГиМС, 2001г.), выполнена методом внутренних геологических аналогий (МВА). Применение метода МВА основано на использовании эталонных участков (ЭУ). Это участки с хорошо изученной литологией, фациями, геохимией рассеянного органического вещества, структурой, строением залежей с промышленной оценкой запасов нефти, газа, конденсата и подсчитанной плотностью ресурсов. Характеристика эталонных участков и оценка нефтегазоносных комплексов выполнена по одним и тем же параметрам: структурно-тектоническому, литолого-фациапьному, геохимическому и гидрогеологическому.

Для оценки плотности ресурсов УУВ на подсчетном участке (ПУ) выбирался эталон, плотность ресурсов УУВ, полученная на эталонном участке (ЭУ) q3s, переносилась на территорию подсчетного участка путем умножения ее на коэффициент аналогии Ка, отражающий степень сходства перспектив нефтегазоносности эталонного и расчетного участков.

Коэффициент аналогий - это отношение среднего значения каждого критерия на ПУ к среднему значению этого же критерия на ЭУ.

Суммарные ресурсы углеводородов в пределах каждого отдельно взятого ПУ оцениваются произведением плотности ресурсов на площадь участка. В общем виде формула количественной оценки начальных геологических ресурсов УУВ имеет вид: cfs = g% • ка, где

tfs - удельная плотность углеводородов на расчетном участке, Я** ~ удельная плотность углеводородов на эталонном участке, ка - коэффициент аналогии расчетного и эталонного участка, рассчитываемый как Ка = Кстр ■ Кфац • Кгеох • К гидр, ГДв:

Кстр, Кфац, Кгеох, Кгидр - поправочные коэффициенты для структурного, фа-циального, геохимического и гидрогеологического параметров.

Методика оценки перспективных ресурсов УВ локализованных объектов Для оценки локальных объектов предложен метод оценки перспективных ресурсов УВ. Использование его позволит минимизировать экономические потери. Существующая оценка перспективных ресурсов нефти в ловушках выполняется с применением объемной формулы, используемой при подсчете запасов промышленных категорий:

Qr = S • h3 • кп ■ кн • ку • р (1)

где Qr - геологические запасы, тыс. т; S площадь нефтеносности; Иэ - эффективная нефтенасыщенная толщина, м; кп - коэффициент пористости, доли ед.; кн - коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.; ку - пересчетный коэффициент усадки нефти, доли ед.; р - плотность нефти, г/см3.

Задавая значения Из, кп, кн, ку и р, по аналогии с открытыми залежами, и умножая на площадь оцениваемой ловушки, производится подсчет ресурсов категории Сз. Расчет по замыкающей изогипсе означает, что оцениваемая ловушка заполнена до замка, хотя это не всегда под-

тверждается. Известно, что подтверждаемость бурением оценки перспективных ресурсов категории Сз составляет 30 % (Методическое руководство..., 2000). Ошибки расчетов могут заключаться не только в определении площади прогнозируемой залежи, но и в определении других составляющих формулу компонентов.

Проведенный соискателем расчет по открытым залежам в нижне-среднеюрских отложениях показал, что произведение кп • кн • ку • р колеблются от 0,05 до 0,07, в среднем составляя величину 0,06 (табл. 2).

Таблица 2

Параметры пласта и качественная характеристика нефти нижнесредне-

юрских залежей

(по Государственному балансу запасов Томской области за 2008 г.)

Месторождения Пласт Открытая пористость к„, доли ед. Пересчетный коэфф. ку, доли ед. Плотность нефти В, гр/см Нефтена-сыщен-ность кн, доли ед. Кол-во нефти на единицу объема кп ■ ку • кн • [3, г/см3

Арчинское Ю14-15 0,153-0,160 0,729 0,874 0,613-0,62 0,06

Калиновое Ю7 0,12 0,81 0,798 0,6 0,05

Нижнетаба-ганское Ю2 0,15-0,18 0,88 0,85 0,65-0,54 0,07

Юз 0,15-0,18 0,7 0,8590,88 0,65 0,07

Герасимов-ское Ю7 (юж. уч.) 0,14 0,8 0,888 0,6-0,75 0,07

Ю? (сев. уч.) 0,13-0,14 0,74 0,839 0,65-0,68 0,06

Ю„ 0,14 0,77 0,877 0,6 0,06

Ю» 0,16 0,77 . 0,853 0,5-0,62 0,06

Ю„ 0,15 0,77 0,852 0,5-0,67 0,06

Ю12 0,14 0,77 0,868 0,5-0,64 0,05

Лугинецкое Ю2 0,174 0,613 0,828 0,57 0,05

Майское Ю14-16 0,13 0,8 0,797 0,6 0,05

Советское ЮВг 0,17 0,746 0,842 0,73 0,07

Западно-Карайское ю« 0,13 0,88 0,819 0,7 0,06

Юв 0,09 0,88 0,819 0,58 0,05

Широтное Ю,э 0,14 0,8 0,863 0,62 0,06

Кулгинское Юз 0,16 0,87 0,871 0,55 0,07

Юв 0,15 0,87 0,871 0,53 0,06

Смоляное ю, 0,17 0,8 0,87 . 0,55 0,07

Солоновское Ю14 0,12 0,77 0,805 0,5 0,04

Вартовское юв 0,19 0,8 0,819 0,55 0,07

Произведением количества углеводородов в единице объема залежи на площадь залежи и эффективную нефтенасыщенную толщину получают запасы или перспективные ресурсы оцениваемой ловушки.

Исходя из вышеизложенного, предлагается определять величину геологических ресурсов в ловушке, заполненной до замка, по формуле (2): Ог.лок = вл • Ьэ • К (2)

где Ог.лок - геологические ресурсы ловушки; Бл - площадь оцениваемой ловушки; Иэ - эффективная нефтенасыщенная толщина; К - произведе-

ние кп • кн • ку • р, равное величине, близкой к значению 0,06 (усредненный коэффициент) - введен для упрощения расчета.

Ловушкой для нефти и газа могут быть различные структурные элементы. В пределах приподнятых зон таким объектом может быть куполовидное поднятие и даже мегавал. Заполнение ловушек напрямую зависит от количества генерированных углеводородов ("богатства" объекта на определенной территории).

Оценка перспективных запасов локальных ловушек обосновывается прогнозной оценкой территорий, на которых они находятся. На территориях с высокой плотностью ресурсов, следует ожидать крупные залежи углеводородов, в пределах территорий с низкой оценкой более вероятно открытие мелких залежей.

По формуле (2) определяются геологические ресурсы в ловушке. Перемножением плотностной оценки территории (q в тыс. т/км2) на площадь нефтесбора (Sh в км2) получается максимальное количество углеводородов (Олок.), попавших в оцениваемую ловушку по формуле (3):

Олок. = q • Sh (3)

Сопоставляя величину Ог.лок с Олок., можно давать интервальную оценку, либо выбирать одну из оценок локальной ловушки, лимитируя ее емкостью ловушки.

Предлагаемый методический прием количественной оценки перспективных ресурсов локальных объектов разработан совместно с А.Е. Еханиным (Еханин, Зайцев, 2007) и для территории Томской области применен впервые.

Модификация параметров количественной оценки начальных суммарных геологических ресурсов

Результаты бурения параметрических скважин Восток-1, Восток-3 и Южно-Пыжинская 1, внесли определенные коррективы в оценку перспектив восточных земель Томской области. Бурением параметрических скважин доказаны достаточно высокие перспективы нижнеюрских отложений и зоны их контакта с породами доюрского фундамента. Возникла необходимость переоценки ресурсов нижней юры с учетом результатов бурения параметрических скважин. Используя материалы выполненных сейсмических работ и данных глубокого бурения, диссертантом построены структурно-тектонические карты по кровле надояхского и шараповского НГК. На картах выделены крупные элементы: валы, своды, седловины, структурные ступени (террасы), моноклинали и впадины. Обособлены зоны выступов фундамента, нанесены открытые залежи нефти и газа и границы выделенных эталонных участков. (ЭУ). По гидрохимическим данным (Геологическое строение..., 2005) на картах проведена граница перспективной территории, подлежащей количественной оценке.

На основе вышеозначенных структурно-тектонических карт построены карты нефтегазогеологического районирования надояхского НГК и шараповского НГК с указанием подсчетных участков (ПУ). За подсчет-ные участки (ПУ) приняты нефтегазоносные районы. Построенные карты являются основой при выполнении количественной оценки начальных суммарных геологических ресурсов УВ.

Основными параметрами оценки объекта исследований, так же, как и ранее, являются структурно-тектонические, литолого-фациальные, геохимические и гидрогеологические группы параметров. Все упомянутые параметры находятся в тесной взаимосвязи друг с другом. Ниже рассмотрена роль каждого структурного элемента в аспекте накопления, сохранности и преобразования ОВ в углеводороды, дальнейшей латеральной миграции и последующей аккумуляции УВ в ловушках.

Структурный параметр

Впадины и прогибы обладают наилучшими условиями для осадко-накопления ОВ аквагенного типа и его сохранности. Аквальные условия предопределяют выдержанность песчаных пластов и их глинистых покрышек по латерали. Кроме того, впадины, за счет постоянного погружения, отличаются повышенным катагенезом ОВ. Геохимические исследования свидетельствуют о преобразованное™ ОВ надояхекого НГК до значений Яо более 76, что соответствует начальной стадии интенсивного нефтеобразования МКг (главная фаза нефтеобразования - ГФН). Территории впадин и прогибов рассматрены как основные зоны нефтегазообра-зования.

Моноклинали - транзитные зоны углеводородов из впадин в приподнятые участки рельефа. Крупные моноклинали в зоне выклинивания юрских отложений отнесены к малоперспективным на обнаружение залежей углеводородов.

Структурные ступени (террасы) представляют собой пологие моноклинали, насыщенные антиклинальными и неантиклинальными ловушками. Фациальный облик этих элементов предопределяет низкую выдержанность песчаных пластов, что способствует образованию тупиковых зон и всякого рода неструктурных ловушек УВ. Структурные ступени рассматриваются как одни из наиболее перспективных объектов поисковых работ на нефть и газ. Их перспективность обусловлена тем, что они заполняются первыми на пути латеральной миграции УВ. На территориях интенсивного поиска залежей в пределах сводов, валов и седловин, где основные открытия уже завершены, поисковые объекты в переделах структурных ступеней выходят на первый план. Анализ открытий залежей нефти и газа в пределах каждого структурного элемента в отложениях нижней-средней юры приведены в таблице 3. Данные таблицы наглядно показывают практически равное количество открытых залежей в нижне-среднеюрском НГК как на сводах, так и в пределах структурных ступеней на территории Ханты-Мансийского АО-Югра и Томской области.

Седловина - полузакрытая система, представленная промежуточными фациальными характеристиками между аквагенным и терригенным типом органического вещества, и более низкими катагенетическими преобразованиями захороненного РОВ. Образование средних и крупных залежей обусловлено латеральным подтоком УВ в ловушки из питающих впадин.

Своды, валы и группы куполовидных поднятий наиболее перспективные объекты на обнаружение залежей УВ, т.к. в структурном отношении относятся к закрытой системе. Однако, нижне-среднеюрские отложе-

ния переходной и континентальной фациальных зон рассматриваемой территории характеризуются слабой проницаемостью песчаных пластов затрудняющих латеральную миграцию УВ, наличием литологических окон. Это обстоятельство, наряду с существующей разбуренностью сводов, ставит под большое сомнение перспективы. Оценка таких площадей должна происходить с учетом всех специфических условий накопления, преобразования ОВ и дальнейшей миграции УВ.

Таблица 3

Распределение залежей нефти и газа в нижне-среднеюрских отложениях _по различным структурным элементам __1

Территория Мегавалы, валы, своды и отдельно расположенные куполовидные поднятия Седловины Структурные ступени Структурные носы, моноклинали, мегавпадины

Ямало-Ненецкий АО 27 4 10 -

Ханты-Мансийский АО и юг Тюменской области 41 4 48 1

Омская и Новосибирская области 1 - 2 -

Томская область 17 - 20 1

Всего по Западной Сибири 86 8 80 2

Каждому структурному элементу, диссертантом присвоен эмпирический поправочный коэффициент: мегавалы, валы, своды и отдельно расположенные куполовидные поднятия -1; седловины - 0,8; структурные ступени, террасы - 0,6; структурные носы, выступы и моноклинали - 0,4; мегапрогибы, впадины, прогибы и желоба - 0,2.

Литолого-Фаииальный параметр

Для более качественного использования литолого-фациальных параметров автором предлагается классификационная модель резервуаров и покрышек по их значимости (табл. 4).

Таблица 4

Классификационная модель накопления осадочных пород и органического

вещества

Область седиментации 1. Качество коллек- торов 2. Выдержанность песчаных пластов Качество глинистых покрышек 1. Накопление Сорг. 2. Сохранность Сорг. Поправочный коэффициент

М - море, глубокая часть шельфа 1.отсортированные 2. выдержанные однородные, выдержанные 1. низкое 2. хорошая 1

ММ - море, мелкая часть шельфа и прибрежная зона 1. отсортированные 2. выдержанные возможны песчаные линзы 1. высокое 2. хорошая 1

ПВ - подводная возвышенность, временами 1. хорошая отсорти-рованность среднего качества 1. высокое 2. плохая 0,5

осушавшаяся 2. слабо выдержанные

РП - равнина прибрежно-морская в зоне неустойчивого положения береговой линии 1. плохая сортировка 2. слабо выдержан- ные неустойчивые 1. низкое 2. плохая 0,5

Д - дельта 1. высокие емкостно-фильтрационные свойства неустойчивые 1. низкое 2. плохая 1

ОС - островная часть шельфа 1. сортировка низкая 2. слабо выдержан- ные неустойчивые 1. низкое 2. плохая 0,5

СО - островная суша с неустойчивым положением береговой линии 1. сортировка низкая 2. слабо выдержан- ные неустойчивые 1. низкое 2. плохая 0,1

Л - лагуна 2. выдержанные пласты однородная покрышка 1. высокое 2. хорошая 1

А - аллювиальная равнина 2. невыдержанные пласты неустойчивые 1. низкое 2. плохая 0,1

АОБ - аллювиально-озерно-болотная равнина 1. средней выдержанности 2. средней сортировки однородная покрышка 1. высокое 2 .хорошая 0,8

Конкретная модель предлагается для оценки нижнеюрских пород, образованных в результате разрушения выступов фундамента. В ранее построенные литолого-фациальные схемы надояхского и шараповского резервуаров внесены изменения с учетом результатов бурения параметрических скважин Восток-1, Восток-3 и Южно-Пыжинская 1.

Гидоогеологические параметры

Используемый комплекс гидрогеологических параметров нефтега-зоносности нижне-среднеюрских отложений для проведения количественной оценки ресурсов УВ остается неизменным, эти материалы представлены во второй главе диссертации.

Геохимические параметры

При выполнении количественной оценки УВ-ресурсов использовались два основных геохимичеких показателя: содержание ОВ на породу (Сорг) и степень катагенетической преобразованности органического вещества (Ва). Ииспользованы лабораторные определения, выполненные в ИХН СО РАН (О.В. Серебренникова) и ФГУП «СНИИГГиМС» (А.С. Фоми-чев). Опираясь на полученные материалы, автором построена карта катагенетической преобразованности ОВ по кровле нижнеюрских отложений с обозначением главной зоны нефтегазообразования (ГФН) МКг и зоны начала и прогрессивного развития процессов нефтеообразования МК1. Пло-

щади развития ГФН рассматриваются как перспективные и подлежащие первоочередной количественной оценке ресурсов.

Количественная оценка начальных суммарных геологических ресурсов углеводородов востока Томской области

Для выполнения оценки ресурсов автором по прежней методике (СНИИГГиМС, 2001) построены карты нефтегазогеологического районирования надояхского и шараповского НГК. Нефтегазоносные районы приняты за подсчетные участки (ПУ), границы территорий с интенсивной генерацией УВ делят некоторые ПУ на подучастки (ПУа, ПУб и т.д.).

Надояхский нефтегазоносный комплекс

При оценке надояхского НГК использовались три эталонных участка (ЭУ): Пудинский (ЭУ1) - относится к структурному элементу сводового поднятия; Западно-Пудинский (ЭУ2) - соответствует структурной ступени и Речной (ЭУЗ) - относится к впадине. Плотность ресурсов УУВ на эталонах свидетельствуют, что эталон «свод» - Пудинский (ЭУ1) имеет плотность геологических ресурсов 7,9 тыс. т/км2, эталон «структурная ступень» -Западно-Пудинский (ЭУ2) охарактеризован удельной плотностью ресурсов 29,6 тыс. т/км2, а эталон «впадина» - Речной (ЭУЗ) имеет плотность ресурсов 3,8 тыс. т/км2.

Впадина является основным генератором УВ, питает соседние возвышенные участки. Структурные ступени, являясь промежуточным структурным элементом между впадиной и сводом, «улавливает» часть мигрирующих УВ, а сводовой части достаются все оставшиеся объемы мигран-тоспособных углеводородов. В данной ситуации свод является «недоза-полненным». Качественные и количественные характеристики ресурсов каждого структурного элемента в классическом виде находятся в иерархической соподчиненности по следующей цепочке от «бедного» элемента к «богатому»: впадина - моноклиналь - структурная ступень - седловина - свод, что соответствует антиклинальной теории. В данном случае, опираясь на данные об эталонах, можно утверждать, что территория Томской области по надояхскому НГК сравнительно «бедная», и сводовые части являются менее перспективными, чем его склоны.

Составлена таблица подсчетных параметров ресурсов УВ (табл. 5). В таблице сведены данные о геохимических, структурных и фациальных характеристиках (коэффициентах аналогии) каждого подсчетного участка (ПУ), приведены величины ресурсов эталонных участков (ЭУ), принятых для расчета ресурсов на подсчетных участках (ПУ). В соответствии с принятой методикой произведен расчет количества прогнозных запасов надояхского НГК по каждому подсчетному участку (ПУ) (табл. 6).

Оценка начальных суммарных геологических ресурсов надояхского НГК равна 1372 млн. т УУВ. Эта оценка ниже предыдущей оценки на 59 млн. т УУВ. По оценке 2001 года суммарные геологические ресурсы для восточной части Томской области составляли 1431 млн. т УУВ.

По результатам количественной оценки ресурсов построена карта перспектив нефтегазоносности надояхского нефтегазоносного комплекса (прил. 3).

Таблица. 5

Оценочные параметры подсчетных участков надояхского НГК

Наименование подсчет-ного участка (ПУ) Наименование эталонного участка (ЭУ) Плотность ресурсов на ЭУ, тыс. т/км2 Коэффициенты аналогий между ЭУ и ПУ Средний коэффициент аналогии Расчетная плотность ресур. на ПУ, тыс. т/км2

фаци-альный тектонический геохимический

Западно- Пудин- ский а б Западно- Пудин- ский 29,6 1 1 0,7 1 0,3 1 0,2 30 6

Пудин-ский а б Пудин-ский 7,9 1 1 1 1 8

Бакчар-ский Речной 3,8 1 1 1 1 4

Крылов-скаий а б Западно- Пудин- ский 29,6 1 1 1 0,3 1 0,3 30 9

Соболиный а б Западно- Пудин- ский 29,6 1 0,8 М 0,8 1 0,3 М 0,2 24

Нарым-ско-Пара-бельский а б Западно- Пудин- ский 29,6 1 0,6 1 1 0,5 1 0,3 30 9

Усть-Тымский а б в Речной 3,8 1 1 1 1 4

Чкалов-ский а б Западно- Пудин- ский 29,6 1 1 0,5 1 М 1 15 30

Линейный а б Западно- Пудин- ский 29,6 М 1 02 0,7 Л 0,3 М 0,2 18 6

Пыль- Карамин- ский Пудин-ский 7,9 1,0 1,0 0,1 0,1 1

Западно-Ажармин-ский Западно- Пудин- ский 29,6 0,8 0,7 0,1 0,06 2

Ажармин-ский Пудин-ский 7,9 0,8 1 0,1 0,8 6

Пайду-гинский Пудин-ский 7,9 1 1 0,1 0,1 1

Пыжин-ский а б Западно- Пудин- ский 29,6 1 1 0,5 1 0,5 30 15

Касский а б Западно- Пудин- ский 29,6 1 1 0*5 1 0*5 1 15 30

Восточно-Пайду-ги некий Речной 3,8 1 1 1 1 4

фаци-альный тектонический геохимический

Ингузет-ский Пайдугин-ский 7,9 1 1 1 1 8

Вездеходный Пайдугин-ский 7,9 1 0,4 1 0,4 3

Восточный а б — — 1 0 1 0,3 0 0

Пихтовый а б — — 0,8 0 fij 1 0 0

Таблица 6

Расчет ресурсов надояхского НГК восточных районов Томской области

Наименование под счетного участка (ПУ) Принятая расчетная плотность ресурсов, тыс.т/км Площадь ПУ, тыс. км2 Ресурсы ПУ, млн тУУВ Всего по НГР

Западно-Пудинский а б 30 6 6431 3188 193 19 212

Пудинский а б 8 2247 1511 18 12 30

Бакчарский 4 3078 12 12

Крыловский а б 30 9 1890 3787 57 34 91

Соболиный а б 24 6 3205 6125 77 37 114

Нарымско-Парабельский а 6 30 9 5474 12955 164 117 281

Усть-Тымский а б а 4 14288 2532 976 57 10 4 71

Чкаловский а б 15 30 1906 2888 29 87 116

Линейный а 6 18 6 1756 1710 32 10 42

Пыль- Караминский 1 4155 4 4

Западно-Ажарминский 2 4695 9 9

Ажарминский 6 3346 20 20

Пайдугинский 1 3647 4 4

Пыжинский а б 30 15 2366 2757 71 41 112

Касский а б 15 30 5185 2950 78 89 167

Восточно-Пайдугинский 4 17259 69 69

Ингузетский 8 1776 14 14

Вездеходный 3 1219 4 4

Восточный а б 0 3258 9112 - -

Пихтовый а б 0 11342 1840 - -

Калгачский 0 4669 - -

Ярский 0 4156 - -

Всего 1372

Шараповский нефтегазоносный комплекс

Для шараповского НГК в Томской области выделяется один эталонный участок - Арчинский, расположенный в пределах Западно-Пудинской структурной ступени. В качестве дополнительного принят Се-веро-Варьеганский эталонный участок, находящийся в пределах восточных земель ХМАО-Югры.

Составлена таблица подсчетных параметров ресурсов УВ шараповского НГК (табл. 7). С использованием подсчетных параметров и в соответствии с принятой методикой произведен расчет количества прогнозных запасов шараповского НГК по каждому подсчетному участку (ПУ) (табл. 8).

Произведенная количественная оценка начальных суммарных геологических ресурсов шараповского НГК составляет 2059 млн. т УУВ. Эти данные выше предыдущей оценки на 69 млн. т УУВ. По оценке 2001 года суммарные геологические ресурсы шараповского НГК для восточной части Томской области составляли 1990 млн. т УУВ.

Таблица 7

Под счетный участок (ПУ) Эталонный участок (ЭУ) Плотность ресурсов на ЭУ, тыс. т/км2 Коэффициенты аналогий между ЭУ и ПУ Средний коэффициент аналогии Расчетная плотность ресурсов на ПУ, тыс. т/км2

фаци-альный тектонический геохимический

Западно- Пудин-ский а б Арчинский 58,3 1 1 1 1 1 0,1 1 0,1 58 6

Калгачский Арчинский 58,3 0,1 0,2 1 0 1

Бакчар-ский Арчинский 58,3 1 0,1 1 0,1 6

Крылов-ский а б Арчинский 58,3 1 0,5 1 1 1 0,5 58 29

Усть-Тымский Арчинский 58,3 1 0,1 1 0,1 6

Пыжин-ский а б Арчинский 58,3 1 1 1 1 1 0,3 1 0,3 58 18

Нарым- ско- Пара- а б Арчинский 58,3 1 0,6 1 1 1 0,1 1 0,1 58 6

Подсчет-ный участок (ПУ) Эталонный участок (ЭУ) Плотность ресурсов на ЭУ, тыс. т/км2 Коэффициенты аналогий между ЭУ и ПУ Средний коэффициент аналогии Расчетная плотность ресурсов на ПУ, тыс. т/км2

фаци-альный тектонический геохимический

вельский

Пихтовый а б Чкалов-ский ПУ надоях-ского НГК 4,0 М 1 <и 0,4 1 0,1 0,3 0,004 12

Соболиный а б Арчинский 58,3 0,5 1 1 1 0,1 0£ 0,05 29 3

Западно-Ажар-минский Арчинский 58,3 1 0,6 1 0,5 35

Касский Арчинский 58,3 1 1 1 1 58

Восточно- Пайду-гинский Арчинский 58,3 1 0,1 1 0,1 6

Ингузет-ский Северо-Варье-га некий 31,3 0,8 1 1 0,8 25

Вездеходный Северо- Варье- ганский 31,3 1 0,1 1 0,1 3

Восточный а б Чкалов-ский ПУ надоях-ского НГК 4,0 1 0^4 0,4 1 0,1 0,4 0,04 2

Таблица 8

Расчет ресурсов шараповского НГК восточных районов Томской области

Подсчетный участк (ПУ) Принятая расчетная плотность ресурсов, тыс. т/км2 Площадь ПУ Ресурсы ПУ, млн. т УУВ Всего по НГР

Западно-Пудинский а б 58 6 2426 3226 141 19 160

Калгачский 1 5751 6 6

Бакчарский 6 2324 14 14

Крыловский а б 58 29 4204 2140 244 62 306

Усть-Тымский 6 17098 103 103

Пыжинский а б 58 18 3788 414 220 8 228

Нарымско-Парабельский а б 58 6 7409 2694 430 16 446

Подсчетный участк (ПУ) Принятая расчетная плотность ресурсов, тыс.. т/км2 Площадь ПУ Ресурсы ПУ, млн. т УУВ Всего поНГР

Пихтовый а б 12 5264 7644 6 0 6

Соболиный а б 29 3 3326 3313 96 10 106

Западно-Ажарминский 35 3394 119 119

Касский 58 6895 400 400

Восточно-Пайдугинский 6 16606 100 100

Ингузетский 25 1939 49 49

Вездеходный 3 910 3 3

Восточный а б 2 6688 9165 13 0 13

Всего 2059

По результатам количественной оценки ресурсов построена карта перспектив нефтегазоносности шараповского нефтегазоносного комплекса (прил. 4).

Малышевский и вымский нефтегазоносные комплексы

Количественная оценка ресурсов УУВ малышевского и вымского НГК, с учетом результатов бурения параметрических скважин Восток-1, Восток-3 и Южно-Пыжинская 1, осталась без изменений. Данные по оценке малышевского и вымского НГК представлены во второй главе.

Оценка локальных объектов

Оценка перспективных ресурсов локальных объектов выполнена автором с использованием разработанной методики количественной оценки перспективных ресурсов локальных объектов, содержание которой представлено в начале главы. В качестве примера по этой методике оценены Ингузетское куполовидное поднятие и Южно-Пыжинская неантиклинальная ловушка, расположенные в восточной части Томской области.

Количественная оценка перспективных ресурсов УВ нижне-среднеюрских отложений Ингузетского КП

Ингузетское куполовидное поднятие (к.п.), расположенное в восточной части Владимировского свода является наиболее привлекательным объектом для поиска залежей УВ промышленного значения. В пределах Ингузетского КП автором выявлены перспективные ловушки на Няргинской, Мартовской и Восточно-Мартовской структурах. На первых двух велось поисковое бурение (скважина № 1 Няргинской площади и скважины 431 и 430 Мартовской площади), положительных результатов не получено.

Ингузетское к.п. по надояхскому НГК оценивается плотностью геологических ресурсов 8 тыс. т/км2.. Нижележащий шараповский НГК характеризуется плотностью УУВ 30 тыс. т/км2. По гидрогеологическим показа-

телям НГК представлены пластовыми водами хлоридно-натриевого типа с минерализацией выше 40 г/л. Тогурский флюидоупор, разделяющий НГК, характеризуется повышенной битуминозностью (Сорг. около 2 %). Пластовая температура превышает 90°С, что соответствует главной фазе нефтеобразования МКг.

С запада и юга к Ингузетскому КП примыкает обширная по размерам Восточно-Пайдугинская впадина, рассматриваемая как основной генератор нефти. В этом отношении Ингузетское КП находится в весьма благоприятном положении на пути латеральной миграции УВ в нижнеюрских комплексах. К наиболее перспективным объектам на обнаружение залежей УВ относится Восточно-Мартовская структура, имеющая размеры около 250 км2, амплитуду около 100 м по отражающему горизонту На. Прогнозируется наличие ловушек в надояхском и шараповском НГК. Возможно существование единой ловушки, осложненной в нижней своей части выступом фундамента.

Емкость ловушки рассчитывается по упрощенной объемной формуле (2). Геологические ресурсы ловушки, заполненной до замка, составляют: О г.лок = 250 х 5 х 0,06 = 75 млн. т, где

250 - площадь ловушки (км2),

5 - предлагаемая эффективная нефтенасыщенная мощность (м) (условная),

0,06 - пересчетный коэффициент.

Извлекаемые локализованные ресурсы при коэффициенте извлечения 0,3 составляют: О лок.изв = 75 х 0,3 = 22,5 млн. т.

Учитывая плотности ресурсов надояхского и шараповского НГК, равные соответственно 5-10 и 10-30 тыс. т/км2, и площадь нефтесбора ловушки, близкую к 2500 км2, плотность УВ для шараповского и надояхского НГК принята средней для обоих горизонтов и равной 30 тыс. т/км2.

Максимальное количество ресурсов УВ в одном перспективном объекте:

О лок = 30 тыс. т/км2 х 2500 км2 = 75млн. т

Извлекаемые: О лок.изв = 75 х 0,3 = 22,5 млн. т

В данном случае расчеты показывают, что ловушка заполнена до замка, и ее перспективные ресурсы относятся к категории Сз (Инструкция по применению классификации запасов месторождений, 1984 г.) и равны = 75/22,5 млн. т

На Восточно-Мартовской площади рекомендуется заложение поисковой скважины с проектной глубиной 3200-3500 м со вскрытием доюрских образований западней основного купола ловушки.

На Мартовской площади рекомендуется продолжить поисковое бурение. Поисково-оценочная скважина рекомендуется в пределах структурной ловушки.

Количественная оценка перспективных ресурсов УВ нижне-соеднеюрских отложений Южно-Пыжинской неантиклинальной ловушки

Скважина Южно-Пыжинская пробурена на одноименной НАЛ на западном борту Пыль-Караминского мегавала. НАЛ представляет собой два

вреза, разделенных перегибом в виде структурного носа. Амплитуда палео-вреза - 53 м. Приток пластовой воды с нефтью из надояхского НГК свидетельствует о том, что скважина Южно-Пыжинская 1 находится в зоне водо-нефтяного контакта (ВНК). Опираясь на результаты испытаний, аналитические исследования керна и пластовых флюидов параметрической скважины Южно-Пыжинская 1, автор выполнил оценку ресурсов по методике количественной оценке перспективных ресурсов локальных объектов.

Предполагаемая залежь нефти в Южно-Пыжинской ловушке по структурной карте отражающего горизонта 1а (низы аалена) оконтуривает-ся изогипсой -2840 м.

Оценка перспективных ресурсов выполнена по формуле Ог.лок = Бл • Иэ • К. (2)

Площадь предполагаемой залежи составляет 18,5 км2. Эффективная нефтенасыщенная толщина фэн) равна 4 м. Коэффициент количества углеводородов в единице объема в залежи К (кп ■ кн • ку • р) = 0,06. Ог.лок. = 4,5 млн. т., Олок.изв = 1,4 млн. т. Перспективные ресурсы УВ относятся к категории: Сз - 4,5/1,4 млн.т. (Инструкция по применению классификации запасов, 1984). Рекомендуется заложение поисково-оценочной скважины в центре предполагаемой залежи.

Заключение

В процессе проведенных исследований получены следующие основные результаты.

• Уточнена и усовершенствована методика количественной оценки перспективных ресурсов УВ локальных объектов в плане упрощения расчетов и уточнения поправочных коэффициентов для параметров неф-тегазоносности

• В качестве основных поисковых объектов обоснованы структурные ступени, которые в условиях исчерпания фонда крупных положительных структур являются наиболее перспективными на поиски углеводородов и обладают максимальными плотностями ресурсов УВ

• Уточнена количественная оценка начальных суммарных геологических ресурсов УУВ нижней юры, которая по надояхскому НГК составила 1372 млн. т, по шараповскому НГК - 2059 млн. т. По оценке, выполненной в «СНИИГГиМС» в 2001 году, ресурсы надояхского НГК уменьшились на 59 млн. т, а по шараповскому НГК ресурсная оценка увеличилась на 69 млн. Количественная оценка ресурсов УУВ малышевского и вымского НГК, с учетом результатов бурения параметрических скважин Восток-1, Восток-3 и Южно-Пыжинская 1, осталась без измененений относительно выполненной в «СНИИГГиМС» в 2001 году

• С использованием методики количественной оценки перспективных ресурсов углеводородов локальных объектов выполнена количественная оценка двух локализованных объектов: Восточно-Мартовского структурного и Южно-Пыжинского неантиклинального. Перспективные ресурсы УУВ на оцениваемых объектах составили для Восточно-Мартовской ловушки по категории Сз - 75/22,5 млн. т, для Южно-Пыжинской ловушки

по категории Сз- 4,5/1,4 млн. т. По результатам оценки ресурсов УУВ на перспективных объектах рекомендуется бурение поисковых скважин.

• Уточнены параметры литолого-фациальных критериев нефтегазоносное™, качества коллекторов, глинистых покрышек, выдержанности пластов, накопления и сохранности Сорг. В результате определены поправочные коэффициенты, примененные при количественной оценке ресурсов углеводородов;

• Впервые для Томской области автором составлены структурно-тектонические карты и карты нефтегазового районирования по шарапов-скому и надояхскому нефтегазоносным комплексам.

. С использованием результатов параметрического бурения и материалов геохимических исследований впервые построена карта катаге-нетической преобразованное™ органического вещества по кровле нижнеюрских отложений (надояхекий НГК) с картированием главной зоны неф-теобразования (МКг) и зоны начала и прогрессивного развития нефтеоб-разования МК1

• По рассчитанным автором плотностям ресурсов условных углеводородов построены карты перспектив нефтегазоносное™ надояхекого и шараповского нефтегазоносных комплексов, которые являются основой для первоочередных ГРР на востоке Томской области.

Список публикаций по теме работы

1. Гурари Ф.Г., Предтеченская Е.А., Зайцев С.П. Особенности формирования, размещения и перспективы нефтеносности среднеюрских песчаных пластов в Демьянском районе (Западная Сибирь) // Генетический формационный анализ осадочных комплексов фанерозоя и докембрия: Матер. 3-го Всеросс. литологич. совещ. - М.: Изд-во Моск. ун-та, 2003. -С. 379-382.

2. Девятое В.П., Еханин А.Е., Зайцев С.П. Геологические параметры юры восточных земель Томской области в связи с оценкой перспектив нефтегазоносное™ // Геологическое строение и нефтегазоносность отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты (Томская область): Сб. на-учн. тр. ФГУП «СНИИГГиМС». - Новосибирск, 2006. - С. 71-74.

3. Еханин А.Е., Зайцев С.П. Нефтегазогеологическое районирование и перспективы нефтегазоносности нижнеплитного комплекса Томской области // Горно-геологическое образование в Сибири. 100 лет на службе науки и производства: Материалы Международной научно-технической конференции, Томск, 10-15 сентября 2001. - Томск, 2001.

4. Еханин А.Е., Зайцев С.П. Перспективы нефтегазоносности мезозойских отложений восточных районов Томской области // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, 2007. - № 4. - С. 30-34.

5. Зайцев С.П. Особенности ранне-среднеюрского седиментогенеза на юге Западной Сибири // Проблемы осадочной геологии (изучение осадочных образований и экономика минерального сырья): Научные чтения

им. Ф.Ю. Левинсона-Лессинга. Международная конференция, Санкт-Петербург, 17-19 ноября 1998. - СПб., 1998.

6. Зайцев С.П. Развитие глинистых образований в ранней-средней юре на территории Томской области // Проблемы геологии и освоения недр: Труды 3-го Международного имени академика М.А. Усова научного симпозиума. - Томск, 1999 - С. 38-39.

7. Красноярова H.A., Серебренникова О.В., Зайцев С.П. Условия седиментации и катагенез рассеянного органического вещества нижней юры Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, 2009. - № 3. - С.11-17.

8. Нижне-среднеюрские отложения юга Западной Сибири (геохимия, гидрогеология, нефтегазоносность) / B.C. Сурков, A.M. Казаков, В.П. Девятое, Л.В. Смирнов, О.В. Шиганова, А.Е. Еханин, С.П. Зайцев и др. // Геология нефти и газа. -1999. - № 3-4. - С. 3-11.

9. Нижне-среднеюрские отложения юга Западной Сибири (стратиграфия, фациальное районирование / B.C. Сурков, A.M. Казаков, В.П. Девятое, J1.B. Смирнов, С.П. Зайцев и др. // Геология нефти и газа. - 1999. -№1-2.-С.22-32.

10. Продуктивные пласты средней юры Демьянского района Западной Сибири / Ф.Г. Гурари, Е.А. Предтеченская, С.П. Зайцев, В.А. Пустыль-ников // Проблемы стратиграфии мезозоя Западно-Сибирской плиты: Матер. к межведомств, стратиграф. совещ. по мезозою Зап.-Сиб. плиты: Сб. научн. тр. СНИИГГиМС. - Новосибирск, 2003. - С. 97-107.

11. Шиганова О.В., Девятое В.П., Зайцев С.П. Прогноз нефтегазо-носности юрских отложений юго-восточной части Западной Сибири на основе палеогидродинамических реконструкций // Томское отделение СНИИГГиМС: 30 лет на службе Томской геологии: Сб. научн. тр. / Под ред. В.Е. Пешкова, Н.Л. Падалко. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 2002. - С. 54-62.

Приложение 2. Карта структурно-тектонического районирования по кровле средней юры Томской области

( А.Е. Еханин, С.П. Зайцев, 2007 г.)

Граница района исследования

70 км

Структурные элементы

моноклинали, выступы структурные ступени седловины

мегавалы, валы, своды, куполовидные поднятия

| мегавпадины, впадины, прогибы, желоба

V \ X

Список нефтегазоносных районов:

I Западно-Ажарминский

11 -Касский

III Пыжинскнй

IV Нарымско-Парабельский

V Крыловский

VI Западно-Пудинский

VII -Соболиный 1

VIII Ингузетский

IX Восточно-П айдуги иски й

X Усть-Тымский

XI Бакчарскнй

XII Восточный

хпг Пихтовый

XIV -Калгачский

XV Вездеходный

XVI Колтогорский |

XVII Нюрольский

Приложение 4. Карта перспектив нефтегазоносное™ шараповского НГК восточных территорий Томской области

Составил С.П. Зайцев

Список нефтегазоносных районов:

I - Ажарминский

II - Вартовский

III - Александровский

IV - Пыль-Карами некий

V - Пай дуги некий

VI - Каймысовский

VII - Средневасюганский VIIÍ- Парабельский

IX - Пудинский

X - Ингузетский

XI - Вездеходный

XII - Западно-Ажарминский

XIII - Линейный

XIV - Малоюганский

XV - Соболиный

XVI - Касский

XVII - Пыжинскнй

XVIII - Нарымско-Парабельский

XIX - Чкаловский

XX - Западно-Пудинский

XXI - Крыло веки ¡i

XXII - Восточно-Пайдугинский

XXIII - Усть-Тымский

XXIV - Бакчарскнй

XXV - Колтогорский XXV« - K.opo-í-c »«и

XXVII- Восточный

XXVIII- Ярский XXIX- Пихтовый XXX - Калгачский

Приложение 3. Карга перспектив нефтегазоносности надояхекого НГК восточных территорий Томской области

Составил С.П. Зайцев

Подписано в печать 24.11.09. Формат бумаги 60x90/16. Уч.-изд. л. 1,75.

_Заказ 1681. Тираж 120 экз._

Отпечатано в СНИИГГиМСе. 630091, Новосибирск, Красный проспект, 67

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Зайцев, Сергей Петрович

ВВЕДЕНИЕ.б

1. СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕННОСТИ ТЕРРИТОРИИ ИССЛЕДОВАНИЯ.

1.1. Изученность сейсморазведкой.

1.2. Изученность глубоким бурением.

2. СОВРЕМЕННЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О СТРОЕНИИ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НИЖНЕ-СРЕДНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ.

2.1. Фациальное районирование.

2.2. Стратиграфия нижней-средней юры.

2.2.1. Характеристика местных стратиграфических подразделений по горизонтам.

2.3. Нефтегазогеологические подразделения отложений нижней и средней юры.

2.4. Тектоника.

2.5. Характеристика и распределение залежей и нефтепроявлений УВ в нижне-среднеюрских отложениях.

2.6. Нефтегазогеологическое районирование нижне-среднеюрских отложений.

2.7. Параметры оценки перспектив нефтегазоносности.

2.7.1. Характеристика применяемых параметров количественной оценки перспектив нефтегазоносности.

2.8. Начальные геологические ресурсы.

2.8.1. Шараповский НГК.662.8.2. Надояхский НГК.

2.8.3. Вымский НГК.

2.8.4. Малышевский НГК.

2.8.5. Суммарная оценка начальных геологических ресурсов нижне-среднеюрских

3. УТОЧНЕНИЕ КОЛИЧЕСТВЕННОЙ ОЦЕНКИ РЕСУРСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ.

3.1. Методика количественной оценки начальных суммарных геологических ресурсов углеводородов.

3.2. Методика оценки перспективных ресурсов УВ локализованных объектов.

3.3. Модификация параметров количественной оценки начальных суммарных геологических ресурсов.

3.3.1. Структурно-тектонических.79*

3.3.2. Литолого-фациальных.

3.3.3. Гидрогеологических.

3.3.4. Геохимических.

3.4. Количественная оценка начальных суммарных геологических ресурсов углеводородов восточных территорий Томской области.

3.4.1. Надояхский нефтегазоносный комплекс.

3.4.2. Шараповский нефтегазоносный комплекс.

3.4.3. Малышевский и вымский нефтегазоносные комплексы.

3.5. Оценка локальных объектов.

3.5.1. Количественная оценка перспективных ресурсов УВ нижне-среднеюрских отложений Восточно-Мартовской ловушки.

3.5.2. Количественная оценка перспективных ресурсов УВ нижне-среднеюрских отложений Южно-Пыжинской ловушки.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Перспективы нефтегазоносности нижне-среднеюрских отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты"

Диссертация является результатом многолетнего изучения автором юрских отложений на территории Томской области. За период работы по этой проблеме: отобран и описан керн по скважинам, собраны материалы ГИС, просмотрены дела скважин, составлен каталог скважин с результатами испытаний. В работе использовались результаты лабораторных исследований керна и пластовых флюидов. Начиная с 1987 года, соискатель принимает непосредственное участие во всех договорных работах, выполняемых отделом Геологии и нефте-газоносности Западной Сибири (ФГУП «СНИИГГиМС»), является автором глав и разделов в отчетах. С 2005 года - ответственный исполнитель по ряду договоров, связанных с промышленной оценкой запасов, прогнозных и потенциальных ресурсов УВ (Останинского лицензионного участка), по научному сопровождению параметрического бурения скважин Восток 1, 3, Южно-Пыжинская 1, по мониторингу геологического изучения, состояния и темпов освоения ресурсной базы юго-востока Западно-Сибирской плиты. Полученные материалы легли в основу данной диссертационной работы.

Объектом исследования являются слабо изученные шараповский, надояхский, вымский, малышевский нефтегазоносные комплексы (НГК) нижней и средней юры юго-востока Западной Сибири (восток Томской области).

Актуальность работы. Томская область - один из крупных нефтегазодобывающих регионов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, в пределах которого более чем за 40-летнюю историю-разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений на западе была создана хорошо развитая промышленная инфраструктура. Основные промышленные запасы углеводородов (УВ) сосредоточены в продуктивных пластах верхней юры. Вероятность открытия месторождений УВ в этих районах с относительно высокой геолого-геофизической изученностью невелика. В то же время восточные ее территории остаются практически не исследованными.

Для перспективного развития Томской области и поддержания устойчивого уровня добычи УВ необходимо открытие месторождений нефти и газа в слабо освоенных нефтегазоносных комплексах нижней и средней юры, особенно на недостаточно изученных территориях востока Томской области - правобережье реки Оби (рис.1). Таким образом, актуальность исследований заключается в комплексном обосновании перспектив нефтегазоносности нижне-среднеюрских отложений; для чего автором привлечены новые данные по результатам региональных сейсмических работ, бурения и испытаний параметрических скважин Вос-ток-1, Восток-3 и Южно-Пыжинская 1, комплексных лабораторных исследований керна.

Цель работы - прогноз нефтегазоносности нижне-среднеюрских отложений восточной части Томской области и оценка их ресурсного потенциала с учетом результатов поискового, разведочного и параметрического бурения. г территория исследования

Ямало-Ненець ий АО

Хан т bi-Ман си цский А О

Ханты-Мансийс!

I Тюменская I / область

Томск тс Kt t Новосибирская Омск. область

Новосибирск

Алтайский

Рис. 1 Обзорная схема территории работ Составил С.П. Зайцев

Основные задачи исследований:

• обосновать и провести апробацию основных параметров нефтегазоносности нижне-среднеюрских отложений;

• провести количественную оценку начальных суммарных геологических ресурсов углеводородов;

Фактический материал. В работе использованы результаты бурения 284 скважин, из которых 10 - параметрические; электрокаротажные диаграммы (ГИС); результаты аналитических исследований керна, пластовых флюидов (нефти, пластовой воды и растворенного газа), полученных при испытании объектов; возрастные определения; опубликованные и фондовые источники, обобщенные лично автором в период работы с 1987 по 2009 год. Основные защищаемые положения

Научная новизна и личный вклад автора

• Уточнена методика количественной оценки перспективных ресурсов первоочередных локальных объектов в районе исследований. С использованием усовершенствованной методики произведена оценка Восточно-Мартовской и Южно-Пыжинской ловушек.

• С учетом материалов сейсморазведочных работ и глубокого бурения впервые построены структурные карты по кровле надояхского и шараповского НГК Томской области и карты их нефтегазогеологического районирования.

•> Построены карты перспектив нефтегазоносности надояхского и шараповского нефтегазоносных комплексов.

Практическая значимость

Материалы, изложенные в диссертации, докладывались на Региональной конференции геологов Сибири, Дальнего Востока и северо-востока России (Томск, 2000), на Межведомственном стратиграфическом совещании по мезозою Западно-Сибирской плиты (Новосибирск, 2003), на чтениях, посвященных 80-летию со дня рождения Е.Е. Даненберга, "Проблемы и перспективы нефтегазоносности Томской области" (Томск, 2006), на Межрегиональной научно-практической конференции Проблемы и перспективы развития'минерально-сырьевой базы и предприятий ТЭК Сибири (Томск, 2009). По теме диссертации опубликовано 11 печатных работ, из них 4 - в рецензируемых изданиях: две работы в журнале «Геология нефти и газа» (№ 1-2, 3-4, 1999) и две работы в журнале «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений» (№ 4, 2007; № 3, 2009); одна работа находится в печати. Основные результаты исследований изложены в семи фондовых отчетах ФГУП «СНИИГ-ГиМС».

Структура и объем работы

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Зайцев, Сергей Петрович

Результаты исследования надояхского НГК

2963,0-2970,0м - получен приток пластовой воды с нефтью Q-2,4m3; Q,-2,1m'; Q„-0,3m'; Qr-13M3.

Тпл.-102°С. Газовый фактор - 5,4 м'/м3.

2992,0-2999,0м - (Зфил.бур.р-ра.- 0,13м3/сут. Тпл.-104°С.

3023,0-3039,0м - С>в-0,13м3/сут. Тпл. - 104°С.

Рис. 3.17. Оценка перспективных ресурсов Южно-Пыжинской площади надояхеь

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ Сейсмические профили МОГТ (05 - год отработки, 16 - номер партии 0003 - номер профиля, 1 ООО-пикет) со значениями абсолютной глубины до отражающего горизонта 1 а (вблизи кровли нижней юры), в метрах

Изолинии отражающего горизонта 1а (вблизи кровли нижней юры), в метрах

Поисковая скважина Чунжельская 1 Параметрическая скважина Южно-Пыжинская I

Тектонические нарушения трассируемые

Нетрассируемые тектонические нарушения

Предполагаемая залежь нефти надояхского НГК

ПР-2 Проектная скважина

I 1 Структурные элемента

8 Пыль-Караминский мегавал (Куржинская гряда) 637 Чунжельское локальное поднятие ринятые попечетные параметры лощадь структуры (S) -18.5 км2. ффективная нефтенасыщенная толщина (Ьэн) - 4м. :реднённый коэффициент по залежам надояхского НГК -(пористости*усадки*нефтенасыще1шости*в удельный вес) геол. - S *Иэн *К геол. - 18,5 *4* 0,06=4,5 млн.т. извл. -1,4 млн.т

НГК по методике количественной оценки перспективных ресурсов локальных объектов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертационной работе рассмотрены следующие вопросы: геолого-геофизическая изученность исследуемой территории, строение, нефтегазоносность нижне-среднеюрских отложений и нефтегазогеологическое районирование оцениваемых объектов. Выполнен анализ распределения залежей и нефтепроявлений в отложениях нижней-средней юры и в зоне контакта с доюрскими образованиями. Даётся характеристика параметров оценки нефтегазоносности: структурно-тектонических, литолого-фациальных, геохимических, гидрогеологических. Представлена оценка начальных геологических ресурсов нижней и средней юры шараповского, надояхского, вымского и малышевского нефтегазоносных комплексов.

Обобщив результаты бурения параметрических скважин Восток 1, Восток 3 и Южно-Пыжинская 1, а также учитывая материалы ранее выполненных геологразведочных работ, автором сделаны следующие научные и практические выводы:

• Уточнена количественная оценка начальных суммарных геологических ресурсов УУВ нижней юры, которая по надояхскому НГК составила 1372 млн. т, по шараповскому НГК -2059 млн. т. По оценке, выполненной в «СНИИГГиМС» в 2001 году, ресурсы надояхского НГК уменьшились на 59 млн. т, а по шараповскому НГК ресурсная оценка увеличилась на 69 млн. Количественная оценка ресурсов УУВ малышевского и вымского НГК, с учетом результатов бурения параметрических скважин Восток-1, Восток-3 и Южно-Пыжинская 1, осталась без измененений относительно выполненной в «СНИИГГиМС» в 2001 году

• С использованием методики количественной оценки перспективных ресурсов углеводородов локальных объектов выполнена количественная оценка двух локализованных объектов: Восточно-Мартовского структурного и Южно-Пыжинского неантиклинального. Перспективные ресурсы УУВ на оцениваемых объектах составили для Восточно-Мартовской ловушки по категории Сз — 75/22,5 млн. т, для Южно-Пыжинской ловушки по категории Сз -4,5/1,4 млн. т. По результатам оценки ресурсов УУВ на перспективных объектах рекомендуется бурение поисковых скважин.

• Уточнены параметры литолого-фациальных критериев нефтегазоносности, качества коллекторов, глинистых покрышек, выдержанности пластов, накопления и сохранности

Сорг. В результате определены поправочные коэффициенты, примененные при количественной оценке ресурсов углеводородов;

• Впервые для Томской области автором составлены структурно-тектонические карты и карты нефтегазового районирования по шараповскому и надояхскому нефтегазоносным комплексам. С использованием результатов параметрического бурения и материалов геохимических исследований впервые построена карта катагенетической преобразованное™ органического вещества по кровле нижнеюрских отложений (надояхекий НГК) с картированием главной зоны нефтеобразования (МКг) и зоны начала и прогрессивного развития нефтеобразования MKi

• По рассчитанным автором плотностям ресурсов условных углеводородов построены карты перспектив нефтегазоносности надояхского и шараповского нефтегазоносных комплексов, которые являются основой для первоочередных ГРР на востоке Томской области.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Зайцев, Сергей Петрович, Новосибирск

1. Опубликованные

2. Вассоевич Н.Б. Нефтегазоносность осадочных бассейнов // Избранные тгруды. М.:1. Наука, 1988. С. 49, 125.

3. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти // Е>Тзвестия АН СССР. Сер. Геол. 1967. -№11.

4. Геологическое строение и нефтегазоносность нижней-средней юры Чяпяттт=р-.о-Сибирскойпровинции / Ф.Г. Гурари, В.П. Девятов, В.И. Демин и др. Новосибирск: Наука., Г2-005.

5. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Западно-СисС^^Зирской низменности: Сб. трудов научно-исслед. геол. института / Отв. ред. Н.Н. Рор.тпшг^ М.: Гос-геолтехиздат, 1958.

6. Геология и геохимия природных горючих газов: Справочник / В.Н. Ермаьо«==п>в и др.; Под ред. И.В. Высоцкого. М.: Недра, 1990. - 315 с.

7. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестер<.» Ф.К. Салманов и др. М.: Недра, 1975. - С. 81-82.

8. Главная фаза нефтеобразования / Н.Б. Вассоевич, Ю.И. Корчагина, Н.В. J t "опатин, В.В. Чернышев // Вести МГУ. Сер. 4. Геология. - 1969. - № 6.

9. Гончаров И.В. Геохимия нефтей Западной Сибири. М.: Недра, 1987. - 160

10. Гурари Ф.Г., Еханин А.Е. Закономерности размещения углеводородньоп залежей внижне-среднеюрских отложениях Западной Сибири // Геология и геофизика. 1 "=- - № 10. 1. С. 19-26.

11. Девятов В.П., Казаков A.M. Стратиграфия нижней и средней юры севера -гг5»— -стадной Сибири // Стратиграфия и палинология докембрия и фанерозоя Сибири: Сб. иау —=зных трудов СНИИГГиМС. Новосибирск, 1990. - С. 110-118.

12. Евсеев и др. Условия формирования и закономерности размещения —^^^пгорождений нефти и газа / Под. ред. В.Д. Наливкина, К.А. Черникова. Л.: Недра, 1967. - 62 сх-

13. Егорова Л.И. Геология и критерии нефтегазоносности нижнеюрских отл-с .^экений юговостока Западно-Сибирской плиты (Томская область): Автореф. дис. канд. гег ■ -с^л.-минерал. наук. Новосибирск, 1992. - 16 с.

14. Еханин А.Е. Структурно-тектоническое районирование и перспективы БРсг====^фтегаз0Н0С~ ности юрско-триасового комплекса Западно-Сибирской нефтегазоносной нроювг тгЛДии // Геология нефти и газа. 2002. - № 3. - С. 23-26.

15. Еханин А.Е., Зайцев С.П. Перспективы нефтегазоносности мезозойских отложений восточных районов Томской области // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2007. - № 4. - С. 30-34.

16. Жданов М.А., Гординский Е.В. Подсчет прогнозных запасов нефти и газа. М.: Недра, 1968.- 192 с.

17. Ильинская В.В. Генетическая связь углеводородов органического вещества пород и нефтей. М.: Недра, 1985.

18. Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов. РД 08-492-02. М., 2002.

19. Казаков A.M., Девятов В.П. Стратиграфия и седиментогенез нижней-средней юры Западной Сибири // Геология и оценка нефтегазового потенциала Западной Сибири: Сб. научн. трудов. М.: Наука, 1994. - С. 24-34.

20. Конторович А.Э. Геохимические методы количественного прогноза нефтегазоносности // Тр. СНИИГГиМС. Сер. Нефтяная геология. М.: Недра, 1976. - Вып. 229.

21. Конторович А.Э., Парпарова Г.М., Трушков П.А. Метаморфизм органического вещества и некоторые вопросы нефтегазоносности (на примере мезозойских отложений ЗападноСибирской низменности) // Геология и геофизика. 1967. - № 2. - С. 16-291

22. Конторович В.А. Тектоникаш нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири. Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2002. - 253 с.

23. Креме А .Я., Вассерман Б.Я., Матвиевская Н.Д. Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа. М.: Недра, 1974. - С. 8-12.

24. Критерии прогноза фазовой зональности углеводородов в осадочных толщах земной коры / В.И. Ермолкин и др.; Под ред. В.И. Ермолкина. М.: Недра, 1998. - 50 с.

25. Лебедев И.В. Континентальный мезозой восточной части Западной Сибири: Дис. д-ра геол.-минерал. наук. Томск: ТПИ, 1957.

26. Методические основы прогнозирования нефтегазоносности / Н.И. Буялов, Л.М. Бур-штейн, С.А. Винниковский и др.; Под ред. Н.И. Буялова. М.: Недра, 1990. - 248 с.

27. Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России. М.: ВНИГРИ, 2000. - 189 с.

28. Муромцев B.C. Электрометрическая геология песчаных тел литологических ловушек нефти и газа. Л.: Недра, 1984.

29. Немченко Н.Н. Избранные труды, посвященные проблемам геологии нефти и газа. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2000. - С. 106; 204.

30. Неручев Н.Г. Нефтепроизводящие свиты и миграция нефти. Л.: Недра, 1969. - С. 1417,233.

31. Неручев Н.Г., Рагозина Е.А. Состояние и перспективы исследований по проблеме образования, миграции и аккумуляции нефти и газа // Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений. СПб., 1999. - С. 16-24.

32. Нестеров И.И. Критерии прогнозов нефтегазоносности. М.: Недра, 1969. - Вып. 15.335 с.

33. Нестеров И.И., Шпильман В.И. Теория нефтегазонакопления. М.: Недра, 1987. - 232 с.

34. Нефтегазогеологическое районирование нижнеюрских отложений и направлений неф-тегазопоисковых работ Томской области / B.C. Сурков, Л.В. Смирнов; A.M. Казаков и др. // Вопросы геологии и палеонтологии Сибири: Сб. трудов. Томск: Изд-во НТЛ, 1997: - С. 711.

35. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна / М.Я1 Рудкевич, Л.С. Озе-ранская, Н.Ф. Чистякова и др. М.: Недра, 1988. - 303 с.

36. Нефтегазоносные резервуары и номенклатура продуктивных пластов, в нижне-среднеюрских отложениях Западной Сибири / A.M. Казаков, В.П. Девятов, Л.В. Смирнов,

37. Г.Г. Сысолова // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1995. - № 6. -С. 2-8.

38. Новое направление геологоразведочных работ в Каймысовском нефтегазоносном районе Западной Сибири / В.П. Мангазеев, B.C. Славкин, А.А. Гусейнов, B.C. Архипов // Геология нефти и газа. 1996. - № 3. - С. 5-12.

39. Пояркова З.Н. Чулымская опорная скважина (Томская область) // Опорные скважины СССР: Труды ВНИГРИ. Л.: Гостоптехиздат, 1961. - Вып. 183. - 137 с.

40. Проблемы стратиграфии нижней и средней юры юго-востока Западной Сибири / Б.Н. Шурыгин, Ю.Л. Никитенко, В.И. Ильина, В.И. Москвин // Геология и геофизика. -1995.-Т. 36, № 11.-С. 34-51.

41. Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири, Новосибирск, 2003. Новосибирск: СНИИГГиМС, 2004. - 114 е., прил. 3 на 31 листе.

42. Ростовцев Н.Н., Гурари Ф.Г., Нестеров И.И. Методика составления карты прогнозов нефтегазоносности // Геологическое строение и нефтегазоносность Западно-Сибирской низменности: Тр. ЗапСибНИГНИ. М.: Недра, 1965. - Вып. 1.

43. Рудкевич М.Я., Шпильман В.И. Роль неотектонических показателей в прогнозировании зон преимущественно нефте- и газонакопления. Новые данные по тектонике ЗападноСибирской низменности // Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1972. - Вып. 50. - С. 76-82.

44. Рудкевич М.Я., Эделыптейн А.Я. Сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности локальных поднятий среднего Приобья и севера Западно-Сибирской плиты по структурному фактору// Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1971. - Вып. 47. - С. 151-159.

45. Соколов Б.А., Абля Э.А. Флюидодинамическая модель нефтегазообразования. М.: «Геос», 1999. - С. 9-12.

46. Сулин В.А. Воды нефтяных месторождений в системе природных вод. М.: Гостоптехиздат, 1946. - 96 с.

47. Сурков B.C. и др. Седиментогенез и геохимия нижне-среднеюрских отложений юго-востока Западной Сибири / Под. ред. B.C. Суркова. Новосибирск: Наука, 1999. - С. 42, 4558.

48. Сурков B.C., Жеро О.Г. Фундамент и развитие платформенного чехла ЗападноСибирской плиты. М.: Недра, 1981. - С. 34-36,42-43, 60, 63-64, 71-72, 97-98, 104.

49. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа / А.А. Ба-кирев, А.Э. Бакирев, B.C. Мелик-Пашаев и др. М.: Высшая школа, 1987. - С. 56-59.'

50. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. М.: Мир, 1981. - 476 с.

51. Шиганова О.В. Гидрогеология нефтегазоносных горизонтов нижней и средней юры юго-востока Западной Сибири // Актуальные вопросы геологии и географии Сибири. Т. 2. Геология нефти и газа. Томск: ТГУ, 1998. - С. 182-184.

52. Шиганова О.В. Подземные воды юрских отложений юго-востока Западно-Сибирского мегабассейна // Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна: Тез. доел. Всеросс. научн. конф., 14-17 ноября 2000. Тюмень: ТюмГНГУ, 2000. - Т. 4. - С. 12-14.

53. Шпильман В.И. Количественный прогноз нефтегазоносности. М.: Недра, 1982. - 215 с.

54. Шуменкова Ю.М. Максимкин-Ярская опорная скважина 1 // Опорные скважины СССР: Отчет ВНИГРИ. JI.: Гостоптехиздат, 1961.

55. Шурыгин Б.Н. и др. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири / Под. ред. А.Э. Конторовича, Б.Н. Шурыгина. Новосибирск: СО РАН, филиал «ГЕО», 2000. - Кн. 7. С. 312314,366-368,376-377.1. Фондовые

56. Анализ современного состояния, проблемы и перспективы реализации нефтегазовой программы Кемеровской области: Дипломная работа / ТПУ; С.М. Раковский. Томск, 1999.

57. Геологический отчет о результатах бурения Карбинской параметрической скважины 1: Отчет Комплексной тематической экспедиции / Отв. исполн. В.У. Птраков. Томск, 1988.

58. Геологический отчет о результатах бурения параметрической скважины № 450 Ажар-минской площади: Отчет Комплексной тематической экспедиции / Отв. исполн. В.У. Птраков. Томск, 1987.

59. Геологический отчет о результатах бурения параметрической скважины 1 Ярской площади: Отчет Комплексной тематической экспедиции / Отв. исполн. В.У. Птраков: Томск, 1987.

60. Геологический отчет о результатах бурения Чачанской параметрической скважины 1: Отчет Комплексной тематической экспедиции / Отв. исполн. В.Г. Чертенков. Томск, 1986.

61. Гидрогеологические предпосылки нефтегазоносности восточных районов Томской области: Отчет о НИР / ТО СНИИГГиМС; Отв. исполн. В.Г. Иванов. Томск, 1998.

62. Количественная „ оценка перспектив нефтегазоносности нижне-среднеюрских отложений (Томская область): Отчет о НИР / ГФУП «СНИИГГиМС»; Отв. исполн. Л.В. Смирнов и др. Новосибирск, 2001.

63. Научное сопровождение на строительство параметрических скважин «Восток-1» и «Восток-3» с последующим обобщением материалов по северо-востоку и востоку Томской области. Мезозой. Скважина «Восток-1». Кн. 3, ч. 1 / ФГУП «СНИИГГиМС»; Отв. исполн.

64. С.П. Зайцев, J1.B. Смирнов // Бурение параметрической скважины «Восток-1» в северовосточной части Томской области: Отчет о НИР (окончательный): В 6 кн. Новосибирск, 2006.

65. Научное сопровождение при бурении параметрической скважины «Южно-Пыжинской 1». Кн. 2, т. 1 / ФГУП «СНИИГГиМС»; Отв. исполн. С.П. Зайцев, Л.В. Смирнов // Бурение параметрической скважины «Южно-Пыжинской 1»' Отчет о НИР (окончательный). Новосибирск, 2008.

66. Определение начальных геологических ресурсов УВ в нижне-среднеюрских отложениях восточных районов Томской области: Отчет о НИР / СНИИГГиМС; Отв. исполн. Л.В. Смирнов, А.Е. Еханин. Новосибирск; Томск, 1997.

67. Отчет о результатах параметрического и поискового бурения на Ярской площади: Отчет Каргасокской нефтеразведочной экспедиции / Отв. исполн. А.А. Зибницкий. Томск, 1977.

68. Отчет о результатах поискового бурения на Захгадной площади: Отчет Тымской партии глубокого бурения / Отв. исполн. В.М. Киселев. Напас, 1975.

69. Отчет о результатах поискового бурения на Ку^ржинской площади: Отчет Каргасокской нефтеразведочной экспедиции / Отв. исполн. Н.Е. Некрасов. Томск, 1972.

70. Разработать геохимические и гидрогеологические критерии зонального прогноза нефтегазоносности палеозойских и юрских резервуаров нефти и газа на территории Томской области: Отчет о НИР / СНИИГГиМС; Отв. исполн. А.Э. Конторович. Новосибирск, 1990.

71. Разработать и внедрить рекомендации по направлению нефтепоисковых работ в зоне контакта палеозоя и мезозоя юго-востока Западно-Сибирской плиты (Томская область): Отчет о НИР / ТО СНИИГГиМС; Отв. исполн. Г.И. Тищенко. Томск, 1988.

72. Районирование территории Томской области в связи с оценкой ее нефтегазоносности по данным геохимии: Отчет о НИР / СНИИГГиМС; Отв. исполн. А.С. Фомичев. Новосибирск, 1972.

73. Стратиграфия, литолого-фациальные и геохимические критерии нефтегазоносности юрских отложений Томской области: Отчет о НИР / СНИИГГиМС; Отв. исполн. A.M. Казаков и др. Новосибирск; Томск, 2000.

Информация о работе

Зайцев, Сергей Петрович
кандидата геолого-минералогических наук
Новосибирск, 2009
ВАК 25.00.12

Диссертация

Перспективы нефтегазоносности нижне-среднеюрских отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы