Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Количественная оценка перспектив нефтегазоносности верхнеюрского комплекса юго-восточных районов Западной Сибири на основе локально-статистического метода

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Количественная оценка перспектив нефтегазоносности верхнеюрского комплекса юго-восточных районов Западной Сибири на основе локально-статистического метода"

На правах рукописи

ГРЕКОВА Любовь Сергеевна

КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ВЕРХНЕЮРСКОГО КОМПЛЕКСА ЮГО-ВОСТОЧНЫХ РАЙОНОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ НА ОСНОВЕ ЛОКАЛЬНО-СТАТИСТИЧЕСКОГО МЕТОДА

25.00.12 — геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

005558181

Новосибирск - 2014

005558181

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном учреждении науки Институте нефтегазовой геологии и геофизики им. A.A. Трофимука Сибирского отделения Российской Академии Наук.

Научный руководитель:

Прищепа Олег Михайлович

доктор геолого-минералогических наук, Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт» (ФГУП «ВНИГРИ»), генеральный директор.

Мельников Павел Николаевич

кандидат геолого-минералогических наук, Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт» (ФГУП «ВНИГНИ»), первый заместитель генерального директора.

Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ФГБУН ИПНГ РАН) г. Москва

Защита состоится 20 ноября 2014 года в 10 часов на заседании диссертационного совета Д 003.068.02 при Институте нефтегазовой геологии и геофизики им. A.A. Трофимука СО РАН в конференц-зале: 630090, г. Новосибирск, просп. Акад. Коптюга, 3 тел. (8-383) 330-95-17, факс (8-383) 333-28-07 e-mail: KostyrevaEA@ipgg.sbras.ru

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке и на сайте ИНГГ СО РАН, http://www.ipgg.sbras.ru/ru/education/commettee/D-003-068-02 Автореферат разослан 11 сентября 2014 г.

Ученый секретарь

доктор геолого-минералогических наук Бурштейн Лев Маркович

Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

диссертационного совета, к.г.-м.н.

Е.А. Костырева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Естественное ухудшение структуры остаточных ресурсов углеводородов приводит к росту удельной стоимости воспроизводства ресурсно-сырьевой базы. Одним из проявлений снижения качества остаточных ресурсов является исчерпание фонда крупных антиклинальных поднятий, переход поисковых работ на более мелкие структурные ловушки и на сложно построенные нетрадиционные объекты, что влечет за собой увеличение объемов и геологических и экономических рисков поисково-разведочных работ на нефть и газ. В связи с этим, представляется актуальным усовершенствовать существующие и разработать новые методики прогноза нефтегазоносности локальных объектов, позволяющие оценить их продуктивность до постановки поисково-разведочного бурения. Кроме того, методики прогноза продуктивности, в сочетании с методиками прогноза числа невыявленных локальных объектов, создают естественную основу для вероятностной количественной оценки перспектив нефтегазоносности оцениваемой территории в целом.

Объектом исследования послужила совокупность локальных антиклинальных поднятий верхнеюрского нефтегазоносного комплекса юго-восточных районов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (ЗСНГП, территория Томской области).

Цель исследований — выполнить количественную оценку ресурсов углеводородов, связанных с выявленными и невыявленными структурными ловушками верхнеюрского нефтегазоносного комплекса в районе исследований.

Для достижения этой цели необходимо решить следующую научную задачу: усовершенствовать методику прогноза продуктивности, числа и характеристик локальных структурных объектов и на этой основе, разработать и реализовать комплексную методику количественной оценки перспектив нефтегазоносности территории локально-статистическим методом.

Фактический материал и методы исследования.

В работе использованы материалы, собранные и подготовленные при участии автора в ИНГГ СО РАН в ходе выполнения плановых научных работ по количественной оценке перспектив нефтегазоносности территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В том числе: структурные карты по основным отражающим горизонтам мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, карты толщин различных

мегакомплексов и комплексов, схема тектонического районирования юрского структурного яруса юго-восточных районов Западной Сибири, сведения о ресурсах и запасах углеводородов верхнеюрского комплекса юго-востока Западной Сибири (Государственные балансы запасов на 01.01.2012 г.). Автор самостоятельно подготовил комплекс сеточных моделей для структурных, литологических и других геолого-геофизических прогностических параметров осадочных комплексов территории исследований, сформировал базу данных по характеристикам 730 локальных поднятий, выявленных и подготовленных к глубокому бурению на территории Томской области, и по результатам бурения и испытания горизонта Ю] на 300 локальных поднятиях.

Работа опирается на теоретические положения осадочно-миграционной теории нафтидогенеза, элементы теории вероятности и математической статистики.

Защищаемые научные результаты.

• Получен вид и параметры совместного распределения локальных структур по площадям и амплитудам для территории исследования. Выполнена оценка количества, площадей и амплитуд невыявленных локальных структур территории исследования. Прогнозируется существование около 1400 невыявленных антиклинальных структур размерами от 10 до 50 км2 с амплитудой более 20 м.

• Установлена количественная зависимость вероятности нефтегазоносности структурных ловушек горизонта Ю, от характеристик осадочного чехла на территории исследования. Выявлен набор наиболее информативных геологических параметров - толщина песчаников надугольной пачки, коэффициент песчанистости горизонта Юь содержание органического углерода в баженовской свите, отклонение от тренд-поверхности горизонта Па, толщина нижневасюганской подсвиты.

• Усовершенствована методика количественного прогноза нефтегазоносности на основе локально-статистического метода. Главная особенность предложенной методики — использование вероятностной модели числа, размеров и нефтегазоносности структур. Прогноз числа и размеров структур выполняется на основе их совместного распределения по амплитуде и площади.

• Выполнен вероятностный количественный прогноз перспектив нефтегазоносности горизонта Ю]. Прогнозные геологические

ресурсы, связанные с подготовленными неопоискованными и невыявленными локальными структурами на территории Томской области, с вероятностью 0.7 превосходят 831 млн т УУВ, и с той же вероятностью не превосходят 1 млрд 494 млн т УУВ. Наиболее вероятные прогнозные ресурсы составляют 837 млн т УУВ.

Научная новизна. Личный вклад.

• Уточнена методика прогноза количества и характеристик локальных объектов. Получен вид совместного распределения локальных структур верхнеюрского комплекса юго-восточных районов ЗСНГП по площади и амплитуде. Дан прогноз количества, площадей и амплитуд невыявленной совокупности структур данного района.

• Установлена количественная зависимость вероятности нефтегазоносности структурных ловущек верхнеюрского комплекса от геолого-геофизических параметров на территории исследования. Построена карта вероятности нефтегазоносности локальных структур территории исследования.

• Получена вероятностная количественная оценка ресурсов УВ для фонда выявленных и невыявленных структур верхнеюрского комплекса в пределах района исследования. Построены карты плотностей начальных и прогнозных геологических ресурсов УВ.

Полученные результаты основаны на обширном фактическом материале (данные по 730 локальным поднятиям, горизонт Ю, опоискован на 300 из них, более чем 200 залежам). Теоретические модели, использованные в работе основаны на базовых принципах осадочно-миграционной теории происхождения нефти и газа. Результаты прогнозов, выполненных в работе, подтверждаются фактическими наблюдениями. Все это определяет достоверность научных выводов и заключений.

Теоретическая и практическая значимость научных результатов.

Предлагаемая в работе комплексная методика локального прогноза нефтегазоносности может быть использована для создания основы геолого-экономической оценки до постановки поисково-разведочного бурения и детальной сейсморазведки в других нефтегазоносных районах и комплексах.

Полученный прогноз количества, общей площади и размеров невыявленных структур в Томской области может быть использован для перспективного планирования геологоразведочных работ и при выборе плотности сети сейсморазведочных работ.

Построенная карта вероятности нефтегазоносности ловушек в горизонте Ю|, карты плотности начальных и прогнозных геологических ресурсов углеводородов фонда выявленных и невыявленных структур на территории исследования могут послужить базой для геолого-экономической оценки и планирования поисково-разведочных работ в районе исследования.

Апробация. Результаты работы докладывались и обсуждались на международных и всеросийских научно-практических конференциях, симпозиумах и семинарах «Малоизученные нефтегазоносные регионы и комплексы России (прогноз нефтегазоносности и перспективы освоения)» (Москва, 2001 г.), «Природа, природопользование и природообустройство Омского Прииртышья» (Омск, 2001 г.), «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (Ханты-Мансийск, 2001 г.), «Актуальные проблемы поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа» (Москва, 2004 г.), «Проблемы геологии и освоения недр», (Томск, 2004 г.), «Актуальные проблемы нефтегазовой геологии» (Санкт-Петербург, 2007 г.), «Трофимуковские чтения-2007» (Новосибирск, 2007 г.), «ГЕО-Сибирь» (Новосибирск, 2010 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 работ, 5 из которых — в рейтинговых журналах из перечня ВАК, 3 статьи в сборниках и 4 в материалах докладов в трудах конференций.

Структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения. Общий объем работы 217 страниц, в том числе 61 рисунок и 28 таблиц. Список использованной литературы включает 174 наименования.

Работа выполнена в Институте нефтегазовой геологии и геофизики им. A.A. Трофимука СО РАН под научным руководством д.г.-м.н. Бурштейна JI.M.

Автор глубоко признателен академику А.Э. Конторовичу, к научной школе которого принадлежит, за постоянное внимание и поддержку, за знания, полученные ею в ходе совместной работы в ИНГГ СО РАН, и создание благоприятных для выполнения работы условий.

В ходе проведенных исследований автор пользовался советами и консультациями В.А.Конторовича, В.Р.Лившица, С.А.Моисеева, С.В.Рыжковой, Т.М.Парфеновой, и многих других специалистов ИНГГ.

Автор благодарит O.A. Мосину и Е.Г. Соколову за всестороннюю помощь в оформлении работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ ЛОКАЛЬНОГО

ПРОГНОЗА

В задачах, решаемых с применением методов локального прогноза можно выделить два основных направления:

1. Прогноз продуктивности одного или группы выявленных локальных поднятий. Необходимость решения задач этого класса возникает на стадии подготовки структур к глубокому бурению. Результаты такого прогноза имеют существенное значение при оценки рисков и экономической эффективности проведения поисковых работ.

Разработке методов решения задач этого направления посвящены работы С.А. Афанасьева, М.Д. Белонина, Е.И. Бенько,

B.И. Берилко, Р.И. Быкова, A.M. Волкова, Ю.А. Воронина, В.И. Галкина,

C.B. Галкина, Дж.Х. Давтона, В.И. Демина, Дж.К. Дэвиса, Е.В. Еханина, В.А. Каштанова, А.Э. Конторовича, И.Л. Левинзона, Г.И. Плавника, H.H. Поплавского, Л.Г. Судата, A.A. Трофимука, Э.Э. Фотиади, Дж.У. Харбуха, А.И. Холина, В.И. Шпильмана и др.

При решении задач этого класса наиболее часто используются вероятностно-статистические методы с использованием аппарата дисперсионного, корреляционного, кластерного, регрессионного, факторного, дискриминантного анализа, анализа условных вероятностей.

2. Количественная оценка перспектив нефтегазоносности объектов различного ранга. В данной постановке прогноз осуществляется с учетом того обстоятельства, что традиционные запасы нефти и газа всегда связаны с конкретным локальным объектом -ловушкой. Соответственно ресурсы углеводородов оцениваемого объекта могут быть представлены как сумма запасов открытых залежей и ресурсов выявленных и невыявленных ловушек.

Основу такого подхода заложил И.М. Губкин (1939), создавший так называемый метод прогноза на осредненную структуру. Метод получил развитие в работах Н.И. Буялова, Е.В. Гординского, И.С. Гутмана, М.А. Жданова, Н.Т. Линдтропа и др. С позиции объемно-генетического подхода решение задачи оценки ресурсов локальных

объектов предложено В.И. Шпильманом и др. (1982, 1999) в рамках так называемой миграционно-генетической методики.

Наиболее последовательный статистический подход к решению задач этого класса реализован в работах А.Э. Конторовича, Г.И. Кириенко и В.И. Демина (1987а, 19876), предложивших название -«локально-статистический метод оценки ресурсов нефти и газа». В качестве математического аппарата А.Э. Конторович с соавторами использовали метод статистических испытаний (Монте-Карло).

ГЛАВА 2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ВЕРХНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮГО-ВОСТОЧНЫХ РАЙОНОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Глава содержит обзор современных представлений о геологическом строении и нефтегазоносности верхнеюрских отложений территории исследования.

Основные черты тектонического строения и истории развития юго-восточных районов Западной Сибири рассмотрены в работах

A.Э Конторовича, В.А. Конторовича, С.Ю. Беляева, В.В. Гребенюка,

B.C. Старосельцева, В.М. Тищенко и др. и в концентрированном виде представлены на карте тектонического районирования юрского комплекса (В.А. Конторович и др., 2001).

Описание литостратиграфии верхнеюрских отложений опирается на работы В.Б. Белозерова, H.A. Брылиной, Е.А. Гайдебуровой, Ф.Г. Гурари, Е.Е. Даненберга, Л.И. Егоровой, В.А. Захарова, И.А. Иванова, A.M. Казакова, В.П. Казаринова В.Г. Князева, А.Э. Конторовича В.А. Конторовича, И.И. Нестерова, H.H. Ростовцева, Б.Н. Шурыгина и др. В работе использована стратиграфическая схема юрских отложений Западной Сибири, принятая на 6-м Межведомственном стратиграфическом совещании (г. Новосибирск, 2003 г.) и утвержденная на МСК (Решения..., 2004 г.).

При описании нефтегазоносности верхнеюрских отложений территории использована схема нефтегазогеологического районирования под редакцией А.Э. Конторовича (2003). Приведены описания некоторых типовых месторождений нефти и газа на основе результатов работ, проведенных в ИНГГ СО РАН в 2000, 2001, 2003 гг. под руководством И.А. Иванова, А.Э. Конторовича, В.А. Конторовича, A.C. Моисеева, и др. в рамках отчетов по территории Томской области, а также в монографии В.А. Конторовича (2002).

Ниже рассмотрим основные черты геологического строения

территории, определяющие нефтегазоносность верхнеюрского комплекса.

В юрский период тектонические процессы носили преимущественно унаследованный характер движений складчатых и блоковых структурных элементов фундамента, заложенных в палеозое. Большинство локальных поднятий сформировались в раннем мелу в туронское время, наиболее интенсивно процесс происходил в бериас-аптское время. В коньяк-кайнозойский период произошло объединение простых структур в современные крупные тектонические элементы I порядка, ловушки обрели современное гипсометрическое положение. Кайнозойские тектонические нарушения, формировавшиеся в период, когда баженовская свита находилась в главной зоне нефтеобразования, затронули центральную и северо-западную части территории.

Коллекторами для залежей УВ в верхнеюрских отложениях

являются песчаные пласты васюганской, наунакской свит и барабинской

пачки, объединенные в нефтегазоносный горизонт Ю1. В составе

1

горизонта выделяются латерально развитые песчаные пласты Ю] ,

2 3 4 5-6

Ю, , , , и зонально развитые резервуары Ю, (Даненберг и др., 2006). Угольным пластом У! либо песчано-углисто-глинистой пачкой континентального генезиса (межугольной толщей) горизонт делится на подугольную и надугольную толщи (Ян и др., 2001; Рыжкова, 2001).

Региональной покрышкой для горизонта Ю, служат отложения баженовской и георгиевской свит. С увеличением мощности аргиллиты георгиевской свиты изолируют коллектор от нефтематеринской толщи, ограничивая поступление углеводородов. Нижним экраном для горизонта Ю] служат аргиллиты нижневасюганской подсвиты.

Нефтегазоносность верхнеюрских отложений связана с генерационным потенциалом баженовской свиты - основной нефтепроизводящей толщей в Западно-Сибирском бассейне. Отложения свиты представлены высокоуглеродистыми карбонатно-кремнисто-глинистыми породами, образовавшимися в глубоководном морском бассейне (содержание Сорг до 15-20%) (А.Э. Конторович и др., 1999; А.Э. Конторович и др., 2009). В восточном направлении баженовские аргиллиты замещаются глинами марьяновской (содержание Сорг 1-3 %), генерационный потенциал которых оценивается невысоко.

По состоянию на 01.01.2012 г. в Томской области открыто 119 месторождений, из них к верхнеюрским отложениям (горизонт Ю|)

приурочено 101 месторождение, суммарно содержащие более 200 залежей нефти и газа.

ГЛАВА 3. МЕТОДИКА ПРОГНОЗА КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ ЛОКАЛЬНЫХ СТРУКТУР В главе представлены результаты уточнения и развития методики прогноза количества невыявленных локальных структур, их распределения по площадям и амплитудам и прогноза этих параметров для территории исследования (Грекова, 2007).

В рамках локально-статистического подхода, предложенного А.Э. Конторовичем, Г.И. Кириенко, В.И. Деминым, прогноз количества локальных структур опирается на гипотезу о том, что распределение структур по площади может быть аппроксимировано с помощью функции усечённого распределения Парето

(3.1)

г.ч 1 1

Г fs > А

^„,+so 1-Я- ^ U J

(S„Y

Область определения функции <p(S) ограничена слева величиной S0 — минимальной учитываемой, справа Smax — максимально возможной площадью структуры, Я - параметр распределения.

Амплитуда, как и площадь структуры, могут рассматриваться как случайные величины. Естественно, что в общем случае амплитуда должна коррелировать с площадью ловушки. Функция, плотности совместного распределения структур по площади и амплитуде <p{S,А), может быть представлена, как

<p(S,Ä) = <p{AIS)-<p{S)- (3-2)

Здесь <p{S,A) - совместная плотность вероятности распределения структур по площади и амплитуде, <p(A/S) - условная плотность вероятности распределения амплитуды А структур с фиксированной площадью S, Ip(S) - безусловная плотность вероятности распределения структур по площади. Вид функции cp{A/S) определялся из анализа эмпирических данных.

Для определения параметров функции распределения (3.1) в работе использована методика, предложенная в работах В.Р. Лившица (2003, 2004). В качестве величины, ограничивающей область определения функции <p(S) слева, взята площадь Sa = 2 км2, правая

граница предполагалось неизвестным параметром распределения как и параметр Л.

На рисунке 1 приведены фактическое и расчетное (с параметрами: Я = 2.54, 5о=2км2 и 5'тах= 978.4 км2) интегральные распределения локальных структур на территории исследования по площади. При этом интегральная функция распределения достаточно точно описывает распределение около 200 крупнейших выявленных объектов.

Анализ распределения подготовленных локальных структур по амплитуде при фиксированных значениях площади, показал, что <р{А/Б) описывается логарифмически нормальной функцией, в которой среднее и дисперсия в свою очередь зависят от площади объекта

=-1 е^-^2*2 ■ (3-3)

А (Ту! 2 Л

Зависимости среднего и дисперсии (р и сг2) от площади объектов полученные по эмпирическим данным имеют вид.

ц = 0.39/п£+ 2.48, (3.4)

с?= -0.01 (/«5)2 + 0 №1пБ + 0.08. (3.5)

В результате (3.1) (с параметрами: Я = 2.54, 50=2км2 и 5'та.х= 978.4 км2) и (3.3) с учетом (3.4, 3.5) в (3.2) полностью определяет вид функции совместного распределения плотности вероятности <р(!5,А).

Для оценки N используем следующее соотношение для некоторого интервала переменных функции распределения г

(3.6)

Здесь П{ — количество структур в интервале, ^ - доля этих объектов в общей совокупности. Долю 3/ можно оценить, используя распределение 1), как

А

ша\ та*

3,= | 1 АУр^ЛБси. (3.7)

А

Величину n¡ оцениваем, выбирая такой интервал г площадей структур, где все объекты можно считать выявленными. При выбранных значениях параметров расчетная интегральная функция достаточно точно описывает фактическое распределение для локальных объектов площадью 5> 50 км2. Фактически на исследуемой территории выявлено 197 таких объектов. Используя допущение, что все объекты и, площадью больше 50 км2 выявлены, получаем д1 и Л^, и далее, используя

стандартные соотношения теории рапределений, количество и площадь структур в любом заданном интервале.

Суммарная площадь невыявленных структур составляет 156.3 тыс. км2, их количество 28 тысяч. При этом 76% этих структур (21.7 тыс.), будут иметь размеры менее 5 км2 и амплитуду менее 20 м. Фактическая выявленность таких структур неизвестна, т.к. их учет не велся. Столь значительное количество мелких невыявленных объектов связано с гипотезой об их распределении по площадям в соответствии с усечённым законом Парето.

В то же время на территории исследований можно ожидать выявления около 1400 невыявленных антиклинальных структур размерами от 10 до 50 км2 с амплитудой более 20 м. Исходя из пространственного расположения выявленных структур и высокой геолого-геофизической изученности западной части области, можно предполагать концентрацию большей части невыявленных локальных поднятий в восточной части Томской области.

ГЛАВА 4. МЕТОДИКА ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЛОКАЛЬНЫХ СТРУКТУРНЫХ ЛОВУШЕК НА ОСНОВЕ

ВЕРОЯТНОСТНО-СТАТИСТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ В главе приводятся результаты разработки методики оценки вероятности нефтегазоносности структурных ловушек горизонта K)i в зависимости от геолого-геофизических характеристик осадочного чехла, на основе комбинации анализа условных вероятностей и дискриминантного анализа (Галкин 1992, Галкин и др., 1997; Бурштейн и др., 2006; Грекова, 2011).

На первом этапе формировался набор наиболее информативных параметров. Для установления информативности геолого-геофизических параметров (xi,...,x„) и их влияния на нефтегазоносность структур, выполнялся анализ условных вероятностей нефтегазоносности структуры p{q/xi). В качестве целевого параметра, количественно связывающего геолого-геофизические характеристики отложений с продуктивностью структур верхнеюрского комплекса, использована частота получения притока на структуре p(q). Она определяется как отношение количества структур с притоком нефти объемом более 3 м3/сут или газа - 3 тыс. м3/сут (при испытании скважины независимо от ее расположения на структуре - на куполе, на крыле и т.п.) к общему числу изученных бурением структур. Эта величина рассматривается далее как вероятность нефтегазоносности структуры. Информативным

считается параметр х„ с ростом значений которого величина р(ц/х,) изменяется значительно и монотонно (или в виде зависимости с экстремумом).

Анализ условных вероятностей р(ц/х,) проводился для четырех групп прогностических параметров, отражающих толщины основных региональных комплексов района исследования и их гипсометрию, характеристики коллектора, толщину флюидоупоров и генерационный потенциал нефтематеринской свиты, и параметры самих локальных поднятий. Примеры частных эмпирических зависимостей вероятности нефтегазоносности для разных групп параметров представлены на рисунке 2.

Выполненный анализ позволил выделить основные факторы, контролирующие образование и размещение залежей в структурных ловушках верхнеюрского комплекса в районе исследований.

Установлено, что структурный фактор является общим, контролирующим залежи, параметром. На его фоне определяющую, главную роль в формировании и размещении залежей играет литологический фактор - а именно наличие и свойства коллектора (а также флюидоупоров и свойств нефтепроизводящих толщ) (рисунок 2 а-

а,ь).

Далее для совместного учета совокупности информативных геологических характеристик объекта, вводится комплексный параметр. В качестве такого параметра используем значение дискриминантной функции, разделяющей ловушки на два класса - нефтегазоносные и ненефтегазоносные (водоносные, сухие или с притоками менее принятой пороговой величины).

Для локальных поднятий верхнеюрского нефтегазоносного комплекса получено следующее выражение для комплексного параметра:

/=0.14 ■ дг,+3.55 ■ дг2+0.19 • х3+0.03 • х4+0.02 • х5-4.43, (4.1)

где Х\ - толщина песчаников надугольной пачки, х2 - коэффициент песчанистости горизонта Юь х3 - содержание Сорг в баженовской свите, х4 - величины отклонений от тренд-поверхности горизонта Па, х5 -толщина нижневасюганской подсвиты.

Комплексный параметр (4.1) использован далее для упорядочивания объектов по частоте попадания в один из двух классов -нефтегазоносные или ненефтегазоносные. Полученное распределение частот по интервалам представляет собой оценку вероятности нефтегазоносности ловушек в горизонте К^ на территории Томской

области в зависимости от значения комплексного параметра / Зависимость может быть апроксимирована функцией вида:

Я(^)=1-1/(1+ехр((/+0.0002)/1.23)), Л2 = 0.96. (4.2)

С использованием полученной зависимости и карт информативных параметров была построена карта вероятности нефтегазоносности ловушек в горизонте Ю| на территории Томской области (рисунок 3).

Полученная прогностическая модель описывает наблюдаемую картину результатов поискового бурения и далее использована для количественной оценки перспектив нефтегазоносности Томской области (глава 5).

ГЛАВА 5. КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ВЕРХНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮГО-ВОСТОЧНЫХ РАЙОНОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ Настоящая глава содержит описание методики и результатов прогноза ресурсов углеводородов верхнеюрского нефтегазоносного комплекса на территории Томской области. В основе предлагаемой методики количественной оценки лежат методические приемы и количественные зависимости, рассмотренные в главах 3, 4. В качестве объекта оценки рассматривался нефтегазоносный район (НГР) или его часть, входящая на территорию исследований.

Начальные суммарные геологические ресурсы УВ нефтегазоносного района (0, связанные со структурными ловушками, можно представить в виде суммы

е = + +±д~' (5Л> 1=1 /=1 1=1

выявл.

где в, - запасы выявленных месторождений, , - ресурсы

подготовленных неопоискованных локальных структур /-го класса

нсвыявл.

площадей, 1, - ресурсы невыявленных локальных структур г'-го класса площадей.

Соответственно, прогнозные геологические ресурсы УВ (0п)

равны

выявл. невыявл. ^^

„ = 2>, +2>, ' [ >

¿=1 ;=1

Основные этапы оценки прогнозных ресурсов УВ включают:

1. Оценку количества и параметров невыявленных структур в НГР;

2. Прогноз зависимости средних запасов месторождения от площади

структуры в = /(Б) на основе анализа данных по открытым в горизонте К>1 залежам и опоискованным структурам; 3. Оценка ресурсов невыявленных д """"" и неопоискованных д структур.

Для нефтегазоносных районов и их частей на территории Томской области по методике, описанной в гл.З, были получены функции плотности вероятности распределения локальных структур по площади и оценены количество невыявленных структур.

В общем случае, для залежей, приуроченных к локальным структурам, величина запасов контролируется размерами локальных поднятий. Для совокупности открытых месторождений и связанных с ними локальных ловушек верхнеюрского комплекса установлена следующая эмпирическая зависимость средних запасов месторождения в от средней площади структуры 5:

\пв = 0.2• (1п5)2 -1.08• 1п5 + 9.87 (5.3)

Далее с учетом результатов прогноза числа и характеристик невыявленных струкутр в каждом районе и зависимости (5.3) была получена вероятностная оценка прогнозных ресурсов для подготовленных неопоискованных и невыявленных структур. В качестве функции плотности распределения вероятностей для оценки ресурсов использовалось треугольное распределение (Методическое руководство..., 2000). Это распределение задается тремя значениями, отвечающими минимальному Хтт, наиболее вероятному (мода) М, и максимальному Хтах значениям оцениваемой характеристики. Применение треугольного распределения вполне обосновано, когда вероятность достижения крайних значений настолько незначительна, что может быть принята нулевой.

За максимальное значение Хтах принималась оценка £>[ - когда все прогнозируемые в классе площадей (на основании полученной в главе 4 прогностической модели нефтегазоносности структурных ловушек) нефтегазоносные структуры (невыявленные и неопоискованные) содержат промышленные скопления со средними геологическими ресурсами, равными в1 .

11, _ и,

й =Рф-С£ав^уЬ1+^в1{8Ус1) (5.4)

м /=1

Здесь Ь, - количество подготовленных неопоискованных локальных структур в классах площадей Б,-, с, - число невыявленных локальных структур в классах площадей Б/ Р{/) - расчетная (по 4.2)

вероятность нефтегазоносности локальных структур в горизонте Ю, в данном районе, в\ - средние запасы месторождений, приуроченных к /классу структур, п2 и щ - число классов выявленных и невыявленных структур по площадям.

За наиболее вероятное модальное значение М принимаем <?2 ~ оценку прогнозных ресурсов с учетом вероятности открытия промышленных залежей на нефтегазоносных структурах класса в горизонте Юр

Л2 _ «3 _

в2 =Рф-(£ёе№-Ьгк, • *,) (5.5)

(=1 /=1

Здесь А, - эмпирическая частота открытия промышленной залежи на структуре данного класса, рассчитанная для выявленных опоискованных объектов как отношение количества открытых залежей к опоискованным в /-классе площадей (ЗУ структурам с положительным результатом.

Минимальная граница оценки Л"т;п принималась равной нулю (случай, когда все невыявленные и неопоискованные структуры не содержат промышленных скоплений), для предотвращения завышения итоговых вероятностных оценок.

В качестве вероятностных оценок величины ресурсов принимались а-квантили соответствующих распределений при уровнях а - 0.3 и 0.7 и наиболее вероятная оценка (мода распределения) ресурсов. Оценка ресурсов для фондов невыявленных и подготовленных неопоискованных локальных структур по нефтегазоносным районам в сравнении с официальной оценкой ресурсов УВ Томской области по состоянию на 01.01.2002 г., уточненной с учетом изменения добычи и запасов по состоянию на 01.01.2012 г. приведена в таблице 1. Согласно официальной оценке суммарные начальные геологические ресурсы углеводородов верхнеюрского комплекса Томской области составляют 3 млрд 3.8 млн т условных углеводородов (УУВ). Прогнозные геологические ресурсы категорий С3 + О оцениваются величиной 1 млрд 101.8 млн т УУВ.

Согласно полученной в работе оценке, прогнозные геологические ресурсы УУВ категорий С3 + Б в структурных ловушках верхнеюрских отложений Томской области с вероятностью 0.7 превосходят 830.6 млн т, и с той же вероятностью не превосходят 1 млрд 494 млн т. Наиболее вероятные прогнозные ресурсы углеводородов (модальное значение) составят 837 млн т.

Из них ресурсы подготовленных неопоискованных структур оценены в диапазоне от 179.7 млн т до 316.7 млн т (значения для уровней квантилей 0.3 и 0.7). Наиболее вероятные ресурсы составляют 187.6 млн т. Ресурсы фонда невыявленных локальных структур с вероятностью 0.7 превысят 650.9 млн т и будут менее 1 млрд 177.3 млн т с той же вероятностью. Наиболее вероятные ресурсы невыявленных локальных структур составляют 649.3 млн т.

По результатам оценки построены карты плотностей прогнозных и начальных ресурсов углеводородов в структурных ловушках верхнеюрского комплекса (рисунок 4, 5).

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

Основным результатом данной работы является комплексная методика количественного прогноза нефтегазоносности локальных объектов на основе локально-статистического метода. В ходе работы:

1. Построена прогностическая модель числа и характеристик локальных невыявленных структур. На ее основе выполнена оценка числа и характеристик невыявленных локальных структур верхнеюрского нефтегазоносного комплекса на территории Томской области в целом и по отдельным нефтегазоносным районам в ее пределах.

2. Разработана модель прогноза нефтегазоносности локальных поднятий, на основе выявленной зависимости вероятности нефтегазоносности структуры от геологических параметров осадочного чехла. Нефтегазоносность структурных ловушек верхнеюрского комплекса Томской области контролируется такими параметрами, как: коэффициент песчанистости горизонта Юь толщина песчаников надугольной пачки, содержание Сорг в баженовской свите, толщина нижневасюганской свиты, величины отклонений от тренд-поверхности горизонта 1Г. Построена карта вероятности нефтегазоносности локальных структур территории исследования.

3. Предложена и опробована комплексная методика количественной оценки ресурсов УВ, локализованных в структурных ловушках. Предложенная методика позволяет в явном виде учитывается вероятностный характер нефтегазоносности локальных объектов.

4. Получена вероятностная оценка прогнозных геологических ресурсов УВ в структурных ловушках верхнеюрского комплекса Томской области. С вероятностью 0.7 начальные геологические ресурсы

превосходят 831 млн т, и не превосходят 1 млрд 494 млн т УУВ. Геологические ресурсы подготовленных неопоискованных структур с вероятностью 0.7 превосходят 180 млн т УУВ и с той же вероятностью составляют менее 317 млн т УУВ. Геологические ресурсы фонда невыявленных локальных структур оценены от 651 млн т до 1 млрд 177.3 млн т при соответствующих уровнях квантилей 0.3 и 0.7.

5. Построены карты плотностей начальных и прогнозных геологических ресурсов углеводородов невыявленного и неопоискованного фонда структур верхнеюрского комплекса Томской области с плотностью ресурсов не менее представленной с вероятностью 0.5. (рисунок 4, 5).

СПИСОК ОСНОВНЫХ ПУБЛИКАЦИЙ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

В журналах, рекомендованных Высшей аттестационной комиссией:

1. Моисеев, С.А. Ресурсы юга Западной Сибири / С.А. Моисеев, О.В. Елишева, C.B. Рыжкова, Л.С. Грекова // Нефтегазовая вертикаль. - 2005. - № 7. - С. 38-42.

2. Конторович, В.А. Перспективы нефтегазоносности нижнеюрских отложений юго-восточных районов Западной Сибири /

B.А. Конторович, И.В. Жилина, С.А. Бердникова, Л.М. Бурштейн, Л.С. Грекова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2006. - №5-6. - С. 109—115.

3. Бурштейн, Л.М. Прогноз перспектив нефтегазоносности на основе анализа условных вероятностей (на примере верхнеюрского нефтегазоносного комплекса юго-востока Западной Сибири) / Л.М. Бурштейн, Л.С. Грекова, И.В. Жилина // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2006. - №5-6. -

C. 85-91,

4. Грекова, Л.С. Прогноз вероятности нефтегазоносности локальных структурных ловушек (на примере горизонта Ю) юго-востока Западной Сибири, Томская область) / J1.C. Грекова // Геология нефти и газа. - 2011. - № 5. - С. 84-92.

5. Бурштейн, Л.М. К методике оценки размеров крупнейших скоплений углеводородов в нефтегазоносных районах / Л.М. Бурштейн, Л.С. Грекова // Геология нефти и газа. - 2014. - № 1. - С. 5-13.

В прочих изданиях:

6. Бурштейн, Л.М. Перспективы нефтегазоносности нижнеюрского комплекса юго-восточных районов Западной Сибири / Л.М. Бурштейн, В.А. Конторович, С.А. Бердникова, Л.С. Грекова , И.В. Жилина // Сб. тезисов «Малоизученные нефтегазоносные

5, км"

1000

Рисунок I - Эмпирическое и расчетное интегральные распределения площадей локальных

структур Томской области

Условные обозначения:

Вероятность нефтегазоносности структуры, долн.ед

административные границы

граница ИГО

граница ИГР

^—| контуры локальных поднятий

скважины нефтегазоносные

скважины нснсфтегазоносные

залежи нефти и газа в горизонте Ю,

Рисунок 3 - Схематическая карта вероятности нефтегазоносности локальных структур верхнсюрского комплекс

юго-востока Западной Сибири

Р(я'х) 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 \ 0.2 0.1

у = 0.81 —

= 0.75

0.81

дг — 0.32 1 + ехр(—)

р(ц/х) 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4

0.2' 0.1

о -----о

о. "О

у = - 0.002 дг2 + 0.07 д + 0.24

/?2 = 0.88 Ь

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5 0.6 доли ед.

О

10 12

у = —0.01 • х + 0.22 Я2 = 0.64

Р(Ф) 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1

14

Н, м

16

^ = -0.01 ^+0.24-д:-0.66 Л2 =0.77

О

Р(Ф)

10 15 20 25 30 35 40 45 50

Н, м

8 10 12 % на вес породы

О О

0.5 О

0.4 0.3 О о о

0.2 у = - -0.0004- х + 0.59

0.1 /?2 = 0.35 е

0

у = 0.000002 • дг - 0.008 • * + 7.69 Л2 =0.21

40

Р(ч/х) 0.6

0.5

0.4

0.3

0.2

0.1

О

140

240

340

1500

у = 0.04-д" -0.31 Д- + 0.95 /?2 =0.57

2.0 2.5 3.0 3.5

1700 1X00

1900 2000 Н, м

—о

о о

у = -0.23 • д:2 + 0.20 •* + 0.45 Я2 =0.56

0.8 -0.6 -0.4 -0.2 О

0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 у. с.

Рисунок 2 - Зависимости вероятности нсфтсгазоносности локальных поднятий в всрхнсюрском комплексе юго-востока Западной Сибири от геологических параметров р(ц/х)\ а) коэффициента пссчанистости Ю„ Ь) толщины песчаников надугольной пачки; с) толщины нижневасюганской свиты, (1) содержания С„рг в породах бажсновской свиты, с) толщины юрских отложений, Г) толщины меловых отложений, g) площади структуры, И) отклонения от тренд-поверхности

горизонта II'в условн.сд.

Рисунок 4 - Карта плотности прогнозных геологических ресурсов углеводородов в структурных ловушках верхнеюрского комплекса Томской области (плотность ресурсов не менее представленной с вероятностью Р = 0.5)

Условные обозначения

Плотность ресурсов УУВ, тыс. т на км:

О

50

30

20

10

Граница Западно-Сибирской НГП |^^ Границы НГР

Административные границы

залежи нефти и газа в горизонте Ю,

локальные поднятия

50

100 150

200

км

Рисунок 5 - Карта плотности начальныхгеологических ресурсов углеводородов в структурных ловушках верхнеюрского комплекса Томской области ( плотность ресурсов не менее представленной с вероятностью Р = 0.5)

Таблица 1 - Прогнозные геологические ресурсы углеводородов верхнеюрского комплекса Томской области, связанные с локальными структурами, млн т УУВ.

НГР Подгото вленные неопоискованные структуры Невыявлснные локальные структуры Всего Современная оценка по состоянию на 01.01.2012 г.

0.3-квантиль (нижняя граница) 0.7-квантиль (верхняя граница) наиболее вероятная (модальное значение) 0.3-квантиль (нижняя граница) 0.7-квантиль (верхняя граница) наиболее вероятная (модальное значение) 0.3-квантиль (нижняя |раница) 0.7-квантиль (верхняя граница) наиболее вероятная (модальное значение) С3-Ю млн.т. УУВ

Вартовский 9,6 17,5 9,5 23.4 42,8 22,9 33,0 60,3 32,4 63,5

Александровский 21,8 38,9 22,1 61,3 111,7 60,4 83,1 150,7 82,5 113,0

Каймысовский 23,2 41,8 23,3 168,5 307,1 166,1 191,7 349,0 189,3 201,4

Нюрольско-Колтогорский 48,3 86,8 48,6 71,8 127,7 73,7 120,1 214.4 122,2 393,5

Среднсвасюганский 10,6 18,6 11,0 68,5 125,1 67,2 79,1 143,7 78,2 126,8

Мсжовский 7,9 13,3 8,9 15,5 26,8 16,5 23.4 40,1 25,4 16,4

Пудинский 29,3 50,7 31,4 165,3 297,2 166,6 194,6 347,9 197,9 56,1

Усть-Тымский 10,3 17,7 11,3 50,6 92,4 49,7 60,9 110,1 60,9 64,1

Парабсльский 14,8 24,7 17,0 19.7 35,1 20,1 34,5 59,9 37,1 41,6

Пыль-Караминский 4,0 6,6 4,7 6,3 11,3 6,3 10,3 17,9 11,0 25,6

Итого 179,7 316,7 187,6 650,9 1177,3 649,3 830,6 1494,0 837,0 1101,8

регионы и комплексы России (прогноз нефтегазоносности и перспективы освоения)». - Москва, 2001. - С.41^13.

7. Бурштейн, Л.М. Количественный прогноз перспектив нефтегазоносности юрских комплексов / Л.М. Бурштейн, И.В. Жилина, Л.С. Грекова // Сб. «Тезисы докладов пятой научно-практической конференции Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». - Ханты-Мансийск, 2001. - С. 18-20.

8. Конторович, А.Э Ресурсы углеводородов Омской области / А.Э. Конторович, Л.М. Бурштейн, И.В. Жилина, Л.С. Грекова, С.А. Моисеев, C.B. Рыжкова // Природа, природопользование и природообустройство Омского Прииртышья: Материалы III научно-практической конференции. - Омск: Курьер, 2001. - С.114-115.

9. Бурштейн, Л.М. Сырьевая база нефтяной и газовой промышленности Западной Сибири: прогноз невыявленных ресурсов, закономерности их локализации, вероятная структура, динамика выявления / Л.М. Бурштейн, В.Р. Лившиц, И.В. Жилина, Л.С. Грекова // Сб. тезисов «Актуальные проблемы поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа». - Москва. - ИГиРГИ. - 2004. - С. 8990.

10. Жилина, И.В. Перспективы нефтегазоносности нижнеюрского комплекса юго-восточных районов Западной Сибири / И.В. Жилина, Л.С. Грекова // Проблемы геологии и освоения недр: Труды Восьмого симпозиума им.академика М.А.Усова студентов и молодых ученых, посвященного 400-летию города Томска. — Томск, 2004.-С. 459-461.

11. Грекова, Л.С. Метод прогноза количества и параметров невыявленных локальных структур на примере верхнеюрского комплекса Томской области / Л.С. Грекова // Сб. материалов международной научно-практической конференции «Актуальные проблемы нефтегазовой геологии». - СПб.: ВНИГРИ. - 2007. -С.217-226.

12. Грекова, Л.С. Прогноз количества и параметров невыявленных локальных структур в верхнеюрском комплексе Томской области / Л.С. Грекова // Сб. материалов молодежной конференции «Трофимуковские чтения - 2007». - Новосибирск : ИНГГ СО РАН, -2007.-С. 172-175.

_Технический редактор Т.С. Курганова_

Подписано в печать 02.09.2014 Формат 60x84/16. Бумага офсет №1. Гарнитура Тайме

_Печ.л. 0,9. Тираж 130. Зак. № 118_

ИНГГ СО РАН, 630090, Новосибирск, просп. Акад. Коптюга, 3