CC BY
13Актуальные проблемы нефти и газа ■ Вып. 3(22) 2018 ■ http://oilgasjournal.ru
МЕТОДИЧЕСКИЙ ПОДХОД К ВЕРОЯТНОСТНОЙ КОЛИЧЕСТВЕННОЙ
ОЦЕНКЕ ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ ОТЛОЖЕНИЙ СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
В.Л. Шустер, С.А. Пунанова ИПНГ РАН, e-mail: tshuster@mail.ru, punanova@mail.ru
Важнейшей задачей нефтегазового комплекса России на ближайшие годы является восполнение добычи УВ подготовкой новых запасов и ресурсов нефти и газа. Одним из основных направлений возможного прироста запасов в России является Западная Сибирь и, в первую очередь, ее северная часть, где в настоящее время сосредоточены значительные запасы газа и газоконденсата, открытые в меловых и верхнеюрских отложениях, на глубинах, не превышающих 3-4 км. Отдельные притоки газа и газоконденсата получены в среднеюрских и палеозойских отложениях.
В центральной части Западной Сибири открыты и разрабатываются преимущественно нефтяные месторождения в среднеюрских, триасовых и палеозойских отложениях, включая образования фундамента.
По оценке специалистов и результатам исследований авторов [1-8], на севере Западной Сибири помимо открытых крупных газовых и газоконденсатных месторождений в верхнем (мел+верхняя юра) комплексе (этаже) перспективны также и отложения (J1+2, T, Pz) нижнего глубокозалегающего этажа, причем для открытия не только газовых, но и нефтяных месторождений. В нижнем этаже перспективны базальные слои нижней и средней юры и зоны выклинивания юрских горизонтов, осадочно-вулканогенные отложения триаса, выполняющие впадины, отложения палеозоя чехольного типа, а также образования коры выветривания и разуплотненные породы фундамента. Юрские и доюрские отложения северной части Западной Сибири характеризуются весьма благоприятными условиями для нефтегазонакопления: рифтогенным режимом развития, который способствует вертикальной миграции флюидов; распространением зон трещиноватости, связанных с разломами, необходимых для формирования пород-коллекторов; флюидоупорами - глинистыми толщами; и выигрышными геохимическими позициями: относительно высоким содержанием Сорг и битумоидов, умеренной и достаточной катагенетической прогретостью недр, высоким реализованным генерационным потенциалом [5, 8-10].
По отложениям нижнего этажа, залегающим на глубинах 5-6 км, материалы по бурению скважин весьма ограничены. В то же время, сейсморазведкой МОГТ 2Б и частично 3Б покрыты все выявленные локальные поднятия. Таких локальных объектов (разбуренных месторождений и выявленных сейсморазведкой структур), перспективных в нефтегазоносном отложении по нижнему этажу, на севере Западной Сибири -значительное количество (порядка 25).
Для оценки перспективности отложений нижнего этажа на этих объектах и обоснования очередности ввода площадей в поисково-разведочное бурение необходимо дать оценку основных геолого-геохимических факторов, влияющих на формирование нефтегазовых скоплений, конкретно для исследуемого региона и отложений нижнего этажа. Желательно также дать раздельный прогноз углеводородов (УВ) и качественную оценку ресурсов (запасов) по каждому объекту.
Методический подход к решению подобных задач обоснован авторами в созданной геолого-математической модели «Выбор» [11], основанной на системном подходе к анализу геолого-геохимической информации. Ранее были успешно использованы различные геолого-математические программы и технологии для решения подобных задач. Для прогнозного разделения выборки объектов в верхнеюрских отложениях Восточной Туркмении на продуктивные и «пустые» успешно применена программа распознавания образов «Кора 3» [12]. Подтверждаемость прогноза (выполнен в 1970 г.) составила 86% (результаты получены в 1975 г.).
Программа «Выбор» успешно использована авторами при оценке перспектив нефтегазоносности и выборе очередности ввода объектов в поисково-разведочное бурение в Баренцевоморском регионе, коэффициент подтверждаемости - 92% и в центральной части Западной Сибири по образованиям фундамента [13]. Степень обоснованности прогноза установить пока не представляется возможным, так как поисково-разведочные работы не проведены.
Основу модели «Выбор» составляют программы «Слой» и «Доминанта». Первая программа позволяет на основе отобранных основных доминирующих показателей дифференцировать совокупность исследуемых объектов по значениям показателей на «слои» равнозначных по степени благоприятности объектов. Вторая программа -«Доминанта» позволяет по дополнительным показателям выявить очередность ввода структур в поисково-разведочное бурение внутри «слоя».
Перед началом работ необходимо выявить набор показателей, характеризующих условия формирования и размещения нефтегазовых скоплений именно в этом регионе -нефтегазоносной области (НГО) и для исследуемых отложений, затем ранжировать эти показатели на основные («доминирующие») и вспомогательные, после чего независимо от единиц измерения дать вероятностную оценку (шкалу) значений каждого показателя.
Наиболее сложная задача, с учетом слабой изученности бурением отложений нижнего этажа разреза севера Западной Сибири, - это подготовка и оценка отобранных показателей, которые должны охватывать все исследуемые объекты без исключения для объективной оценки перспектив нефтегазоносности.
По результатам детального изучения условий формирования и размещения месторождений УВ исследуемого региона, а также соседних НГО и имеющегося фактического геолого-геофизического и геохимического материала была выбрана совокупность показателей для сравнительной оценки изучаемых объектов (табл. 1). Численные значения каждого показателя по конкретному рассматриваемому объекту «снимаются» с соответствующих карт или схем, составленных авторами в процессе исследования с привлечением материалов из опубликованных источников, и переводятся в вероятностные оценки группой экспертов (экспертная оценка).
При этом исследовании авторами впервые в качестве параметра-показателя использованы данные по содержанию ванадия (V) и ванадилпорфиринов (Ур) в битумоидах баженовской свиты. Было обращено внимание на дифференцированность распределения этих параметров по всей территории Западно-Сибирского НГБ. Выделены зоны низких значений этих параметров, протягивающиеся с юго-востока ЗападноСибирского НГБ на северо-запад в область Ямальского полуострова и севернее, возможно в южные акватории Карского моря, свидетельствующие о влиянии подтоков высокопреобразованного ОВ из глубоких горизонтов [10, 14]. Это обстоятельство, на взгляд авторов, повышает перспективы нефтегазоносности исследуемых территорий за счет дополнительного, кроме ОВ собственно баженовских отложений, источника УВ. Эти источники могут быть связаны с нефтепроизводящими осадочными глубокопогруженными доюрскими отложениями - триасовыми и палеозойскими.
В результате проведенных исследований обоснованы показатели оценки перспективности объектов на основе выработанного набора геологических и геохимических параметров. В дальнейшем, на основе модельных расчетов с помощью программы «Выбор»
Таблица 1
Вероятностная оценка выбранных геолого-геохимических параметров
Параметры Вероятности значений
1,0 0,9 0,8 0,7
Геолого-геофизические позиции
Прогнозируемый возрастной интервал притока УВ J1+2 T+P2 образования фундамента
Вещественный состав комплекса отложений терриген-ный терригенно-карбонатный породы фундамента
Глубины залегания, км 4,0-5,0 5,0-5,5 5,5-6,0
Степень благоприятности объекта с тектонической позиции на валах и сводах между валами, сводами вблизи Уренгой-Колтогорского разлома или его ветви
Глубина залегания фундамента, мощность осадочного чехла, км < 7,0 > 7,0
Прогнозные ФЕС пород Кп > 10% , Кпр >1 мД Кп = 5-6%, Кпр = 0,5-1 мД Кп = 5-6%, Кпр < 0,5 мД
Т-1 * Геохимические позиции
Прогнозируемый тип УВ Нефть Нефтегазоконденсат Газоконденсат, газ
Содержание Сорг в породах, % 2,5-3,0 2,0-2,5 1,5-2,0 1,0-1,5
Степень ** катагенеза** ГЗН (МК1-МК2) ГЗГ (МК2-МК3) > МК3 (АК) и < ПК
Содержание Ур на (пх10-3, %) 0-50 50-100 100-250 250-500
Содержание У на ХБ (пх10-2, %) < 1 1-5 5-10 10-20
Интенсивность эмиграции жидких ув, тыс. т/км2 1000-2000 500-1000 150-500 50-150
Интенсивность генерации газообразных УВ, млн м3/км2 >500 250-500 100-250 50-100
Геохимические позиции предполагается представить в основном по леонтьевскому горизонту средней юры, привлекая аналитические данные [2].
** ГЗН - главная зона нефтеобразования; ГЗГ - главная зона газообразования; МК -мезокатагенез; АК - апокатагенез; ПК - протокатагенез. ХБ - хлороформенный битумоид.
исследуемая совокупность объектов будет дифференцирована на равнозначные по степени перспективности «слои», в которых, в свою очередь, по дополнительным показателям выявляется очередность проведения поисково-разведочных работ на нефть и газ.
Так выглядит методический подход к решению конкретной задачи выбора очередности ввода объектов в поисково-разведочное бурение для глубокозалегающих юрских и доюрских отложений в северной части Западной Сибири.
Статья написана в рамках выполнения государственного задания (тема «Фундаментальные проблемы геологии, геохимии и гидрогеологии нефтегазовых осадочных бассейнов. Обоснование значимых факторов эффективного прогноза крупных скоплений УВ в неструктурных условиях», №АААА-А-16-116022510269-5).
ЛИТЕРАТУРА
1. Дмитриевский А.А., Шустер В.Л., Пунанова С.А. Доюрский комплекс Западной Сибири - новый этаж нефтегазоносности. Проблемы поиска, разведки и освоения месторождений углеводородов. Saarbruchen (Germany): Lambert Academic Publishing, 2012. 135 c.
2. Бочкарев В.С., Брехунцов А.М., Нестеров И.И. (мл.) Закономерности размещения нефти и газа в Западно-Сибирском мегабассейне // Горные ведомости. 2007. № 10. С. 6-23.
3. Сурков В.С., Смирнов Л.В. и др. Нижнесреднеюрский комплекс ЗападноСибирской плиты - особенности его строения и нефтегазоносность // Геология и геофизика. 2004. Т. 45, № 1. С. 55-58.
4. Плесовских И.А., Нестеров И.И. (мл.) Нечипорук Л.А., Бочкарев В.С. Особенности геологического строения северной части Западной Сибирской геосинеклизы и новые перспективные объекты для поисков углеводородного сырья // Геология и геофизика. 2009. Т. 50, № 9. С. 1025-1034.
5. Конторович А.Э., Фомин А.Н., Борисов Л.С. и др. Геохимические критерии прогноза нефтегазоносности глубокозалегающих горизонтов нижней и средней юры на севере Западной Сибирского НГБ // Геохимия в практике поисково-разведочных работ на нефть и газ: Тез. докл. науч.-практ. конф. М., 2001. С. 20-22.
6. Шустер В.Л., Дзюбло А.Д. Геологические предпосылки нефтегазоносности нижне-среднеюрских и доюрских отложений на севере Западной Сибири // Экспозиция Нефть Газ. 2012. № 2. С. 26-29.
7. Никитин Б.А., Дзюбло А.Д., Шустер В.Л. Геолого-геофизическая оценка перспектив нефтегазоносности глубокозалегающих горизонтов п-ва Ямал и Приямальского шельфа Карского моря // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2014. № 11. С. 102-106.
8. Кирюхина Т.А., Ульянов Г.В., Дзюбло А.Д. Геохимические аспекты газонефтеносности юрских и доюрских отложений севера Западной Сибири и прилегающего шельфа // Газовая промышленность. 2011. № 7. С. 66-70.
9. Пунанова С.А., Шустер В.Л. Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности доюрских отложений Западно-Сибирской платформы // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2012. № 6. С. 20-26.
10. Пунанова С.А., Шустер В.Л. Новые данные о геолого-геохимических особенностях нефтегазоносности домеловых отложений севера Западной Сибири // Георесурсы. 2018. Т. 20, № 2. С. 67-80.
11. Швембергер Ю.Н., Шустер В.Л., Меркулова О.Н. Многокритериальность и выбор альтернативы в поисково-разведочных работах на нефть и газ. М.: Геоинформцентр, 2003. 48 с.
12. Шустер В.Л. Некоторые результаты прогноза нефтегазоносности верхнеюрского комплекса Туранской плиты с использованием программы распознавания образов «Кора-3» // Бюлл. МОИП. 1970. № 4. С. 4-5.
13. Шустер В.Л., Пунанова С.А. Вероятностная оценка перспектив нефтегазоносности доюрского комплекса Западной Сибири с помощью геолого-математической программы «Выбор» // Нефтяное хозяйство. 2014. № 1. С. 16-19.
14. Пунанова С.А. Микроэлементы нафтидов в процессе онтогенеза углеводородов в связи с нефтегазоносностью: Автореф. дис. ... докт. геол.-мин. наук. М., 2017. 46 с.
