CC BY
157
УДК 553.982
МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ В ОТЛОЖЕНИЯХ ДОМАНИКОВОГО ТИПА
© 2017 г.|А.И. Варламов, В.И. Петерсилье, В.И. Пороскун, Н.К. Фортунатова, Н.В. Комар, А.Г. Швец-Тэнэта-Гурий
ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт», Москва, Россия; [email protected]; [email protected]; [email protected]; [email protected]; [email protected]; [email protected]
TECHNIQUE OF OIL RESERVES ESTIMATION IN DOMANIK DEPOSITS
© 2017 | A.I. Varlamov, V.I. Petersilye, V.I. Poroskun, N.K. Fortunatova, N.V. Komar, A.G. Shvets-Teneta-Guriy FGBU «All-Russian Research Geological Oil Institute», Moscow, Russia;
[email protected]; [email protected]; [email protected]; [email protected]; [email protected]; [email protected]
Поступила 07.08.2017 г. Принята к печати 03.10.2017 г.
Ключевые слова: доманиковые отложения; нетрадиционные коллекторы; Бузулукская впадина; подсчет запасов.
Традиционные методы подсчета запасов нефти объемным методом в отложениях доманикового типа не могут применяться из-за аномально низких емкостных и особенно фильтрационных свойств пород. Предложен новый подход к оценке запасов, базирующийся на выделении и оценке пористости нефтенасыщенных интервалов по данным прямых наблюдений (газовый каротаж) и С/О-каротажа. Границы залежи предлагается устанавливать с учетом ареала распространения на площади пород доманикового типа и изученности лицензионного участка. Наибольшей неопределенностью при оценке запасов нефти в породах доманикового типа характеризуется величина коэффициента извлечения нефти. КИН для разрабатываемых залежей предлагается принимать по данным разработки в соответствии с проектными технологическими документами.
Received 07.08.2017 Accepted for publishing 03.10.2017
Key words: domanik deposits; unconventional reservoirs; Buzulukskaya depression; reserves calculation.
Oil reserves calculation by traditional volumetric method is not applicable to the domanik type deposits because of abnormally low reservoir properties (their storage capacity and, especially, fluids transmissibility). A new approach proposed for the reserve evaluation is based on identification and assessment of oil-saturated intervals porosity. The oil pool limits are proposed to be determined taking into account the lateral continuity of the domanik type rocks and the level of geological knowledge on the license area. Oil recovery factor is the most ambiguous parameter used in oil reserves evaluation in rocks of the domanik type. Its value for oil pools under development is proposed to be accepted on the basis of development results in accordance with technological documentation of the field development plan. Any strict methodology of recovery factor determination for oil pools in rocks of this type does not exist. For such pools it is proposed to accept the oil recovery factor value conditionally equal to 3 % when using the technology of multiple hydraulic fracturing.
Отложения доманикового типа широко развиты на территории европейской части России, а именно в Тимано-Печорской и Волго-Уральской нефтегазоносных провинциях (НГП) (рис. 1, 2). История их изучения в качестве нефтематеринских пород насчитывает многие десятилетия. К числу первых работ относятся труды А.А. Кайзерлинга (1885), Г.И. Тео-доровича (1935), Н.М. Страхова (1939, 1955), Д.В. На-ливкина (1956), В.А. Завьялова (1966), Г.П. Ботанова (1956), Т.Т. Середы (1967), С.В. Максимовой (1970), Т.В. Белоконь и др. (1990), С.Г. Неручева (1986) и многих других исследователей.
В последние годы эти отложения стали рассматриваться в качестве нетрадиционных источников нефти — важного дополнительного ресурсного потенциала в так называемых старых нефтегазоносных районах. Именно в таких отложениях открыты месторождения в Республике Татарстан (Бавлинское,
Южно-Мухинское, Муслюмовское, Ромашкинское, Шийское), в Республике Башкортостан (Югомашев-ское) и Оренбургской области (Троицкое).
Главным отличием отложений доманикового типа от баженовской и хадумской свит, относимых также к нетрадиционным источникам УВ, является карбонатный, карбонатно-кремнистый и глинисто-карбонатный состав углеродистых пород, обусловленный их накоплением в депрессионных зонах бассейнов карбонатной седиментации. Условия осад-конакопления отразились на особенностях их строения, а также распространении в разрезе верхнедевонских и турнейских отложений и по площади.
Нетрадиционные залежи нефти в отложениях доманикового типа характеризуются тем, что породы, содержащие нефть, одновременно относятся к нефтепроизводящим и не являются коллектором
Рис. 1. Fig. 1.
Карта области распространения отложений доманикового типа в Тимано-Печорской НГП Map of lateral distribution of the domanik type deposits in the Timan-Pechora oil-and-gas province
11-rtd UW» drtrth «4M Ulft 4IMÉ i-ni
. --1 -I -; * frocr'a efffiyfl
Ж—Ж—л. О,
■ I k| ■ biU'ca MW» п rn ill во 120 160
ГIZji 2
3
4
5
i .6 7
9
10 11
1 — скважины; 2 — границы Тимано-Печорской НГП; 3 — глубинные разломы; 4 — глубокопогруженные области (> 5000 м); 5 — зоны выхода на поверхность; 6 — области отсутствия отложений доманикового типа; области развития отложений доманикового типа в интервале (7-11): 7 — dm-C1t, 8 — dm-fm3, 9 — dm-fm2, 10 — dm-f3, 11 — доманикового горизонта
1 — wells; 2 — Timan-Pechora oil-and-gas province administrative boundaries; 3 — deep faults; 4 — deeply buried zones (> 5000 m); 5 — zones of exposure to the surface; 6 — zones of the domanik type deposits absence; zones of domanik type deposits development in the interval (7-11): 7 — dm-C1t, 8 — dm-fm3, 9 — dm-fm2/ 10 — dm-f3, 11 — domanik horizon
км
1 2
3
4
5
6
7
8
Зоны развития отложений доманикового типа (1-5): 1 — отсутствие отложений доманикового типа, 2 — в доманиковом и речиц-ком горизонтах верхнего девона и фрагментарно в межрифтовых проливах от доманикового до данково-лебедянского горизонтов верхнего девона, 3 — от доманикового до данково-лебедянского горизонтов верхнего девона, 4 — от доманикового горизонта верхнего девона до турнейского яруса нижнего карбона, 5 — отсутствие отложений доманикового и речицкого горизонтов (а), фамен-ского яруса (б); границы (6, 7): 6 — НГО, 7 — административные; 8 — палеосводы (1-9): 1 — Сыктывкарский, 2 — Котельнический, 3 — Токмовский, 4 — Жигулевский, 5 — Пугачевский, 6 — Камский, 7 — Северо-Татарский, 8 — Башкирский, 9 — Южно-Татарский; палеопрогибы Камско-Кинельской системы (10-13): 10 — Нижнекамский, 11 — Усть-Черемшанский, 12 — Актаныш-Чишминский, 13 — Муханово-Ероховский; I — Волго-Уральская антеклиза; II — Московская синеклиза; III — Воронежская антеклиза; IV — Прикаспийская синеклиза; V — складчатая система Урала
Domanik deposits distribution areas: (1-5): 1 — absence of domanik type deposits, 2 — in the Domanik and Rechitskiy horizons of the Upper Devonian and fragmentary in the between-reef passages from the Domanik to the Dankovo-Lebedianskiy horizons of the Upper Devonian,
3 — from Domanik to Dankovo-Lebedyanskiy Upper Devonian horizon, 4 — from the Domanik horizon of the Upper Devonian to the Tournaisian stage of the Lower Carboniferous, 5 — absence of the Domanik and Rechitskiy horizons deposits (a), Famenian stage (b); boundaries (6, 7): 6 — oil-and-gas bearing areas, 7 — administrative; 8 — Paleo-arches (1-9): 1 — Syktyvkarskiy, 2 — Kotelnicheskiy, 3 — Tokmovskiy,
4 — Zhiguliovskiy, 5 — Pugachevskiy, 6 — Kamskiy, 7 — Severo- Tatarskiy, 8 — Bashkirskiy, 9 — Yuzhno-Tatarskiy; paleo-depressions of Kamsko-Kinelskaya system (10-13): 10 — Nizhnekamskiy, 11 — Ust-Cheremshanskiy, 12 — Aktanysh-Chishminskiy, 13 — Mukhano-Erokhovskiy; I — Volga-Ural anteclise; II — Moscow syneclise; III — Voronezh anteclise; IV — Pre-Caspian syneclise; V — Urals folded system
Рис. 3. Fig. 3.
Сопоставление содержания урана по данным ГК-С и СОВ (Бузулукская впадина, Кашаевский участок, скважины 1, 2) Cross-plot of Uranium concentrations derived from gamma-ray spectral logging and content of organic matter (Buzulukskaya depression, Kashaevskiy area)
20
es
18
16
14
12
10
♦ 1 О 2
12
16
20
24
ГК-С, 10"*%
1 — скв. 1; 2 — скв. 2 1 — well 1; 2 — well 2
Сопоставление двойного разностного параметра Д Jy по данным ГК и содержания СОВ (Бузулукская впадина, Кашаевский участок, скважины 1, 2) Cross-plot of the gamma ray log (Д Jy) with the content of organic matter (Buzulukskaya depression, Kashaevskiy area, wells 1, 2)
S? 20
tt
О
<j 18
16 14 12 10 8 6
О
о
г О ♦
о
О/ ? о . о
* в ОО
♦ 1
О 2
0,2
0,4
0,6
0,8 0,12 Л Jy, доли ед.
1 — скв. 1; 2 — скв. 2 1 — well 1; 2 — well 2
в традиционном понимании. Они обладают практически нулевой проницаемостью, и при испытании этих пород притока флюидов из них обычно не получают. При исследованиях проницаемость керна (если он не был подвержен техногенной трещиноватости) составляет обычно ^ п • 10-5 мкм2.
Промышленные притоки нефти из нетрадиционных источников получают обычно после проведения гидроразрыва пласта (ГРП), в результате которого создается искусственная фильтрационная система. Иными словами, получаемые углеводороды добывают уже из вновь созданного коллектора, свойства которого по данным исследования керна, ГИС и испытаниям, выполненным до проведения ГРП, определить невозможно. Опыт освоения залежей в нетрадиционных коллекторах США показал, что единственным достоверным способом оценки извлекаемых запасов нефти в нетрадиционных коллекторах является анализ работы продуктивных скважин на оцениваемом участке, разбуренном эксплуатационной сеткой скважин. Этот метод и рекомендован Обществом инженеров по оценке запасов нефти и газа ^РЕЕ) в качестве основного для подсчета запасов нефти в нетрадиционных коллекторах [9].
В России для промышленной и даже опытной разработки необходимо провести оценку запасов сразу после открытия месторождения (залежи), поэтому для оперативного подсчета запасов нефти в нетрадиционных коллекторах можно использовать только объемный метод.
В статье рассмотрен алгоритм оценки запасов нефти объемным методом в отложениях доманико-вого типа, который был разработан и апробирован на Троицком (Оренбургская область) и Ромашкинском (Республика Татарстан) месторождениях.
Отложения доманикового типа представлены карбонатными, карбонатно-кремнистыми, глинисто-карбонатными, кремнистыми породами и сапропелитами. Основной признак отнесения пород к отложениям доманикового типа — наличие в матрице породы органического вещества ОВ. Т.В. Баженова предложила в качестве граничного для выделения пород доманикового типа принять содержание ОВ, равным 0,5 % [1]. Авторы статьи считают целесообразным принять при оценке запасов более осторожную величину граничного содержания ОВ, равную 1 %. Такие породы наиболее надежно выделяются по результатам геохимических исследований образцов керна или шлама. Содержание ОВ может быть оценено и по данным ГИС по кривым спектрального гамма-каротажа (ГК-С) с использованием петрофизических связей типа «керн-керн» и «керн-ГИС». Как видно из рис. 3, кривая показаний урана (и) является функцией содержания органического вещества в породе Сов.
8
6
4
2
0
0
4
8
4
2
0
0
В «старых» скважинах оценку содержания ОВ можно проводить по данным ГК, однако такие оценки менее надежны. Как видно на рис. 4, теснота связи гамма-активности пород с содержанием ОВ в аналогичных скважинах существенно ниже.
Другая важная особенность отложений дома-никового типа — практическое отсутствие в них естественной проводимости (традиционных коллекторов). Это подтверждается результатами ГИС, а также путем анализа полученной по керну основной зависимости проницаемости от пористости, определяющей петрофизический облик коллектора. Действительно, как видно из рис. 5, связь между коррелируемыми параметрами отсутствует.
Следует считать, что трещинные коллекторы в отложениях доманикового типа отсутствуют, так как для них характерны большие дебиты при испытаниях и широкий диапазон проницаемости при низкой (до 2-3 %) пористости. В разрезе отложений домани-кового типа встречаются маломощные линзы проницаемых пород. Отложения доманикового типа на территории европейской части России, а именно в Тимано-Печорской и Волго-Уральской НГП, развиты в составе верхнедевон-турнейского осадочного комплекса на значительной территории (рис. 6).
В вертикальном разрезе к отложениям доманикового типа на территории Волго-Уральской НГП относятся следующие стратиграфические подразделения [8]:
Рис. 5.
Fig. 5.
Сопоставление пористости и проницаемости
по отложениям доманикового типа (Бузулукская впадина,
Кашаевский участок, скважины 1, 2)
Porosity and permeability comparison of the domanik type
deposits (Buzulukskaya depression, Kashaevskiy area,
wells 1, 2)
1000
100
10
0,1
0,01
*
♦
о
* о о
во' ° ♦ _ . о° О о о 0 1 о
- - о о
♦ 2
0
скв. 1; 2 - скв. 2 ■ well 1; 2 - well 2
0,04
0,08 0,12 Пористость по керну, доли ед.
Рис. 6. Fig. 6.
Стратиграфическое распространение отложений доманикового типа в Волго-Уральской НГП Domanik type deposits stratigraphic distribution in the Volga-Ural oil and gas province
1
1
( ........ >
и 1- ПАЛЕОСВОДЫ ПАЛЕОПРОГИБЫ
ш н и 5 ¡5 > О. > О. СС ^ X О го S ЮЖНО-ТАТАРСКИЙ, СЕВЕРО-ТАТАРСКИЙ, ЖИГУЛЕВСКО-ПУГАЧЕВСКИЙ МУХАНОВО-ЕРОХОВСКИЙ, УСТЬ-ЧЕРЕМШАНСКИЙ, АКТАНЫШ-ЧИШМИНСКИЙ, ВЕРХНЕКАМСКИЙ
и О О с е Центральная часть палеосвода Склон палеосвода Борт палеопрогиба Центральная часть палеопрогиба
ос 9S Кизеловский
X X
1 s X X X ас и 91 ш Черепетский
О *
X LU X О- в S X Упинский
< ас X
X Малевский
>х X Зиганский,
X о. хованскии.
S m озерскии
и IX S Плавский, оптуховский
2 I Лебедянский
е „
< и X X X £ S Задонский
О со ш d LU еа Ливенский,
>s s еелановский
■X X 2С X Щ Воронежский
£ Речицкий
в IS Доманиковый
№ 5,2Qi;
Табл. 1. Характеристика литологических типов пород по данным геохимических исследований и ГИС для зоны глубокого залегания
отложений доманикового типа Волго-Уральской НГП Table 1. Characteric of lithologic rock types according to geochemical research and GIS data for the deep-seated deposition zone of Volga-Ural domanik type oil and gas bearing province
Литотип БК, Ом • м At, мкс/м GGK, г/см A ГК, доли ед. A НГК, доли ед. K, % U, 10-4 % TOC, % Скарб / Скварц
Высокоуглеродистые карбонатно-кремнистые сланцеватые породы с однородным строением 129-8689 (1931) 182-259 (210) 2,3-2,58 (2,45) 0,28-1 (0,75) 0,234-0,843 ( 0,40) 0,18-1,36 (0,58) 9,3-32,5 (16,6) 5,2-14,2 (9,0) 0,21-1,1 (0,68)
Высокоуглеродистые кремнисто-карбонатные сланцеватые породы с прослоями радиоляритов, известняков и доломитов 199-4586 (1168) 146-225 (193) 2,3-2,62 (2,52) 0,29-0,88 (0,58) 0,25-0,68 (0,44) 0-1,8 (0,68) 9,2-19,9 (11,8) 5,1-10,7 (6,8) 1,1-3,9 (1,9)
Известняковые брекчии с высокоуглеродистым кремнисто-карбонатным цементом 57-10000 (1726) 140-259 (180) 2,47-2,72 (2,51) 0,07-0,56 (0,36) 0,1-0,92 (0,57) 0-1,9 (0,59) 6-8,9 (7,3) 2-4,8 (3,3) 1,1-50,5 (4,3)
Углеродистые сланцевые породы смешанного состава 140-6963 (1189) 165-213 (195) 2,36-2,56 (2,51) 0,24-0,80 (0,42) 0,23-0,65 (0,45) 0,2-1,37 (0,63) 6,0-8,7 (8,0) 2,0-4,7 (4,0) 0,47-0,99 (0,69)
Известковые брекчии с карбонатным цементом 145-10000 (1512) 139-210 (177) 2,45-2,74 (2,62) 0,09-0,52 (0,304) 0,38-1 (0,61) 0,04-0,82 (0,42) 5-5,9 (5,4) 0,59-1,85 (1,21) 1,1-9,0 (3,45)
Радиоляриты 900-1189 (998) 173-192 (182 ) 2,53-2,6 (2,57) 0,11-0,32 (0,246) 0,45-0,58 (0,52) 0,2361,58 (0,82) 5,1-5,96 (5,4) 0,84-1,92 (1,2) 0,77-1,0 (0,92)
Карбонаты 37-10000 (1676) 146-239 (172) 2,48-2,86 (2,65) 0-0,4 (0,16) 0,24-0,99 (0,74) 0-1,1 (0,36) 0,39-4,6 (2,72) 0-0,07 (0,002) 0,8-46 (13,5)
Глинисто-карбонатные породы со сланцевой текстурой 108-1020 (326) 183-207 (200) 2,48-2,53 (2,52) 0,43-0,53 (0,48) 0,35-0,466 (0,41) 1-1,42 (1,2) 7,9-8,9 (8,2) нет зависимости в глинах 0,48-1,1 (0,74)
Глинистые известняки 354-1025 (668) 187-245 (214) 2,39-2,61 (2,46) 0,36-1 (0,67) 0,33-0,53 (0,39) 0,86-1,56 (1,1) 4,97-17,6 (9,2) 0,47-2,63 (1,36)
Глины известковые 334-946 (623) 178-228 (200) 2,41-2,56 (2,49) 0,83-1 (0,94) 0,36-0,459 (0,416) 1,1-2,2 (1,8) 11,4-13,5 (12,2) 0,8-2,86 (1,75)
франский ярус:
- доманиковый (семилукский) горизонт (дома-никовая, тлянчи-тамакская свиты);
- речицкий (мендымский) горизонт (трудолю-бовская, мендымская свиты);
- воронежский (мендымский) горизонт (алпа-ровская, мендымская свиты);
- евлановский и ливенский горизонты (янчиков-ская, аскынская свиты);
фаменский ярус:
- байтуганская и малочеремшанская свиты, включающие волгоградский, задонский, елецкий горизонты (нижнефаменский подъярус);
- лебедянский, оптуховский и плавский (данков-ский) горизонты (среднефаменский подъярус);
- озерский, хованский, зиганский горизонты (заволжский надгоризонт верхнефаменского подъяруса).
К отложениям доманикового типа на территории Тимано-Печорской НГП относятся следующие стратиграфические подразделения [6]:
франский ярус:
- доманиковый горизонт (доманиковая свита);
- сирачойский горизонт (мендымская, лыаель-ская, соплесская, кочмесская свиты);
- евлановский и ливенский горизонты (аскын-ская, соплесская, кочмесская свиты);
фаменский ярус:
- волгоградский (Постановление МСК от 1999 г.);
- задонский и елецкий горизонты нижнефамен-ского подъяруса (кочмесская, губахинская свиты);
- лебедянский, оптуховский горизонты (усть-печорский надгоризонт) среднефаменского подъяру-са (губахинская свита);
- плавский и озерский горизонты (зеленецкий горизонт) средне- и верхнефаменского подъяруса (губахинская, зеленецкая свиты).
На площади распространения доманиковых отложений области ограничены позднедевонскими впадинами, их бортами и склонами палеосводов (см. рис. 2).
Отложения доманикового типа представлены высокоуглеродистыми карбонатно-кремнистыми и кремнисто-карбонатными породами со сланцеватой текстурой, а также углеродистыми брекчиями, известняками и доломитами (табл. 1).
Резервуары нефти в отложениях доманикового типа носят название «непрерывных» резервуаров (continuous reservoirs) [5]. Этот термин подчеркивает, что залежи нефти в отложениях доманикового типа, ввиду отсутствия свободной воды, контролируются не традиционными структурными или литологи-ческими ловушками, а литологическим составом и строением пород.
Для каждого горизонта граница залежи проводится по изопахите 10 м с содержанием ОВ > 0,5 % внутри тектонической структуры II порядка. Под залежью (месторождением) нефти в отложениях до-маникового типа понимается площадь распространения пласта или группы пластов отложений дома-никового типа в пределах структур II порядка.
Методические положения, регламентирующие проведение геолого-разведочных работ на скопления нефти и газа и оценку их запасов в отложениях доманикового типа, принципиально отличаются от методики поисков и разведки традиционных месторождений. В первую очередь это относится к стадийности геолого-разведочных работ и классификации запасов и ресурсов нефти и газа.
По результатам региональных работ устанавливаются ареал распространения, особенности строения отложений доманикового типа и границы ресурсов категории Dj. В дальнейшем необходимость локализации ресурсов категорий и D0 отпадает. После открытия месторождения (залежи) запасы категорий С1 и С2 выделяются в пределах изученного участка залежи, что упрощает ведение разведочных работ и значительно сокращает время изучения и освоения залежей нефти в отложениях доманикового типа.
Источником информации для построения геологической модели залежи и определения параметров
для подсчета запасов нефти объемным методом в до-маниковых отложениях должны служить результаты геолого-геофизических исследований, проводимых в процессе поисково-оценочных, разведочных работ и эксплуатации оцениваемого объекта:
- площадные сейсморазведочные работы (2D, 3D, 4D);
- лабораторные исследования керна;
- геофизические исследования скважин;
- гидродинамические исследования скважин;
- геохимические методы исследования пород и нефтей.
Ареал распространения пород доманикового типа по отдельным стратиграфическим горизонтам устанавливается по результатам региональных работ и обобщения полученных результатов в пределах площадей структур II порядка (рис. 7).
Корреляция разрезов скважин должна свидетельствовать о широком площадном распространении («непрерывности») рассматриваемого резервуара с относительно выдержанной мощностью и сходным строением. Слагающие резервуар отдельные слои без существенных изменений должны прослеживаться во всех скважинах, в том числе и достаточно удаленных друг от друга. Результаты детальной корреляции должны подтверждать литофациальные исследования и свидетельствовать о распространении рассматриваемых отложений в пределах изучаемой территории.
Для построения петрофизической основы интерпретации данных ГИС следует использовать лабораторные исследования керна базовых скважин, которые должны включать определения основных ли-толого-петрофизических и геохимических характеристик на образцах керна с плотностью 3-5 образцов на 1 м из интервалов с выносом керна не менее 80 % [3].
На рис. 8 представлена схема развития отложений доманикового типа в пределах Бузулукской впадины с нанесением границы Кашаевского лицензионного участка, материалы по которому были использованы при разработке алгоритма оценки запасов нефти объемным методом в доманиковых отложениях.
Для построения карты распространения пород доманикового типа их выделение в разрезе скважин выполнено на качественном уровне в основном по данным ГК (см. рис. 2). Для скважин Кашаевско-го участка это выделение реализовано по данным ГК-С (см. рис. 3), для пород доманикового типа — по граничному значению ОВ, равному 0,5 %. Из приведенных рисунков видно, что Кашаевский участок целиком расположен в пределах перспективных зон, выделяемых в речицком, воронежском, евлановском
Рис. 7. Fig. 7.
Карта распространения перспективных зон отложений доманикового типа в евлановском и ливенском горизонтах Волго-Уральской НГП
Distribution map of domanik type deposits prospective zones in the Evlanovskiy and Lievenskiy horizons of the Volga-Ural oil and gas bearing province
1 — изолинии Тмах, °С; границы (2, 3): 2 — НГО, 3 — административные; зоны отложений доманикового типа (4-6): 4 — отсутствие отложений (Н < 10 м), 5 — перспективные (Тмах = 415-425 °С, Н = 10-20 м), 6 — высокоперспективные (Тмах = 425 °С, Н > 20 м) 1 — isolines Tmax, °С; boundaries (2, 3): 2 — oil-an d-gas bearing region, 3 — administrative; domanik type deposits (4-6): 4 — absence of deposits (Н < 10 m), 5 — prospective (Гиа1( = 415-425 °С, Н = 10-20 m), 6 — highly prospective (Тмах = 425 °С, Н > 20 m)
1
и ливенском горизонтах верхнего франа, в которых мощность углеродистых сланцевых карбонатно-кремнистых пород превышает 10 м (рис. 8 B-D). Доманиковый горизонт среднего франа на большей части Кашаевского участка имеет мощность менее 10 м (рис. 8 A).
Подсчет запасов нефти залежей в отложениях доманикового типа объемным методом проводится по традиционной формуле
Он = S • К • Кп • к • 0 • р • КИН, где Он — геологические запасы нефти, тыс. т; S — площадь залежи или части залежи, тыс. м2; Кн — нефтена-сыщенная толщина, м; Кп — коэффициент пористости (пустотности), доли ед.; Кн — коэффициент нефтена-сыщенности, доли ед.; 0 — пересчетный коэффициент, доли ед.; р — плотность нефти, т/м3; КИН — коэффициент извлечения нефти, доли ед.
Особенность оценки запасов залежей нефти в отложениях доманикового типа объемным методом заключается в том, что объемные параметры пород с определенной условностью установить можно, а фильтрационные характеристики резервуара на этапе поисков и разведки подсчитать нельзя. Поэтому, даже оценив геологические запасы нефти, извлекаемые можно оценить только условно, приняв значение КИН по опыту (если он есть) или из целого ряда предположений.
Выделение подсчетных объектов
Объектами подсчета запасов являются участки залежи в отложениях доманикового типа с установленной нефтегазоносностью, изученные сейсморазведкой и бурением с детальностью, позволяющей прослеживать и оценивать продуктивность пластов в выделенном интервале и определять параметры для подсчета запасов.
Рис. 8. Fig. 8.
Горизонты: A — доманиковый, B — речицкий, C — воронежский, D — евлановский и ливенский; 1 — перспективная зона, толщина отложений доманикового типа > 10 м; 2 — неперспективная зона, толщина отложений доманикового типа < 10 м; 3 — граница Кашаевского участка
Horizons: A — Domanik, B — Rechitskiy, C — Voronezhskiy, D — Evlanovskiy and Livenskiy; 1 — prospective zone, domanik type deposits thickness > 10 m; 2 — no potential zone, domanik type deposits thickness < 10 m; 3 — Kashaevskiy zonal boundary
Карты распространения пород доманикового типа в пределах Бузулукской впадины Maps of domanik type rocks occurrence within the Buzulukskaya depression
В пределах Волго-Уральской НГП в отложениях доманикового типа продуктивные пласты выделяются по результатам корреляции разрезов скважин, данных сейсморазведки, материалам изучения керна — всего комплекса геолого-геофизических данных по объекту подсчета запасов (табл. 2).
Площадь оцениваемого участка залежи должна приниматься равной площади участка, изученного геолого-геофизическими методами с детальностью, достаточной для построения геологической модели и определения параметров для подсчета запасов.
При подсчете запасов в пределах изученных лицензионных участков за границу залежи следует принимать границы этих участков в тех случаях, когда они расположены внутри ареала распространения пород доманикового типа по оцениваемым горизонтам.
Определение эффективных нефтенасыщенных толщин
В отличие от традиционных объектов, где выделяются нефтенасыщенные проницаемые интервалы, объектами подсчета запасов в отложениях домани-кового типа являются нефтенасыщенные породы, в которых нефть находится в рассеянном состоянии и петрофизические свойства которых позволяют получать промышленные притоки нефти в основном после проведения ГРП и других методов стимуляции притоков. Другими словами, перспективные интервалы пород доманикового типа не являются коллекторами в обычном понимании.
Нефтенасыщенные интервалы, в свою очередь, предлагается выделять в разрезе скважины по данным геолого-технических исследований (ГТИ), а именно газового каротажа. Выделение проводится по газовой аномалии, вызванной поступлением нефти и растворенного газа за счет разбуривания продуктивного нефтяного объекта. Величина аномалии должна превышать уровень фоновой газонасыщенности не менее чем в 2 раза [2, 7]. Важно подчеркнуть,
что выделение пропластков изложенным способом основано на прямых признаках присутствия нефти, проявившихся, что наиболее важно, в скважинных условиях.
Выделение нефтенасыщенных интервалов возможно и по комплексу ядерно-физических методов, включающих углерод-кислородный (С / О) каротаж [3]. С / О-каротаж — это одна из модификаций импульсной нейтронной гамма-спектрометрии, изучающей энергетические и временные распределения плотности потока гамма-излучения, возникающего в результате различных нейтронных реакций на ядрах породообразующих элементов.
Хотя С / О-каротаж выполняется в ограниченном числе скважин из-за высокой стоимости и сложности количественной интерпретации, его преимущества заключаются в оценке емкостных свойств (пористости и нефтенасыщенности) в разрезах практически с любой литологией. Кроме того, метод работает и в условиях обсаженной скважины, т. е. может быть использован в пропущенных (транзитных) интервалах эксплуатационных скважин.
Как отмечалось, в разрезах с отложениями пород доманикового типа встречаются отдельные маломощные пропластки традиционных коллекторов порового типа, выделяемые по прямым качественным признакам: сужению диаметра скважины, приращению на диаграммах разноглубинных методов электрического каротажа, наличию «свободного флюида» на диаграммах ядерно-магнитного каротажа (ЯМК) и др.
Таким образом, основную часть выделенных по данным газового и С / О-каротажа интервалов составляют интервалы нефтенасыщенных пород без прямых признаков коллектора — нетрадиционных коллекторов. При опробовании такие интервалы обычно «сухие», однако они дают притоки при применении более эффективных способов вскрытия — ГРП, тепловых методов и т. п. (рис. 9).
Табл. 2. Продуктивные пласты в Волго-Уральской НГП в отложениях доманикового типа Table 2. Volga-Ural oil and gas bearing province productive layers in domanik type deposits
Продуктивный пласт (подсчетный объект) Горизонты Обозначение
ДТ-1 Заволжский верхнего фамена D3zv
ДТ-2 Данковский и лебедянский среднего фамена D3fm2
ДТ-3 Волгоградский, задонский, елецкий нижнего фамена D3fm,
ДТ-4 Евлановский -ливенский D3ev-lv
ДТ-5 Воронежский D3vr
ДТ-6 Речицкий D3rc
ДТ-7 Доманиковый D3dm
Следует отметить, что из выделенных по данным ГТИ интервалов нефтенасыщенных пород исключаются пропластки чистых карбонатов по уже упомянутому критерию Сов = 0,5 %. Эта отсечка проводится на диаграммах ГК-С или ГК с использованием петрофи-зических связей содержания ОВ с данными ГК-С или ГК (см. рис. 3, 4). Еще раз подчеркнем, что интервалы нетрадиционных коллекторов на момент проведения ГИС коллекторами не являются. Поэтому по данным ГИС можно установить емкостные свойства нефте-насыщенных интервалов. Фильтрационные характеристики можно оценить только по данным гидроди-
намических исследований, проведенных в скважине после ГРП или других способов повышения дебитов.
Определение коэффициента пористости
Пористость нефтенасыщенных интервалов отложений доманикового типа в наилучшей степени определяется по данным ядерно-физических методов (ИННК, ГК-С, ИНГК-С). Петрофизической основой для определения Кп этими методами являются данные петрофизических исследований, рентгено-структурного анализа керна, промысловой геохимии (определение параметров ТОС, Sj, S2 и др.).
Рис. 9. Fig. 9.
Выделение нефтенасыщенных интервалов пород доманикового типа (Кашаевский участок, скв. 1) Identification of oil-saturated intervals in the domanik type rocks (Kashaevskiy zone, well 1)
1 — нефтенасыщенные интервалы 1 — oil zones
1
№ 5,20i:
Рис. 10.
Fig. 10.
Распределение пористости по ГИС (Кашаевский участок, пласты ДТ-3-ДТ-5, скв. 2)
Porosity structure according to GIS (Kashaevskiy zone, layers DT-3-DT-5, well 2)
Рис. 11.
Fig. 11
Сопоставление результатов определения пористости доманиковых отложений по керну и ГИС (Кашаевский участок, пласты ДТ-3-ДТ-5, скважины 1, 2)
Results of domanik deposits porosity determination according to core samples and GIS (Kashaevskiy zone, layers DT-3-DT-5, wells 1, 2)
Определение пористости по керну рекомендуется выполнять после экстракции образцов керна органическими растворителями в течение 48 ч, не затрагивая тяжелые УВ в пустотном пространстве пород.
На рис. 10 представлено распределение пористости пород по ГИС для нефтенасыщенных интервалов в подсчетных объектах от ДТ-3 до ДТ-5 в скв. 2 Ка-шаевского участка. Пористость пород доманикового типа изменяется от 0,1 до 14,3 %, составляя в среднем 4,5 %. Представляется, что на новых объектах при постановке запасов на Государственный баланс по результатам оперативной интерпретации и при отсутствии достаточного объема петрофизической информации последнее значение может применяться на лицензионных участках Бузулукской впадины.
При определении коэффициента пористости по данным ГИС в отложениях доманикового типа необходима информация о минералогическом составе и содержании ОВ.
Минералогический состав пород оценивается на основе системы уравнений, для корректного решения которой необходимы данные ядерно-физических методов (ЯФМ), настроенные по данным керна (рентгено-фазовый анализ, геохимические исследования методом Rock-Eval) базовых скважин.
Компьютеризированная методика комплексной интерпретации данных ЯФМ [4] основана на организации взаимодействия между тремя основными видами информации:
1) каротажными данными — результатами измерений в конкретных геолого-технических условиях в виде оцененных геофизических параметров;
2) априорными данными — об исследуемом геологическом объекте и условиях измерений, не зависящими от каротажных данных;
3) теоретическими данными, полученными с помощью имитационного моделирования по априорным данным и также не зависящими от каротажных данных.
С меньшей надежностью возможна оценка Кп по данным стационарного нейтронного каротажа (НК), а также гамма-гамма плотностного каротажа ГГК-П.
На рис. 11 представлено сопоставление результатов определения пористости по данным керна и ГИС, которое, по мнению авторов статьи, в целом свидетельствует о надежности каротажных определений, естественно, с учетом особо сложного характера изучаемого объекта. Отметим также, что это сопоставление получено в скважинах Кашаевского участка, где компанией «Шлюмберже» были применены самые современные методы ГИС.
Определение коэффициента нефтенасыщенности
Особенностью нетрадиционных коллекторов в отложениях доманикового типа является отсутствие притоков воды при гидродинамических испытаниях, пробной и промышленной эксплуатации коллекто-
ров. Единичные случаи появления воды в притоках нефти при испытании скважин объяснялись вовлечением в интервал воды других, ниже- и вышезалегаю-щих продуктивных комплексов.
На данном уровне информации для нетрадиционных коллекторов при подсчете запасов рекомендуется условно принимать значение Кн, равное 0,9. Для традиционных коллекторов коэффициент нефтенасы-щенности определяется стандартными методами [3].
Состав и свойства нефти и растворенного газа
Состав, свойства нефти и параметры для подсчета запасов (плотность, газосодержание и коэффициент усадки нефти) определяются по данным стандартных лабораторных исследований поверхностных и глубинных проб, отобранных в процессе опробования и исследования скважин. При отсутствии представительных проб допускается принимать параметры нефти по аналогии с соседними месторождениями.
Коэффициент извлечения нефти (КИН)
Данный коэффициент характеризуется наибольшей неопределенностью при оценке запасов нефти в породах доманикового типа объемным методом. В настоящее время, в связи с условностью выделения интервалов нефтенасыщенных пород, отсутствием на этапе поисковых работ информации о фильтрационных характеристиках продуктивных пластов, не существует методик определения коэффициента извлечения нефти из пород подобного типа.
По данным Общества инженеров по оценке запасов нефти и газа ^РЕЕ), КИН нетрадиционных коллекторов изменяется от 2 до 8 % [9]. При таких значительных вариациях оценок значения КИН оценка извлекаемых запасов нефти объемным методом характеризуется высокой неопределенностью.
В этой связи значение КИН для залежей нефти в отложениях доманикового типа предлагается принимать:
- для разрабатываемых залежей (запасы которых оценены по категориям А, В!, В2) в соответствии с проектными технологическими документами на разработку, в основе которых лежат методы материального баланса, гидродинамического моделирования и др.;
- для открытых и разведываемых залежей (запасы которых оценены по категориям С! и С2) при применении технологии множественного ГРП и в случае отсутствия надежных аналогов, условно равный 3 %.
Определение категорий запасов нефти
Категории запасов разведываемых и разрабатываемых залежей нефти в отложениях доманикового типа определяются согласно методическим рекомендациям [3], но с учетом специфических особенностей геологического строения этих залежей нефти.
К категории С! (разведанные запасы) относятся запасы залежи (части залежи), нефтеносность которой установлена на основании полученных в скважине промышленных притоков нефти и положительных результатов геологических и геофизических исследований. Запасы категории С! должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления проектного документа.
К категории С2 (оцененные запасы) относятся запасы залежи (части залежи), наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований. Запасы категории С2 используются для определения перспектив оцениваемой залежи, планирования геолого-разведочных работ или геолого-промысловых исследований и проектирования разработки залежей.
В соответствии с изложенным, в разрезе скважин категория запасов определяется следующим образом:
- в интервалах залегания пород доманикового типа при наличии притока (МДТ, КИИ при локализации притока или в колонне) запасы в интервале опробования относятся к категории С1 (на разрабатываемых месторождениях В!);
- при отсутствии опробования или неполучения притока выделяются запасы категории С2 (на разрабатываемых месторождениях В2).
Границу разведанных запасов категории С1 (В1) по площади, как и для традиционных залежей, следует проводить условно на расстоянии 1 км от вертикальной (субвертикальной) или горизонтальной скважины, в которой при испытании получен промышленный приток нефти.
Граница оцененной категории С2 (В2) должна проводиться с учетом ареала распространения на площади пород доманикового типа и изученности лицензионного участка. Если изученный лицензионный участок полностью находится в пределах распространения пород доманикового типа, то его запасы целиком относятся к категории С2 (В2).
Учитывая особенности нефтегазоносности отложений доманикового типа, подход к выделению категорий запасов обеспечивает объективную и достаточно высокую степень достоверности оценки перспектив изученного участка недр и позволяет рационально планировать проведение геолого-разведочных работ.
Достоверность запасов категорий С1 и С2, выделяемых при такой оценке, можно проиллюстрировать следующим примером (рис. 12).
Величину геологического риска запасов (Ргр) для категорий С! и С2 можно определить по следующей формуле:
р = р • р • р • р • р
хгр хр хп хз
Рис. 12. Fig. 12.
Оценка геологических рисков для категорий запасов С и С2 Geological risks assessment for C^ C2 reserves
ill
Ч I
at
:>т.
Jhpscw
111
C, C2
Рк 1,0 1,0
Рп 1,0 1,0
Рл 1,0 1,0
Р, 0,9 0,7
Рт 0,9 0,8
Р, 0,81 0,56
1 'V.-i п.- :-фж\ш I
1 — скважина/ нефтенасыщенная толщина, м; 2 — тектонические нарушения; 3 — изопахиты нефтенасыщенных толщин, м; 4 — граница участка подсчета запасов (контур ЛУ); 5 — запасы категорий С и С2; скважины (6, 7): 6 — поисково-оценочные, 7 — разведочные
1 — well/ oil-saturated thickness, m; 2 — tectonic deformations; 3 — oil-saturated thickness isopachytes, m; 4 — reserves assessment zone boundary (license area line ); 5 — Cj, C2 reserves; wells (6, 7): 6 — prospecting and appraisal, 7 — exploration
где рр — вероятность наличия резервуара; рп — вероятность наличия покрышки; рл — вероятность наличия ловушки; рз — вероятность наличия нефти в резервуаре; рт — вероятность получения промышленного притока нефти (наличие технологии освоения скважины).
Для поля запасов категорий С! и С2, учитывая особенности залегания нефти в отложениях доманико-вого типа, вероятности наличия резервуара (рк), покрышки (рп) и ловушки (рл) можно принять равными 1.
Вероятности наличия нефти в резервуаре (рр) и получения притока нефти (наличие технологии осво-
ения скважины — рт) для поля запасов категорий С, и С2 приняты разными, так как в поле запасов категории С1 наличие залежи подтверждено получением промышленного притока и эти параметры можно принять равными 0,9. В поле запасов категории С2 только прогнозируется возможность получения промышленного притока, и вероятность успеха здесь более низкая (см. рис. 12).
Суммарная оценка риска для запасов нетрадиционных источников доманиковой формации по категориям С! и С2 составляет 0,81 и 0,56 соответственно.
Литература / References
1. Баженова Т.К. Смешанные породы, содержащие некарбонатный углерод // Систематика и классификация осадочных пород и их аналогов. - СПб. : Недра, 1998. - С. 265-269.
Bazhenova T.K. Mixed lithology rocks containing not carbonate Carbon. In: V.N. Shvanov, ed. Sistematika i klassifikaciya osadochnyh porod i ih analogov. St.Petersburg: Nedra; 1998. pp. 265-269.
2. Лукьянов Э.Е. Интерпретация данных ГТИ. - Новосибирск : ИД «Историческое наследие Сибири», 2011. - С. 581-592. Lukianov E.E. Interpretation of the GTL data. Novosibirsk: publishing house "Nasledie Sibiri"; 2011. pp. 581-592.
3. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / Под ред. В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. - М.-Тверь : ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. - 258 с.
Methodology recommendations of oil-and-gas reserves calculation in-place by volumetric Approach. In: V.I. Petersilie, V.I. Poroskun, G.G. Yatsenko, eds. Moscow-Tver: VNIGNI, NPTS "Tvergeofizika"; 2003. 258 p
4. Методические рекомендации по применению ядерно-физических методов ГИС, включающих углерод-кислородный каротаж, для оценки нефте- и газонасыщенности пород-коллекторов в обсаженных скважинах / Под ред. В.И. Петерсилье, Г.Г. Яценко. -М.-Тверь : ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2006. - С. 22-31.
Methodology recommendations of GIS nuclear and physical techniques, including the carbon-oxygen log for assessment oil-and-gas saturation of reservoir rocks in cased wells. In: V.I. Petersilie, G.G. Yatsenko, eds. Moscow-Tver: VNIGNI, NPTS "Tvergeofizika"; 2006. pp. 364-371.
5. Прищепа О.М, Аверьянова О.Ю., Ильинский А.А. Морариу Д. Нефть и газ низкопроницаемых сланцевых толщ — резерв сырьевой базы углеводородов России / Под ред. О.М. Прищепы. - СПб. : ФГУП «ВНИГРИ», 2014. - 323 с.
Prishchepa O.M, Averyanova O. Yu., Ilyinskij A.A., Morariu D. Oil and gas of low-permeability shale strata - Russian hydrocarbon resource base reserve. In: O.M. Prishchepa, ed. St. Petersburg: FGUP "VNIGRI"; 2014. 323 p.
6. Решение Межведомственного регионального стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы с региональными стратиграфическими схемами (Ленинград, 1988 г.). Девонская система. - Л., 1990. - 60 с. Decision of the Interdepartmental Regional Stratigraphic Meeting on the Middle and Upper Paleozoic of the Russian Platform with Regional Stratigraphic Schemes (Leningrad, 1988). The Devonian System. Leningrad; 1990. 60 p.
7. Техническая инструкция по проведению геолого-технологических исследований нефтяных и газовых скважин. РД 153-39.0069-01. - Тверь, 2001. - С. 18.
Technical instruction for geological and technological studies of oil and gas wells. RD 153-39.0-069-01. Tver; 2001. pp. 18.
8. Фортунатова Н.К., Зайцева Е.Л., Бушуева М.А., Швец-Тэнэта-Гурий А.Г., Баранова А.В., Кононова Л.И., Рахимова Е.В., Михеева А.И., Оленева Н.В., Мушин И.А. Стратиграфия верхнего девона Волго-Уральского субрегиона (материалы по актуализации стратиграфических схем). - М. : ВНИГНИ, 2016. - 176 с.
Fortunatova N.K., Zajceva E.L., Bushueva M.A., Shvec-Tehnehta-Gurij A.G., Baranova A.V., Kononova L.I., Rahimova E.V., Miheeva A.I., Oleneva N.V., Mushin I.A. Upper Devonian stratigraphy of Volga-Ural subregion (stratigraphical sectional planes update materials). Moscow: VNIGNI; 2016. 176 p.
9. Watson Marshal, Hall Russel, Bertram Robin, Gonzenbach Gary, Gouveia Jim, Hale Brent, Lupardus Paul, McDonal Paul, Vail Bill. Guidelines For The Practical Evaluation of Undeveloped Reserves In Resource Plays. SPEE Monograph 3. Houston: SPEE; 2010.
