WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

На правах рукописи

БРЕХУНЦОВ АНАТОЛИЙ МИХАЙЛОВИЧ

МЕТОДОЛОГИЯ ОЦЕНКИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЗАПАДНО СИБИРСКОГО МЕГАБАССЕЙНА

Специальность 25.00.12 — Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора геолого минералогических наук

Тюмень 2007

Работа выполнена в ОАО «Сибирский научно аналитический центр» (СибНАЦ) и Тюменском государственном нефтегазовом университете (ТюмГНГУ)

Научный консультант: доктор геолого минералогических наук, член корреспондент РАН, лауреат Ленинской премии, профессор И.И. Нестеров

Официальные оппоненты: доктор геолого минералогических наук, профессор Г.П. Мясникова доктор геолого минералогических наук, Заслуженный геолог РФ, профессор Н.П. Запивалов доктор геолого минералогических наук И.С. Джафаров Ведущее предприятие: Сибирский научно исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья (СНИИГГиМС) МПР РФ

Защита диссертации состоится 11 октября 2007 г. в 1400 часов на заседании диссертационного совета № Д.212.273.05 в Тюменском государственном неф тегазовом университете (ТюмГНГУ).

Адрес: 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 56, Институт геологии и геоинформатики ТюмГНГУ, ауд. 113.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТюмГНГУ.

Автореферат разослан 7 июля 2007 г.

Отзывы просим направлять по адресу:

625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 56, ТюмГНГУ E mail: v.pocherk@sibsac.ru

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геолого минералогических наук, доцент Т. В. Семенова

Общая характеристика работы

Актуальность темы. На протяжении нескольких десятилетий Западно Сибирский нефтегазоносный мегабассейн является основной базой нефтега зодобычи в нашей стране. Эта роль, несомненно, сохранится еще на длительный период, т. к. альтернативы ему в наращивании запасов углеводородов (УВ) и в уровнях их добычи, как в европейской, так и в азиатской частях страны, не имеется. С конца 80 х – начала 90 х годов прошлого века в связи с разрушени ем геологической отрасли в процессе перестройки экономики страны возник ло резкое отставание подготовки новых запасов УВ от объемов их добычи. По существу, до сих пор происходит «проедание» запасов, разведанных 15–20 лет тому назад. Одновременно с этим в мегабассейне наметилось существенное ухудшение структуры запасов и ресурсов УВ: увеличились глубины залегания поисковых объектов, усложнилось геологическое строение последних, фонд сравнительно легко открываемых скоплений УВ, связанных с антиклинальны ми структурами, истощается и т. д. В этих условиях решение конечной задачи всех геологоразведочных работ – количественной оценки нефтегазоносности различных по масштабам объектов – становится особо важным и чрезвычайно актуальным. Настоящая работа посвящена решению методологических проб лем и методических вопросов освоения ресурсов нефти, газа и конденсата в мегабассейне. Объекты исследований охватывают всю территорию мегабассей на в разрезе фанерозоя.

Цель работы. Цель диссертации заключается в разработке методоло гических основ и методических приемов решения задач по количественной оценке ресурсов УВ в новых геолого экономических условиях освоения угле водородной ресурсной базы региона.

Для достижения поставленной цели в работе решаются следующие задачи:

– анализ результатов выполненных геологоразведочных работ в предше ствующий период;

– разработка оптимального варианта регионального банка фактографи ческих данных по геологии, геофизике и геохимии фанерозойских отложений применительно к методологическим и методическим аспектам их обработки на современном научно техническом уровне;

– обоснование генетической модели нефтегазообразования и нефтегазона копления в условиях Западно Сибирского мегабассейна с учетом современ ных научно технических достижений в области нефтегазовой геологии и геохимии;

– выделение наиболее информативных геолого геохимических факторов, контролирующих локализацию скоплений УВ, и обоснование критериев оцен ки нефтегазоносности на региональном, зональном и локальном уровнях;

– разработка моделей геологического строения основных нефтегазонос ных комплексов фанерозойского осадочного разреза мегабассейна с акцентом на объектах особо сложного строения;

– выбор оптимальных методов количественной оценки ресурсов УВ в раз личных геологических условиях;

– создание концепции организационно методического решения вопросов повышения эффективности поисково разведочных работ на нефть и газ;

– разработка рациональной схемы обеспечения повышения уровней добы чи УВ в регионе на ближайшую и отдаленную перспективы.

Фактический материал и методы исследований. Основой работы являются результаты более чем 40 летних исследований автора в период его деятельности в различных геологоразведочных организациях Западной Сиби ри. Возглавляя геологические службы нефтегазоразведочных экспедиций и объединений Главтюменьгеологии, автор принимал непосредственное участие в открытии и разведке первых месторождений нефти и газа в центральных и северных районах региона. Возглавив одно из ведущих предприятий Главтю меньгеологии – ПГО «Уренгойнефтегазгеология», а затем и геологическую служ бу Главка, автор активно участвовал в разработке стратегических и тактических направлений развития поисковых и разведочных работ в мегабассейне.

Решение поставленных задач осуществлялось на основе обобщения и ана лиза огромного фактического материала по геологии, геофизике, геохимии, нефтегазопромысловой геологии и гидрогеологии месторождений нефти и газа.

Применялись методы сейсмогеологии, палеогеографии и палеотектоники, био стратиграфии, гидрогеодинамики, формационный анализ и др.

Научная новизна диссертации заключается в том, что впервые на осно ве широкого комплекса геологических методов исследований применительно к современным, чрезвычайно усложненным, геолого экономическим условиям получены следующие результаты:

– выделены наиболее слабо разработанные вопросы общей проблемы ме тодологического и методического подхода к количественной оценке ресурсов УВ, которые приводили на протяжении многих лет к существенным ошибкам в оценке ресурсного потенциала УВ не только отдельных частей (северные районы, юг Тюменской области и др.), но и региона в целом;

– разработан и реализован на практике оптимальный вариант функциони рования регионального банка фактографических данных по различным вопро сам геологии нефти и газа с учетом применения современных компьютерных технологий их обработки;

– на основе генетической модели формирования скоплений УВ проведена минимизация информативных геолого геохимических параметров с учетом их картируемости по площади и разрезу мегабассейна;

– разработаны региональные, зональные и локальные модели геологичес кого строения объектов постановки поисково разведочных работ (комплек сы, зоны, локальные структуры), включая наиболее сложно построенные (ачимовская толща, баженовская и абалакская свиты, глубокопогруженные горизонты и т. д.), позволяющие более эффективно вести поиски новых скоп лений УВ;

– создана концепция организационно методического решения вопросов повышения эффективности производственных и научно исследовательских работ, направленных на оптимальный выбор первоочередных объектов поста новки поисков, разведки и разработки месторождений УВ;

– разработана рациональная схема обеспечения повышения уровня добы чи УВ в регионе на ближайшую и отдаленную перспективы.

Защищаемые положения:

– модели строения геологических объектов различного масштаба (комп лексы, пластовые резервуары), совокупность которых можно квалифициро вать как новое достижение в области геологии нефти и газа Западной Сибири;

– решена крупная научно техническая проблема обработки огромного по объему и разнообразного по содержанию фактографического материала по геологии нефти и газа региона с применением современных компьютерных тех нологий;

– оптимальная схема минимизации информационного пространства в зада чах количественной оценки нефтегазоносности различных геологических объектов на основе учета картируемых геолого геохимических параметров, обеспечивающих эффективный выбор объектов для постановки поисково разведочных работ;

– многолетние геологические исследования, проведенные автором на тер ритории Западно Сибирского мегабассейна, позволили разработать научно методическую основу для принятия управленческих решений в сфере поисков и разведки месторождений нефти и газа.

Практическая ценность. Исследования автора на протяжении более 40 лет его деятельности в пределах Западной Сибири были направлены на разработку научных подходов к решению задач выбора объектов для поста новки первоочередных поисково разведочных работ. Под руководством и при непосредственном участии автора были открыты, разведаны и переданы в экс плуатацию многие, в том числе крупные, гигантские и уникальные, месторож дения нефти и газа (Усть Балыкское, Мамонтовское, Тазовское, Русское, Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Новопортовское и др.). Соискатель принимал активное участие в составлении и редактировании многочисленных оперативных карт по региону в целом и его отдельным частям (обзорные, тек тонические, палеогеографические, прогнозные и др.).

Апробация работы. Результаты проведенных исследований и основные положения диссертации докладывались на нескольких международных, все российских и региональных геологических конференциях и совещаниях: Меж дународный симпозиум по исследованиям в нефтяной промышленности, Пекин, 2002; Международная конференция памяти академика П.Н. Кропоткина, Мос ква, 2002; Международная конференция ААРG, Барселона, 2003; Междуна родное совещание по эволюции тектонических процессов, Новосибирск, 2004;

Международная научно практическая конференция «Неструктурные сложно построенные ловушки – основной резерв подготовки углеводородного сырья России», С Петербург, 2005; Региональная конференция геологов Сибири и Дальнего Востока, Томск, 2000; Всероссийский съезд геологов, С Петербург, 2000; Всероссийское совещание по бурению глубоких и сверхглубоких сква жин, Ярославль, 2001; Всероссийская конференция по геологии и нефтегазо носности Западно Сибирского мегабассейна, Тюмень, 2000, 2002, 2004, 20и др.

Публикации. По теме диссертации автором опубликовано 137 научных работ, в том числе 1 монография и 20 статей в ведущих рецензируемых науч ных журналах и изданиях, выпускаемых в РФ, в которых должны быть опуб ликованы основные научные результаты диссертации на соискание ученой степени доктора наук.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введе ния, шести глав, заключения, списка использованных источников (182 наиме нования). Содержание работы изложено на 227 страницах, включая 58 рисунков, 22 таблицы.

Автор выражает глубокую признательность своим коллегам по многолетним исследованиям в системе Главтюменьгеологии, ОАО «Синко», ОАО «СибНАЦ» – Ф.К. Салманову, Л.И. Ровнину, А.Г. Юдину, Б.В. Савельеву, А.И. Подсосову, В.Д. Токареву, Ф.З. Хафизову и др. Автор благодарен ученым и руководите лям геологических, геофизических и нефтегазодобывающих предприятий и компаний, с которыми в течение долгого времени обсуждались результаты этой работы и развитие тех или иных идей и предложений по различным про блемам нефтегазовой геологии: академикам А.Э. Конторовичу, В.С. Суркову, а также Ф.Г. Гурари, Н.П. Запивалову, Н.Я. Медведеву, ученым ЗапСибНИГНИ.

Особую благодарность автор выражает своему научному руководителю – доктору геолого минералогических наук, профессору, члену корреспонденту РАН, лауреату Ленинской премии И.И. Нестерову.

1 Основные этапы проведения геологоразведочных работ и анализ их результатов Излагаются главные вопросы обоснования прогноза нефтегазоносности региона, а также решения по организации нефтегазопоисковых работ, основ ные результаты и значение региона в экономике страны.

Весь период освоения региона с 1948 года по настоящее время автором подразделяется на четыре этапа, каждый из которых детально характеризу ется в работе. Выделяются как положительные, так и негативные стороны проведения геологоразведочных работ. Особое внимание обращается на орга низационные вопросы и геологическую результативность всех видов работ.

2 Разработка организационных мероприятий по активизации производственных и научно исследовательских работ К числу основных особенностей постприватизационного периода развития экономики страны следует отнести формирование слоя недропользователей и постоянное снижение роли государства в целом и в геологоразведочном про цессе, в частности. Отдельные функции государственного управления недрами вынуждены были взять на себя администрации субъектов Федерации (ХМАО, ЯНАО, отчасти Тюменской, Томской областей и др.). Такая ситуация постави ла ряд проблем, без решения которых на новейшем этапе невозможно было сохранить геологоразведочный процесс с функцией восполнения ресурсов УВ в качестве компенсации нефтегазодобычи. К их числу можно отнести, по край ней мере, три проблемы: а) создание банка фактографических данных;

б) решение вопросов финансирования через систему договоров и в) организа ция выполнения договоров. Нетрудно увидеть, что указанные три проблемы очень тесно связаны друг с другом и представляют собой три стороны одного и того же дела.

Далее в работе рассматриваются методология и методика обработки фак тографических данных для решения теоретических и прикладных задач нефте газовой геологии.

На основе созданного банка фактографических данных и разработанных программных комплексов решались важнейшие задачи нефтегазовой геологии региона, включая количественные прогнозные оценки ресурсов УВ различ ных объектов (региональных, зональных, локальных).

Был организован и реализован цикл исследований по анализу вопросов, связанных с разработкой месторождений: эксплуатационное разбуривание, использование фонда скважин, структуры остаточных запасов УВ и др.

По всем этим проблемам разработаны специальные предложения.

В настоящее время прорабатывается особое направление, выдвинутое ранее (Брехунцов и др., 2003), суть которого заключается в том, чтобы резко увеличить число месторождений нефти, вовлеченных в разработку без водона порных разрезающих скважин. Эти месторождения приведут при одинаковой по провинции суммарной добыче нефти к существенному повышению нефтеот дачи пластов (в 1,5–2,0 раза) и снижению «водообильности» месторождений и залежей. Такой подход равносилен открытию нескольких месторождений нефти с запасами в сотни миллионов тонн и продлит активную жизнь провин ции в следующий век.

3 Геолого геохимические условия нефтегазообразования и нефтегазонакопления в фанерозое региона Рассмотрение геолого геохимических проблем, связанных с генетичес кими аспектами, проводится на фоне основных особенностей истории гео логического развития региона.

Рассматриваются основные черты строения осадочного чехла Западно Сибирского мегабассейна с характеристикой палеозойских, триасовых, юрских, меловых, палеоген неогеновых и антропогеновых отложений.

Обсуждается генетическая модель нефтегазонакопления в фанерозое мега бассейна с выделением различных групп критериев оценки нефтегазонос ности (генетических, косвенно генетических, формирующих, косвенно формирующих, косвенных и случайных показателей).

В работе рассматриваются 6 этапов формирования залежей нефти и газа:

1. Возникновение исходного ОВ; 2. Изменение исходного ОВ; 3. Измене ние исходного ОВ в процессе катагенеза; 4. Десорбция углеводородных и неуглеводородных соединений из пород; 5. Миграция соединений в порис той среде; 6. Аккумуляция углеводородных и неуглеводородных соедине ний в различного типа ловушках.

По каждому из этапов проводится обоснование наиболее важных фак торов, контролирующих активность протекания процессов.

Общее число выделяемых и используемых в практике работ геолого геохимических параметров достаточно велико и в отдельных случаях может составлять несколько десятков. При этом выясняется, что зачастую некоторые параметры включаются в состав информативных показателей на основе их корреляционной связи с геологическими условиями (глубина залегания, температура, фации и т. д.), хотя относить их к категории гене тических или формирующих весьма затруднительно. Проблема обоснова ния информативных параметров наиболее полно рассмотрена исследовате лями ЗапСибНИГНИ (И.И. Нестеров, В.И. Шпильман, А.В. Рыльков, Г.И. Плавник, Н.П. Судат, Л.Г. Судат и др.), выполнявших на протяжении 60 х – 70 х – 80 х и 90 х годов основные оценки ресурсов УВ на фиксиро ванные даты (1969, 1976, 1.01.1982, 1.01.1988, 1.01.1993 гг.). Был накоп лен огромный опыт в сфере обоснования генетических моделей и геолого геохимических параметров.

В главе приводится характеристика геолого геохимических факторов, контролирующих локализацию скоплений углеводородов на методологи ческой основе природной геохимической системы порода ОВ вода нефть (газ). Дается детальное обоснование генетических параметров.

Изложенные в этом разделе данные показывают, что на современном уровне изученности научно теоретических проблем обоснования нефтега зоносности различных объектов имеется возможность успешного решения главных прикладных задач – количественной оценки ресурсов УВ, прогно зирования новых скоплений УВ и др. Важно подчеркнуть, что успешное решение этих задач обеспечивается достаточно отчетливо выраженным минимизированием набора геолого геохимических параметров, каждый из которых с той или иной долей вероятности картируется по площади рас пространения отдельных нефтегазоносных комплексов. Из этого ряда пока выпадают палеозойский и триасовый комплексы. Их изученность сравни тельно с вышележащими комплексами еще недостаточна для широкого использования описанных выше подходов. Здесь главная задача – картиро вание зон распространения самих комплексов. Что касается геолого геохи мической информации, необходимой для формирования наборов парамет ров, то уже по имеющимся данным существуют благоприятные предпосылки для применения разработанных способов количественной оценки ресурсов УВ для палеозойского и триасового комплексов.

4 Разработка моделей геологического строения основных нефтегазоносных объектов (комплексов) В разделе приводятся материалы по характеристике моделей строения раз номасштабных геологических объектов (региональных, зональных, локаль ных). Все данные привязываются к 13 основным нефтегазоносным комплексам, выделяемым в разрезе Западно Сибирского нефтегазоносного мегабассейна:

палеозойский; кора выветривания складчатого палеозоя (нефтегазоносный горизонт зоны контакта – НГЗК); триасовый; нижнеюрский; среднеюрский;

васюганский; абалакский; баженовский (+аналоги); ачимовский; неокомский;

апт альбский; сеноманский; турон сенонский (газсалинская пачка и ипатовс кая свита).

По этим НГК в 2002–2005 гг. был осуществлен новый подсчет начальных суммарных ресурсов (НСР) нефти, газа и конденсата в целом по Западно Сибирскому нефтегазоносному мегабассейну. В этой большой работе прини мали участие практически все геологические организации Западной Сибири и головные институты отрасли. Основной объем работ по оценке ресурсов УВ по ЯНАО выполнен в ОАО «СибНАЦ» (А.М. Брехунцов, В.С. Бочкарев, Н.П. Дещеня, В.Н. Бородкин и др.). Краткое описание отдельных НГК в рабо те приводится с показом не только особенностей их геологического строения, литолого фациальных и геохимических характеристик, но и их углеводородной составляющей. К моделям особо сложных геологических объектов в Западной Сибири относятся зоны перехода от шельфовых пластов неокома к ачимовской толще и сама ачимовская толща, картируемая от Омска до Таймыра.

На рис. 1 представлена сейсмогеологическая корреляция шельфовых ре зервуаров и изохронных им клиноформных образований, на которой вынесе ны основные геологические границы (раскрытие покрышки, бровки шельфов и т. д.). Представленный разрез предлагается в качестве эталона для корреля ции СФК на север и на юг от 19 профиля в пределах Западно Сибирского седи ментационного бассейна.

При анализе эталонного разреза, как и большинства субширотных регио нальных сейсмопрофилей, установлена определенная зональность в строении ачимовской части неокома. За основу районирования клиноформного комп лекса на зоны использовались литологические, палеогеоморфологические и сейсмические характеристики. На их базе выделено четыре, отличные друг от друга сейсмофациальные зоны, подробная характеристика которых приведена в работе.

Рис. 1. Сейсмогеологическая модель неокомского комплекса по линии регионального сейсмического профиля № 1–12 — индексы СФК и их цветовая гамма в соответствии с раскраской на рис. 5; 13 — восточная граница СФК (опесчанивание покрышки) по данным бурения; 14 — бровка шельфа; 15 — западная граница клиноформы; 16 — восточная граница фондоформы Сейсмогеологическое моделирование неокомского комплекса с выделени ем и картированием в разрезе и по площади СФК, а также районирование ачи мовского НГК по ряду критериев позволяют создать более оптимальную геологическую модель по уточнению ресурсного потенциала главного нефтега зоносного комплекса Западно Сибирского нефтегазоносного мегабассейна.

5 Анализ динамики количественной оценки ресурсов углеводородов в различных геологических объектах На первых этапах количественной оценки НСР УВ (1957–1964 гг.) широко применялись такие способы и приемы, как объемный метод подсчета, оценка по определенным структурам с экспертной оценкой коэффициента успешности проведения поисково разведочных работ и др. В связи с тем, что наборы оце ночных параметров оставались еще довольно узкими, достоверность получае мых количественных оценок, особенно по отдельным комплексам, была невысокой. Здесь необходимо выделить одно довольно тонкое обстоятельство.

При обосновании моделей генерации и аккумуляции УВ в этот период уже достаточно широко использовались генетические параметры (типы ОВ, их пре образованность, исходная масса и др.), но при решении прикладных задач – оценке нефтегазоносности объектов различного масштаба – эти параметры использовались слабо. Это объясняется в первую очередь малым объемом та кой информации и слабой разработанностью способов картирования наиболее информационных параметров по огромной площади мегабассейна или его от дельным частям. На этот разрыв между теорией и практикой необходимо было уже давно обратить самое пристальное внимание, т. к. именно этот момент во многом объясняет неоднородность получаемых количественных оценок НСР УВ (иногда весьма существенных), и, самое главное, он ставит на повестку дня в качестве наиболее важной задачи современной нефтегазовой геологии региона р а з р а б о т к у с п о с о б о в и п р и е м о в п р о г н о з а к о л и ч е с т в е н н ы х х а р а к т е р и с т и к г е о л о г о г е о х и м и ч е с к и х п а р а м е т р о в. Именно это направление должно стать приоритетным в проблемах про гнозирования. Есть основания полагать, что совершенствование генетических подходов позволит в определенной мере уточнить и дополнить эти модели без принципиального их изменения, а исследования в сфере обоснования и карти рования геолого геохимических параметров, и в первую очередь генетических и формирующих, могут привести к революционным изменениям и в короткий период времени повысить эффективность прогнозных оценок. Другим важным моментом является необходимость выполнения таких обоснований и разрабо ток на единой методологической и методической основе. Этому в существен ной мере мешает разобщенность организаций, ведущих такие работы. Уже срав нительно давно (с начала 90 х годов) назрела необходимость создания научной (научно производственной) организации, которая, являясь головной именно по всему региону, обеспечивала бы единство методологических и методичес ких разработок в сфере прогнозирования. Больших сложностей в этом направ лении не предвидится, т. к. уже существуют определенные организационные предпосылки для этого и, самое важное, имеются научно теоретические раз работки необходимой направленности (ОАО «СибНАЦ», ГП ХМАО НАЦ РН имени В.И. Шпильмана, Институт нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН и др.), которые в своей совокупности, безусловно, обеспечат успешное реше ние задачи. Так, уже с 1964 г. в ЗапСибНИГНИ стал создаваться, по существу, принципиально новый подход к количественной оценке НСР УВ. Под руковод ством В.И. Шпильмана к началу 70 х годов был создан метод количественных геологических закономерностей, положенный в основу целого ряда подсчетов ресурсов УВ по Западной Сибири (Тюменской области в первую очередь). Суть метода заключается в разработке и использовании моделей, описывающих про цессы генерации и аккумуляции УВ, обосновании наборов параметров, с помо щью которых выявляется зависимость удельной плотности НСР жидких и газообразных УВ от геолого геохимических параметров, определенных для отдельных нефтегазоносных комплексов. Принципиально важно, что послед ние (комплексы) по этим моделям относились к числу н е ф т е г а з о г е н е р и р у ю щ и х и н е ф т е г а з о с о д е р ж а щ и х, т. е. г е н е т и ч е с к и а в т о н о м н ы х. В наиболее полном виде этот метод был реализован в подсчетах на 1.01.1983, 1.01.1988 и 1.01.1993 (И.И. Нестеров, В.И. Шпильман, А.В. Рыльков, Г.И. Плавник, Н.В. Судат, Л.Г. Судат, Л.О. Сулейманова и др.).

На основе этого метода был произведен подсчет НСР УВ коллективом уче ных и специалистов ГП ХМАО НАЦ РН по территории ХМАО на 1.01.20(А.В. Шпильман, Н.В. Судат, Л.Г. Судат, Л.О. Сулейманова и др.). Однако, несмотря на широкую апробацию данного метода, вопросов по его совершен ствованию, как в модельном плане, так и в обосновании геолого геохимичес ких параметров, остается еще много. Буквально на начальных стадиях находятся вопросы обоснования к а р т и р у е м ы х п а р а м е т р о в, п о л у ч а е м ы х п р и п р о в е д е н и и с е й с м о р а з в е д о ч н ы х р а б о т. Речь идет не о тех сейсмических материалах, которые используются для определения мощност ных показателей при структурных построениях для уточнения границ прони цаемых и экранирующих элементов нефтегазоносных комплексов. Во всех этих вопросах информативность сейсморазведки очевидна. Необходимо выполнить комплексные исследования, которые на основе волновой характеристики позволили бы находить параметры, связанные с самой н е ф т е г а з о н о с н о с т ь ю. Пока убедительных доказательств о существовании связи волнового поля с распределением жидких и газообразных УВ в осадочных отложениях Запад ной Сибири не получено. В то же время положительное решение этой пробле мы на основе электроразведочного метода с использованием данных сейсморазведки (А.Н. Дмитриев, 2004, 2005 гг.) указывает на реальность такой постановки задачи и на ее успешное решение. Привлекательность этой задачи особенно велика и актуальна, т.к. ее успешное решение дополнило бы прогнозный набор количественных геолого геохимических характеристик к а р т и р у е м ы м и п а р а м е т р а м и.

Существует еще одно очень важное преимущество оценки НСР УВ на основе единого методологического и методического подхода. Обсуждение, дискуссии, научные споры должны проводиться по поводу обоснования генетических моде лей. На их основе в прогнозные информационные наборы включаются геолого геохимические параметры, дается их количественная оценка. После принятия моделей и обоснования параметров производится решение задачи – количествен но оцениваются НСР УВ различных объектов, а конечные результаты – расчет ные объемы жидких и газообразных УВ – принимаются за достоверные. При возникновении сомнений в достоверности расчетных данных должны пересмат риваться модельные и информационные параметры. Только такой подход к про блеме позволит избегать парадоксальных ситуаций, похожих на утверждение НСР нефти в 1994 г., когда объемы нефти по ЯНАО оказались почти в 2 раза меньше рассчитанных ответственными исполнителями. По мнению таких орга низаций, как СибНАЦ, ЗапСибНИГНИ, Институт нефтегазовой геологии и гео химии СО РАН, данные оценки НСР УВ (на 1.01.2002 г.) хорошо согласуются не с утвержденными НСР УВ на 1.01.1993 г., а с предложенными к утверждению объемами УВ. Такое ошибочное решение существовало с 1994 по 2005 гг., внося элемент неустойчивости в систему управления топливно энергетическим комп лексом региона и страны. В настоящее время эта ошибка устранена подсчетом НСР УВ на 1.01.2002 г., хотя последний также требует уточнений, дополнений и изменений именно в связи с тем, что единство методологии и методики оценки НСР УВ по всей территории мегабассейна выдержано не было.

В свете возникающих задач по дальнейшему увеличению приростов запа сов УВ по региону становится актуальной задача перехода на новый, более детальный уровень выделения объектов оценки – резервуарный. Начало этому положено: по территории ХМАО в последнем пересчете, кроме обще принятых по региону НГК, были выделены объекты в неокомском НГК – клиноформные резервуары в осложненной его части. Разделение осложнен ной части неокомского НГК на шельфовые и ачимовские пласты – это сущест венное продвижение вперед, это несомненная конкретизация и детализация объектов количественной оценки. Следующий шаг – это выделение резервуа ров во всех выделяемых нефтегазоносных комплексах. Только при этом усло вии можно рассчитывать на прогрессивное уточнение ресурсной базы УВ в максимально высокой степени. Эта работа должна быть организована во всех коллективах, ведущих исследования по количественному прогнозу на данной стадии, а следующий официальный пересчет ресурсов (2007–2008 гг.) должен быть проведен именно на резервуарном уровне. Это потребует значительных усилий исследователей и финансовых затрат.

Важным моментом в количественном прогнозе нефтегазоносности являет ся принцип минимизации информационного пространства. Проведенные нами эксперименты показали, что существуют оптимальные наборы геолого геохи мических параметров, достаточно уверенно картируемых по разрезу и площа ди отдельных НГК и обеспечивающих получение положительного результата.

Несколько сокращенный набор геолого геохимических параметров, ис пользованных нами при расчетах по территории ЯНАО, не оказал отрицатель ного влияния на конечный результат, наоборот, множественный коэффициент корреляции во всех случаях несколько увеличился по сравнению с его значе ниями при расчетах НСР УВ на 1.01.1988 г. и 1.01.1993 г. Связано это, скорее всего, с повышением информативности использованных параметров (не совре менная t C, а палеотемпература, не Сорг, а общая масса исходного ОВ и др.).

Все это – лишнее подтверждение действенности принципа оптимальной мини мизации информационного пространства в задачах прогнозирования нефтега зоносности. Важно при этом учитывать, что чрезмерное уменьшение набора параметров, даже при относительно высоких связях, будет снижать д о с т о в е р н о с т ь получаемых результатов. Следовательно, должно соблюдаться одно из главнейших условий построения методов прогнозирования на генетической основе: наборы геолого геохимических параметров в своей совокупности дол жны характеризовать основные этапы формирования скоплений УВ (генера цию, аккумуляцию УВ, сохранение скоплений УВ и их разрушение). В этом отношении используемые нами геолого геохимические параметры вполне со ответствовали этому важнейшему положению. Однако это утверждение явля ется констатацией фактического положения дел на сегодняшний день. По мере выполнения новых научных обоснований, получения новых результатов поис ково разведочных работ наборы геолого геохимических параметров могут изменяться. Направленность этих изменений при региональном (регионально зональном) прогнозировании должна сохраняться: новые геолого геохимичес кие параметры должны подвергаться надежному картированию по площади и разрезу осадочного чехла мегабассейна.

На основе изложенного выше методического подхода были оценены ресур сы УВ по отдельным НГК мегабассейна. Обоснованные геолого геохимические параметры, определенные с использованием банка фактографических дан ных, привели к существенному уточнению конечных результатов. Так, по тер ритории ЯНАО начальные суммарные ресурсы (НСР) нефти по сравнению с оценкой на 1.01.1993 г. возросли в 2,5 раза, свободного газа – в 1,5 раза.

6 Концепция организационно методического решения вопросов повышения эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ Повышение эффективности ГРР возможно тогда, когда имеются соответ ствующие геологические предпосылки: благоприятные региональные геолого геофизические модели, перспективные и прогнозные ресурсы по изученным НГК и новые объекты. Под этим углом зрения проводилась оценка возможно сти открытия новых месторождений нефти, газа и конденсата, повышения эффективности геологоразведочных работ и поиска реальных резервов с коли чественной их характеристикой.

Западно Сибирский нефтегазоносный бассейн в разных его частях изучен далеко не одинаково, и поэтому при прочих равных условиях наращивание сырьевой базы в разных областях должно происходить разными путями. Фак тически часть путей четко обозначилась. Это распределенный фонд, где прирост запасов нефти осуществляется в основном в результате разведки мес торождений и меньше – за счет поисковых работ на новых площадях. Речь идет о Тюменской и Томской областях. В целом по Западно Сибирскому неф тегазоносному мегабассейну наши оценки начальных суммарных ресурсов на 01.01.2003 г. по НГК приводятся в табл. 6.1. В таблицу не включены оценки триасового и палеозойского комплексов. Отметим, что это – главные объекты региональных работ всех видов: и сейсморазведки ОГТ, и параметрического бурения. При этом наибольшее значение имеет чехольный палеозой Гыдано Енисейской эпибайкальской платформы.

Одной из главных задач глубокого (включая параметрическое) бурения необходимо считать оценку нефтегазоносности палеозойского разреза и стра тиграфическую привязку отражающих горизонтов, которая до сих пор не выполнена, т. к. пробуренные глубокие скважины – Елогуйская опорная, Таблица 6.Распределение НСР УВ по нефтегазоносным комплексам Западно Сибирского мегабассейна (по состоянию на 01.01.2003 г.) Точинская 11, Чулымская опорная – оказались за пределами региональных про филей ОГТ. Часть целесообразных скважин уже рекомендовано нами (совмест но с рядом геологов других организаций) – Худосейская 1, Гыданская 118, Тамбейская 121, Ярудейская 38 и другие в местах антиклинальных перегибов и неглубокого залегания кровли палеозоя (от 2.0 до 3.5 км). В настоящее время сформированы в этой связи специальные программы и предложения и ведется их реализация через Министерство природных ресурсов РФ. Организационные шаги в этом направлении осуществляются и другими путями (совещания, личные встречи, публикации). Палеозойские осадочные бассейны Западной Сибири – Гыдано Енисейский, Притаймырский и Ярудейский имеют четкую и ясную гео тектоническую природу, достаточно локализованы, и уже на данной стадии изученности является очевидным, что эти объекты – реальный источник попол нения объемов начальных суммарных ресурсов УВ в регионе.

Важно при этом учитывать, что главное направление по дальнейшему рас ширению сырьевой базы по нефти и газу – это мезозойские отложения.

Представленные оценки ресурсов (см. табл. 6.1) нуждаются в пересмотре на новой методической основе, суть которой всецело зависит от степени изу ченности Западной Сибири. Для надежного подсчета необходимо использо вать всю базу данных по резервуарам и месторождениям, представив параметры изменения нефтегазоносности (продуктивности), включая ресурсы С3 наряду с эталонными участками в изолиниях (картографический подход). В процессе расчета ресурсов должны быть задействованы все залежи нефти и газа, а также нефтепроявления в виде пленки нефти и керна, пропитанного нефтью. Имеют ся основания полагать, что именно такой подход уже в ближайшее время будет доведен до стадии методики и даст свои плоды.

Надежность подсчета ресурсов УВ по НГК приведет к уверенному выбору приоритетов, которые в настоящее время выглядят, по нашему мнению, следу ющим образом. Для апт альб сеноманского комплекса неразведанные ресурсы газа составляют 16 972.8 млрд. м3, или 41.6% от НСР. Эта величина в 2 раза превышает неразведанные ресурсы газа по неокому – 22.4% и почти в 4 раза по нижне среднеюрскому НГК – 11.2%. Таким образом, по приросту запасов газа главным направлением является апт альб сеноманский комплекс, затем – неокомский. Отсюда следует, что выход на новые территории, типа Гыданско го полуострова, губы и акватории Карского моря, является остроактуальной задачей, как и опоискование новых объектов в палеозое и триасе.

Несколько иначе выглядит проблема наращивания ресурсов нефти в мезо зойском этаже. Неразведанные ресурсы нефти в равных долях – почти по 25% находятся в неокомском и нижне среднеюрском НГ комплексах. Решение проблемы в части неокомского и ачимовского комплекса видится в ракурсе более тщательного изучения закономерностей распространения залежей (на пластовом уровне) и структурных построений, позволяющих использовать ме тодику изоконтактов и другие подходы. Здесь необходима также масштабная ревизия заключений по ГИС, т. к. современный опыт ГРР прямо показывает на огромный резерв в виде пропущенных залежей, открываемых на разрабатыва емых месторождениях. Разведанные запасы нефти по ачимовской толще нахо дятся в достаточно оптимальной (надежной) сфере подтверждаемости, что весьма важно, если учитывать особую сложность строения объекта.

Не менее сложным является вопрос с реализацией проблемы подготовки ресурсов УВ по нижне среднеюрским отложениям. Однако уже имеющиеся данные свидетельствуют о возможности его решения. На современной стадии изученности региона представляется возможным выделить три основные зоны нефтегазонакопления, в пределах которых следует концентрировать ГРР с целью подготовки запасов в нижне среднеюрских отложениях, отличающихся циклическим строением и наличием региональных глинистых покрышек:

1. Западная зона (включает Красноленинский свод и прослеживается на север через Лензитское, Новопортовское и Бованенковское месторождения). Эту зону нефтегазонакопления – Красноленинско Бованенковскую в связи с ог ромной ее протяженностью можно именовать суперзоной; 2. Нюрольско Бо ваненковская суперзона (прослеживается от Нюрольской впадины на север через Бахиловское, Верхнеколикъеганское месторождения до Русского мес торождения включительно); 3. Губкинско Сургутская суперзона (охватывает территорию Хантейской гемиантеклизы и Северный свод).

Решение предлагаемых путей расширения сырьевой базы углеводородного сырья должно опираться в основном на два научно прикладных положения:

1) совершенствование методики количественной оценки НСР УВ и 2) форси рование ГРР на новых направлениях и объектах.

Выводы 1. Выполнен анализ эффективности ГРР, который показывает, что процесс выявления месторождений УВ устойчиво продолжается до настоящего времени включительно. Бурение скважин глубиной более 5000 м позволило значительно продвинуться в разработке стратиграфических и литофациальных основ для построения надежной региональной модели строения мегабассейна.

На севере, востоке и северо западе Западно Сибирского мегабассейна выявлены значительные по площади территории, нуждающиеся в региональ ном доизучении профилями ОГТ и параметрическим бурением с целью направ ленного обоснования возможности выявления новых нефтегазоносных эта жей, горизонтов и районов. К ним в первую очередь относятся зоны сочленения Западной и Восточной Сибири, Западной Сибири и Таймыра, Западной Сиби ри и Полярного Урала.

2. Выявлены особенности строения нефтегазоносных комплексов и рас пределения в них залежей нефти и газа, которые отличаются большой индиви дуальностью и тем, что критерии или параметры их локализации значительно меняются от района к району.

3. Детальное изучение НГК, сопоставление резервуаров и особенностей распределения в них скоплений УВ позволили установить, что региональные глинистые покрышки контролируют залежи на двух уровнях – келловей ниж неоксфордском (нижневасюганском) и туронском (кузнецовском). В осталь ных случаях контроль покрышками оказывается главным на зональном (Самотлорское, Федоровское, Уренгойское без сеномана и другие) и локаль ном уровнях. Таким образом, локальные покрышки в вопросах прогноза новых и пропущенных залежей на месторождениях – это явление крупномас штабное. При разработке новых и уточнении действующих методик подсчета ресурсов УВ важное место должно занимать картографическое (в изолини ях) отображение нефтегазоносности и ее параметров по всем открытым зале жам и месторождениям. Крупным резервом прироста ресурсов УВ является палеозойский чехол Гыдано Енисейского бассейна, верхнепалеозойские оро генные толщи Притаймырского периклинального прогиба, Ярудейского меж горного прогиба и триасовые толщи Ямало Тазовской мегасинеклизы.

4. На основе общегеологических и геохимических построений с учетом конкретных особенностей фанерозойских отложений Западно Сибирского мегабассейна предложено сделать упор на генетическую модель формирова ния скоплений углеводородов, учитывающую главный принцип: нефтегазосо держащие толщи осадочных пород (комплексы) в условиях Западной Сибири являются нефтегазогенерирующими.

Обоснование геолого геохимических факторов, контролирующих распре деление скоплений УВ в отдельных нефтегазоносных комплексах, должно про водиться на основе параметров, характеризующих этапы формирования залежей УВ: а) генерации; б) аккумуляции; в) сохранения и разрушения сформировав шихся залежей.

5. Новые направления нефтегазопоисковых работ базируются на основе научно теоретических разработок с учетом достигнутой изученности различ ных вопросов геологии Западной Сибири. Важнейшее место должны занимать данные по закономерностям распространения залежей УВ.

Одновременно с максимально полным и детальным изучением мезозойс ких отложений более важное место должны занять вопросы обоснования неф тегазоносности доюрских и палеозойских образований.

6. Для успешного и эффективного развития Западно Сибирского нефтега зового комплекса на близкую и отдаленную перспективы (как минимум, до конца текущего столетия) уже в настоящее время имеются достаточные геоло гические предпосылки. При их реализации одним из обязательных условий должно являться повышение уровней добычи углеводородов с учетом того, что часть средств возвращается в сферу ГРР, стадии которых перекрывают друг друга и сосуществуют, меняясь в объемах, в различных частях региона.

Только при этом условии можно рассчитывать на достижение положительных результатов в деле подготовки новых запасов и ресурсов, необходимых для поддержания оптимальных для региона уровней добычи УВ.

Основные публикации по теме диссертации 1. Брехунцов А.М., Бочкарев В.С., Бородкин В.Н., Дещеня Н.П. Выде ление главных нефтегазоносных объектов на севере Западной Сибири в связи с освоением месторождений нефти и газа / / Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2001. № 5. С. 4 15.

2. Левинзон И.Л., Брехунцов А.М., Бородкин В.Н., Бочкарев В.С., Дещеня Н.П. Ачимовская толща – один из основных объектов стабилизации добычи углеводородного сырья на территории Ямало Ненецкого автономного округа / Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.

/ М., 2001. № 1. С. 4 17.

3. Шемин Г.Г., Нехаев А.Ю., Рябкова Л.В., Шурыгин Б.Н., Бейзель А.Л., Левчук М.А., Брехунцов А.М., Бочкарев В.С., Дещеня Н.П. Высокоразреша ющая стратиграфия нефтегазоносных отложений нижней и средней юры се верных районов Западной Сибири / / Геология и геофизика. СО РАН, 2001.

Т. 42. № 5. С. 749 765.

4. Брехунцов А.М., Бочкарев В.С., Бородкин В.Н., Дещеня Н.П. Мето дология и опыт выделения главных нефтегазоносных объектов на севере За падной Сибири на современном этапе освоения месторождений нефти и газа / / Геология и геофизика. СО РАН. Т. 42. 2001. № 11 12. С. 1854 1863.

5. Бородкин В.Н., Брехунцов А.М., Дещеня Н.П. Характеристика строе ния, условий седиментации и нефтегазоносности резервуаров ачимовской тол щи и их шельфовых аналогов в пределах Уренгойского региона / /Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2001.

№ 5. С. 16 24.

6. Балин В.П., Бородкин В.Н., Брехунцов А.М., Садовский С.В. Прогно зирование поведения пластовой системы ачимовских отложений Восточно Уренгойской зоны с учетом особенностей строения резервуаров / / Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2001.

№ 5. С. 25 32.

7. Бевзенко Ю.П., Брехунцов А.М., Долгих Ю.Н. (ОАО «НПФ «Сейсми ческие технологии», ОАО «СибНАЦ», ЗАО «ГЕРУС»). Результаты производствен ного применения технологии многоуровневой высокоточной сейсморазведки.

Известия высших учебных заведений / / Нефть и газ, 2002/1. Тюменский государ ственный нефтегазовый университет. С. 14 18.

8. Шемин Г.Г., Нехаев А.Ю., Красавчиков В.О., Брехунцов А.М., Бочка рев В.С., Дещеня Н.П., Урасинов Б.Л. Критерии и результаты оценки перспектив нефтегазоносности нижней юры Надым Тазовского междуречья Западно Сибир ской провинции / / Геология и геофизика. 2002. № 12. С. 1107 1123.

9. Бочкарев В.С., Брехунцов А.М., Дещеня Н.П. Палеозой и триас За падной Сибири / / Геология и геофизика. 2003. № 1 2. С. 120 143.

10. Бочкарев В. С., Брехунцов А.М., Дещеня Н.П. Байкальская, салаирс кая и каледонская складчатости в Западной Сибири / / Вестник Томского госу дарственного университета. № 3 (I), апрель 2003. С. 53 55.

11. Брехунцов А.М., Бочкарев В. С., Дещеня Н.П., Бородкин В.Н., Бре хунцова Е.А., Нестеров И.И. (мл.). К 50 летию открытия Западно Сибирской нефтегазоносной провинции / / Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2003. № 4 5. С. 5 10.

12. Брехунцов А.М., Бородкин В.Н., Бочкарев В.С., Кучеров Г.Г., Горба чев В. И., Сутягин В.А., Карасева Белоконь Т.В., Ехлаков Ю.А. Предваритель ные геологические данные, полученные по результатам бурения сверхглубокой скважины СГ 7 Ен Яхинской при забое 5030 м (Западная Сибирь) / / Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2003. № 4 5.

С. 20 30.

13. Бородкин В.Н., Брехунцов А.М. Вопросы и проблемы индексации клиноформного комплекса неокома Западной Сибири / / Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2003.

№ 4 5. С. 46 50.

14. Бородкин В.Н., Брехунцов А.М., Нестеров И.И. (мл.), Нечепурен ко Л.В. Региональные геологические модели неокомского клиноформного ком плекса севера Западной Сибири / / Геология, геофизика и разработка нефтя ных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2003. № 4 5. С. 50 61.

15. Балин В.П., Брехунцов А.М., Кильдышев С.Н., Милевская В.В., Марченко А.Н. Состояние, особенности и тенденции развития разработки месторождений, находящихся на территории Ямало Ненецкого автономного округа / / Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторожде ний. М.: ВНИИОЭНГ, 2003. № 4 5. С. 116 123.

16. Балин В.П., Бородкин В.Н., Брехунцов А.М., Смышляева М.Д., Садовский С.В., Гаджиев С.Б. Оптимизация систем разработки ачимовских отложений Ново Уренгойского месторождения при проектировании / / Геоло гия, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.:

ВНИИОЭНГ, 2003. № 4 5. С. 124 131.

17. Балин В.П., Брехунцов А.М., Кузьмич А.А., Печеркин М.Ф. Опыт моделирования разработки сложнопостроенных коллекторов на примере Даниловского нефтяного месторождения / / Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2003. № 4 5. С. 1139.

18. Козубовский А.Г., Федорцов В.К., Брехунцов А.М., Барвикина Е.Ю., Ефимов А.Д., Пономарев В.А., Кучеров Г.Г. Газоконденсатные исследования углеводородных систем ачимовских отложений Уренгойского нефтегазокон денсатного месторождения / / Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2003. № 4 5. С. 142 151.

19. Брехунцов А.М. (ОАО «СибНАЦ»), Танинская Н.В., Шиманский В.В.

(ВНИГРИ), Хафизов С.Ф. (ОАО «ТНК»). Литолого фациальные критерии про гноза коллекторов ачимовских отложений Восточно Уренгойской зоны / / Гео логия нефти и газа. 2003. № 3. С. 2 10.

20. Каныгин А.В., Сараев С.В., Бахарев Н.К., Беляев С.Ю., Брехун цов А.М., Дещеня Н.П., Клец А.Г., Хромых В.Г., Фомин А.Н. Палеозой Щучь инского выступа: модель геологического строения островодужных комплек сов в фундаменте Западно Сибирской геосинеклизы / / Геология и геофизика.

Новосибирск, 2004. Т. 45. С. 59 78.

21. Брехунцов А.М., Телков А.П., Федорцов В.К. Развитие теории филь трации жидкости и газа к горизонтальным стволам скважин (монография).

Тюмень: Изд во ТГУ, 2004. 292 с.

Подписано в печать 04.06.2007 г. Бумага Colotech+ 90 г/мЗаказ № 517 Уч. изд. л. 1,Формат 60х84 1/16 Усл. печ. л. 1,Отпечатано на DocuColor 2045 Тираж 50 экз.

Открытое акционерное общество «Сибирский научно аналитический центр» Типография ОАО «СибНАЦ» 625016, Тюмень, ул. Пермякова,




© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.