Array
(
    [TAGS] => 
    [~TAGS] => 
    [PREVIEW_PICTURE] => Array
        (
            [ID] => 28321
            [TIMESTAMP_X] => 19.05.2021 20:08:27
            [MODULE_ID] => iblock
            [HEIGHT] => 429
            [WIDTH] => 700
            [FILE_SIZE] => 117850
            [CONTENT_TYPE] => image/jpeg
            [SUBDIR] => iblock/f32
            [FILE_NAME] => f324422c1539f562907096abcdf6844b.jpg
            [ORIGINAL_NAME] => нефтяная вышка в снегу.jpg
            [DESCRIPTION] => 
            [HANDLER_ID] => 
            [EXTERNAL_ID] => 6e2bf91e8c8999c6803e0e844391ea5b
            [~src] => 
            [SRC] => /upload/iblock/f32/f324422c1539f562907096abcdf6844b.jpg
            [UNSAFE_SRC] => /upload/iblock/f32/f324422c1539f562907096abcdf6844b.jpg
            [SAFE_SRC] => /upload/iblock/f32/f324422c1539f562907096abcdf6844b.jpg
            [ALT] => Достоверность оценки ресурсного потенциала нетрадиционных залежей нефти в отложениях доманикового типа Бузулукской впадины
            [TITLE] => Достоверность оценки ресурсного потенциала нетрадиционных залежей нефти в отложениях доманикового типа Бузулукской впадины
        )

    [~PREVIEW_PICTURE] => 28321
    [SHOW_COUNTER] => 13032
    [~SHOW_COUNTER] => 13032
    [ID] => 46085
    [~ID] => 46085
    [NAME] => Достоверность оценки ресурсного потенциала нетрадиционных залежей нефти в отложениях доманикового типа Бузулукской впадины
    [~NAME] => Достоверность оценки ресурсного потенциала нетрадиционных залежей нефти в отложениях доманикового типа Бузулукской впадины
    [IBLOCK_ID] => 1
    [~IBLOCK_ID] => 1
    [IBLOCK_SECTION_ID] => 
    [~IBLOCK_SECTION_ID] => 
    [DETAIL_TEXT] => К отложениям доманикового типа относятся высокоуглеродистые карбонатно-кремнистые и кремнисто-карбонатные породы со сланцеватой текстурой, а также углеродистые брекчии, известняки и доломиты, содержащие органическое вещество сапропелевого типа в количестве более 0,5%.[2] 

Отложения доманикового типа в пределах Бузулукской впадины охватывают стратиграфический интервал от доманикового горизонта среднефранского подъяруса до заволжского надгоризонта верхнефаменского подъяруса, а не отдельное стратиграфическое подразделение – доманиковый горизонт (рис. 1).


картинка 1.jpeg
Рис. 1. Сводный литолого-стратиграфический разрез в интервале распространения отложений доманикового типа в пределах Бузулукской впадины

Доманиковые отложения Волго-Уральской провинции ранее рассматривались только как нефтематеринская толща, которая генерировала углеводороды (УВ) для большинства залежей в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (НГП). Отложения доманикового типа, как показали геологоразведочные работы последних лет, содержат значительное количество УВ и данные отложения можно рассматривать как единую неструктурную залежь, из которой часть УВ мигрировала в структурные ловушки, а большая часть осталась в доманиковой толще.

Резервуары нефти в отложениях доманикового типа обладают очень низкими коллекторскими свойствами. Проницаемость измеряется величинами от тысячных долей до 0,1-0,5 миллидарси, а пористость обычно колеблется от 1 до 6-8%, встречаются отдельные прослои традиционных коллекторов.

Промышленные притоки нефти из нетрадиционных коллекторов получают после проведения гидроразрыва пласта (ГРП) с закреплением трещин пропантом, т.е. эти притоки получают уже из другой, искусственно сформированной среды, свойства которой по данным исследования керна, ГИС и испытаний, выполненными до проведения ГРП определить нельзя [2].
Залежи нефти в отложениях доманикового типа не имеют подошвенных вод и не имеют водонефтяных контактов. Каждая залежь распространена непрерывно по латерали резервуара и ограничена фациальным замещением коллекторов породами с более низкими ФЕС. В мировой литературе такие резервуары нефти носят название «протяженных» или «непрерывных» резервуаров (continuous reservoirs).
 
В течение 2012-2019 гг. на территории Бузулукской впадины были открыты Троицкое и Красногорское месторождения в Оренбургской области с нетрадиционными залежами нефти в отложениях доманикового типа верхнефранско-фаменского возраста и две залежи нефти в отложениях доманикового типа франско-фаменского возраста на Южно-Неприковском и Лещевском месторождениях в Самарской области, что подтвердило высокие перспективы нефтеносности нетрадиционных залежей в отложениях доманикового типа данной территории.

В 2016 г. в ФГБУ «ВНИГНИ» было проведено бассейновое моделирование для территории Бузулукской впадины в программном пакете TemisFlow 2015. Методика бассейнового моделирования заключается в объединении в общую систему процессов осадконакопления, образования в отложениях флюидов и их миграции и аккумуляции в различных структурах. Она предполагает применение математических алгоритмов для обработки сейсмических, стратиграфических, петрофизических, геохимических и прочих геологических данных с целью реконструкции эволюции осадочных бассейнов. В настоящее время бассейновое моделирование выполняется с помощью специализированного программного обеспечения [4].
 
Моделируемая территория Бузулукской впадины Волго-Уральской антеклизы простирается с запада на восток на ~ 255 км, с севера на юг – ~ на 245 км (рис. 2). Площадь впадины составляет 55300 км2.


картинка 2.jpeg
Рис. 2. Обзорная карта района исследований (Бузулукская впадина)

Распределение общих объемов и плотностей генерации и аккумуляции УВ по продуктивным комплексам в отложениях доманикового типа верхнего девона в пределах Бузулукской впадины представлены на графиках (рис. 3, 4). Ресурсный потенциал отложений доманикового типа в пределах Бузулукской впадины, оцененный по результатам бассейнового моделирования, составляет 149,9 млрд.т.

 
ПДФ1.png
Рис. 3. Распределение генерации и аккумуляции УВ по продуктивным комплексам.



ПДФ-2.png
Рис. 4. Плотность генерации и аккумуляции УВ по продуктивным комплексам.

Общие масштабы генерации жидких УВ во всех горизонтах существенно превышают масштабы генерации газообразных УВ. Таким образом, для территории Бузулукской впадины очевидно преобладание жидких продуктов генерации.
Оценка достоверности ресурсов нефти в отложениях доманикового типа Бузулукской впадины, оцененных с использованием бассейнового моделирования, была проведена путем сопоставления с запасами УВ по Троицкому месторождению.

В 2014 г. был выполнен подсчет запасов Троицкого месторождения геологические запасы нефти месторождения были оценены объемным методом и составляют 198512 тыс. т, извлекаемые – 5955 тыс. т (коэффициент извлечения принят равным 0,03). При сравнении запасов, посчитанных объемным методом, и полученных по результатам моделирования, расхождение в оценках составило 8%, что является вполне удовлетворительным результатом, подтверждающим достоверность полученных при бассейновом моделировании количественных оценок перспектив нефтегазоносности изучаемой территории (табл. 1).

Таблица 1
Сопоставление запасов УВ по Троицкому месторождению


Объемный метод (ПЗ 2014 г.) тыс. тРезультаты расчета в TemisFlow, тыс. тРазница представленных запасов УВ с числящимися на Госбалансе,%
Троицкое месторождение198 512181 200-8

Метод бассейнового моделирования позволяет выбирать для детальных исследований перспективные площади, где возможно прогнозировать наличие залежей углеводородов на основе уже накопленных данных, и, таким образом, тщательно планировать поисковые и разведочные работы.
Учитывая неопределенность параметров, принимаемых при детерминистической оценке запасов нефти Троицкого месторождения, в 2020 г. для оценки достоверности была проведена вероятностная оценка запасов нефти нетрадиционных залежей в отложениях доманикового типа франско-фаменского возраста Троицкого месторождения.
Вероятностная оценка геологических запасов нефти в отложениях доманикового типа объемным методом проводится по формуле (1), где в качестве входных величин используются статистические распределения подсчетных параметров:
Qг = S * hн * Kп * Кн * ϴ * ρ, (1)
где Q – геологические запасы нефти, тыс. т.
S – площадь лицензионного участка (месторождения), тыс. м2
hн – нефтенасыщенная толщина, м
Kп – коэффициент пористости (пустотности), д. ед.
Кн – коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.
ϴ – пересчетный коэффициент, д. ед.
ρ – плотность нефти, т/м3

Извлекаемые запасы (Qиз) оценивались по формуле (2):
Qиз = Qг*КИН, (1)
где Qг – геологические запасы нефти, тыс. т.
КИН – коэффициент извлечения нефти, д. ед.

Параметры для оценки запасов рассматривались как случайные величины и возможные интервалы их изменения принимались с учетом экспертных оценок данных по нетрадиционным залежам нефти, открытым и разведанным в доманиковых отложениях в Оренбургской и Самарской областях. Распределение величины геологических и извлекаемых запасов нефти моделировалось методом Монте-Карло с использованием программы Crystal Ball для Excel (рис. 5, 6).


Рис. 5. Вероятностное распределение геологических запасов нефти (для пластов D3fm+ D3f (доманиковые) Троицкого месторождения), красным цветом показана утвержденная в ГКЗ величина геологических запасов

Рис. 6. Вероятностное распределение извлекаемых запасов нефти (для пластов D3fm+ D3f (доманиковые) Троицкого месторождения), красным цветом показана утвержденная в ГКЗ величина извлекаемых запасов

Из приведенных графиков (рис. 5, 6) видно, что принятая ГКЗ Роснедра детерминистическая оценка геологических запасов нефти практически сопоставима с наиболее вероятным значением запасов (P50) при вероятностной оценке (табл. 2). А величина извлекаемых запасов при детерминистической оценке объемным методом намного меньше минимального значения величины запасов (P10) при вероятностной оценке. Это связано с тем, что при рассмотрении запасов в ГКЗ Роснедра принималось минимальное значение КИН=0,03 при том, что возможный диапазон изменения значений КИН составляет от 0,03 до 0,1 (по данным нефтеносных плеев США) [3].

Таблица 2
Сопоставление детерминистической и вероятностной оценки запасов УВ по Троицкому месторождению


МесторождениеЗапасыДетерминистическая оценка (ГКЗ,2019 г.), млн тВероятностная оценка, млн т
Р10         Р50
Р90

Троицкое D3fm+D3f (доманиковые)


геол.
извл.


516,2
15,5



459,3       500,7        543,5
24,3         29,3          34,3


Вероятностные методы оценки запасов нетрадиционных залежей нефти в отложениях доманикового типа позволяют получить представление о точности и надежности подсчета запасов и оценить геологические риски при проведении геологоразведочных работ.
Сопоставление оценок запасов нефти Троицкого месторождения, выполненных различными методами показало, что для оценки ресурсного потенциала нетрадиционных залежей УВ в отложениях доманикового типа с успешностью могут применяться вероятностные методы и метод бассейнового моделирования.

Список используемых источников:
1. Баженова Т.К. и др, Систематика и классификация осадочных пород и их аналогов // СПб.: Недра, 1998, C. 265-267
2. Варламов А.И., Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Фортунатова Н.К., Комар Н.В., Швец-Тэнэта-Гурий А.Г. Временные методические рекомендации по подсчету запасов нефти в доманиковых продуктивных отложениях // Недропользование, № 4, 2017. С. 104-115.
3. Варламов А.И., Мельников П.Н., Пороскун В.И. Фортунатова Н.К., Петерсилье В.И., Иутина М.И., Дахнова М.В., Виценовский М.Ю., Канев А.С., Соболева Е.Н., Шаломеенко А. В. Результаты изучения и перспективы освоения нетрадиционных залежей нефти в высокоуглеродистых карбонатно-кремнистых отложениях доманиковой формации Волго-Уральской провинции // Геология нефти и газа. – 2020. – № 6 – С. 33-52.
4. Галушкин Ю.И. «Моделирование осадочных бассейнов и оценка их нефтегазоносности», Москва, Научный мир, 2007 г. 
[~DETAIL_TEXT] => К отложениям доманикового типа относятся высокоуглеродистые карбонатно-кремнистые и кремнисто-карбонатные породы со сланцеватой текстурой, а также углеродистые брекчии, известняки и доломиты, содержащие органическое вещество сапропелевого типа в количестве более 0,5%.[2]

Отложения доманикового типа в пределах Бузулукской впадины охватывают стратиграфический интервал от доманикового горизонта среднефранского подъяруса до заволжского надгоризонта верхнефаменского подъяруса, а не отдельное стратиграфическое подразделение – доманиковый горизонт (рис. 1).


картинка 1.jpeg
Рис. 1. Сводный литолого-стратиграфический разрез в интервале распространения отложений доманикового типа в пределах Бузулукской впадины

Доманиковые отложения Волго-Уральской провинции ранее рассматривались только как нефтематеринская толща, которая генерировала углеводороды (УВ) для большинства залежей в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (НГП). Отложения доманикового типа, как показали геологоразведочные работы последних лет, содержат значительное количество УВ и данные отложения можно рассматривать как единую неструктурную залежь, из которой часть УВ мигрировала в структурные ловушки, а большая часть осталась в доманиковой толще.

Резервуары нефти в отложениях доманикового типа обладают очень низкими коллекторскими свойствами. Проницаемость измеряется величинами от тысячных долей до 0,1-0,5 миллидарси, а пористость обычно колеблется от 1 до 6-8%, встречаются отдельные прослои традиционных коллекторов.

Промышленные притоки нефти из нетрадиционных коллекторов получают после проведения гидроразрыва пласта (ГРП) с закреплением трещин пропантом, т.е. эти притоки получают уже из другой, искусственно сформированной среды, свойства которой по данным исследования керна, ГИС и испытаний, выполненными до проведения ГРП определить нельзя [2].
Залежи нефти в отложениях доманикового типа не имеют подошвенных вод и не имеют водонефтяных контактов. Каждая залежь распространена непрерывно по латерали резервуара и ограничена фациальным замещением коллекторов породами с более низкими ФЕС. В мировой литературе такие резервуары нефти носят название «протяженных» или «непрерывных» резервуаров (continuous reservoirs).
 
В течение 2012-2019 гг. на территории Бузулукской впадины были открыты Троицкое и Красногорское месторождения в Оренбургской области с нетрадиционными залежами нефти в отложениях доманикового типа верхнефранско-фаменского возраста и две залежи нефти в отложениях доманикового типа франско-фаменского возраста на Южно-Неприковском и Лещевском месторождениях в Самарской области, что подтвердило высокие перспективы нефтеносности нетрадиционных залежей в отложениях доманикового типа данной территории.

В 2016 г. в ФГБУ «ВНИГНИ» было проведено бассейновое моделирование для территории Бузулукской впадины в программном пакете TemisFlow 2015. Методика бассейнового моделирования заключается в объединении в общую систему процессов осадконакопления, образования в отложениях флюидов и их миграции и аккумуляции в различных структурах. Она предполагает применение математических алгоритмов для обработки сейсмических, стратиграфических, петрофизических, геохимических и прочих геологических данных с целью реконструкции эволюции осадочных бассейнов. В настоящее время бассейновое моделирование выполняется с помощью специализированного программного обеспечения [4].
 
Моделируемая территория Бузулукской впадины Волго-Уральской антеклизы простирается с запада на восток на ~ 255 км, с севера на юг – ~ на 245 км (рис. 2). Площадь впадины составляет 55300 км2.


картинка 2.jpeg
Рис. 2. Обзорная карта района исследований (Бузулукская впадина)

Распределение общих объемов и плотностей генерации и аккумуляции УВ по продуктивным комплексам в отложениях доманикового типа верхнего девона в пределах Бузулукской впадины представлены на графиках (рис. 3, 4). Ресурсный потенциал отложений доманикового типа в пределах Бузулукской впадины, оцененный по результатам бассейнового моделирования, составляет 149,9 млрд.т.

 
ПДФ1.png
Рис. 3. Распределение генерации и аккумуляции УВ по продуктивным комплексам.



ПДФ-2.png
Рис. 4. Плотность генерации и аккумуляции УВ по продуктивным комплексам.

Общие масштабы генерации жидких УВ во всех горизонтах существенно превышают масштабы генерации газообразных УВ. Таким образом, для территории Бузулукской впадины очевидно преобладание жидких продуктов генерации.
Оценка достоверности ресурсов нефти в отложениях доманикового типа Бузулукской впадины, оцененных с использованием бассейнового моделирования, была проведена путем сопоставления с запасами УВ по Троицкому месторождению.

В 2014 г. был выполнен подсчет запасов Троицкого месторождения геологические запасы нефти месторождения были оценены объемным методом и составляют 198512 тыс. т, извлекаемые – 5955 тыс. т (коэффициент извлечения принят равным 0,03). При сравнении запасов, посчитанных объемным методом, и полученных по результатам моделирования, расхождение в оценках составило 8%, что является вполне удовлетворительным результатом, подтверждающим достоверность полученных при бассейновом моделировании количественных оценок перспектив нефтегазоносности изучаемой территории (табл. 1).

Таблица 1
Сопоставление запасов УВ по Троицкому месторождению


Объемный метод (ПЗ 2014 г.) тыс. тРезультаты расчета в TemisFlow, тыс. тРазница представленных запасов УВ с числящимися на Госбалансе,%
Троицкое месторождение198 512181 200-8

Метод бассейнового моделирования позволяет выбирать для детальных исследований перспективные площади, где возможно прогнозировать наличие залежей углеводородов на основе уже накопленных данных, и, таким образом, тщательно планировать поисковые и разведочные работы.
Учитывая неопределенность параметров, принимаемых при детерминистической оценке запасов нефти Троицкого месторождения, в 2020 г. для оценки достоверности была проведена вероятностная оценка запасов нефти нетрадиционных залежей в отложениях доманикового типа франско-фаменского возраста Троицкого месторождения.
Вероятностная оценка геологических запасов нефти в отложениях доманикового типа объемным методом проводится по формуле (1), где в качестве входных величин используются статистические распределения подсчетных параметров:
Qг = S * hн * Kп * Кн * ϴ * ρ, (1)
где Q – геологические запасы нефти, тыс. т.
S – площадь лицензионного участка (месторождения), тыс. м2
hн – нефтенасыщенная толщина, м
Kп – коэффициент пористости (пустотности), д. ед.
Кн – коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.
ϴ – пересчетный коэффициент, д. ед.
ρ – плотность нефти, т/м3

Извлекаемые запасы (Qиз) оценивались по формуле (2):
Qиз = Qг*КИН, (1)
где Qг – геологические запасы нефти, тыс. т.
КИН – коэффициент извлечения нефти, д. ед.

Параметры для оценки запасов рассматривались как случайные величины и возможные интервалы их изменения принимались с учетом экспертных оценок данных по нетрадиционным залежам нефти, открытым и разведанным в доманиковых отложениях в Оренбургской и Самарской областях. Распределение величины геологических и извлекаемых запасов нефти моделировалось методом Монте-Карло с использованием программы Crystal Ball для Excel (рис. 5, 6).


Рис. 5. Вероятностное распределение геологических запасов нефти (для пластов D3fm+ D3f (доманиковые) Троицкого месторождения), красным цветом показана утвержденная в ГКЗ величина геологических запасов

Рис. 6. Вероятностное распределение извлекаемых запасов нефти (для пластов D3fm+ D3f (доманиковые) Троицкого месторождения), красным цветом показана утвержденная в ГКЗ величина извлекаемых запасов

Из приведенных графиков (рис. 5, 6) видно, что принятая ГКЗ Роснедра детерминистическая оценка геологических запасов нефти практически сопоставима с наиболее вероятным значением запасов (P50) при вероятностной оценке (табл. 2). А величина извлекаемых запасов при детерминистической оценке объемным методом намного меньше минимального значения величины запасов (P10) при вероятностной оценке. Это связано с тем, что при рассмотрении запасов в ГКЗ Роснедра принималось минимальное значение КИН=0,03 при том, что возможный диапазон изменения значений КИН составляет от 0,03 до 0,1 (по данным нефтеносных плеев США) [3].

Таблица 2
Сопоставление детерминистической и вероятностной оценки запасов УВ по Троицкому месторождению


МесторождениеЗапасыДетерминистическая оценка (ГКЗ,2019 г.), млн тВероятностная оценка, млн т
Р10         Р50
Р90

Троицкое D3fm+D3f (доманиковые)


геол.
извл.


516,2
15,5



459,3       500,7        543,5
24,3         29,3          34,3


Вероятностные методы оценки запасов нетрадиционных залежей нефти в отложениях доманикового типа позволяют получить представление о точности и надежности подсчета запасов и оценить геологические риски при проведении геологоразведочных работ.
Сопоставление оценок запасов нефти Троицкого месторождения, выполненных различными методами показало, что для оценки ресурсного потенциала нетрадиционных залежей УВ в отложениях доманикового типа с успешностью могут применяться вероятностные методы и метод бассейнового моделирования.

Список используемых источников:
1. Баженова Т.К. и др, Систематика и классификация осадочных пород и их аналогов // СПб.: Недра, 1998, C. 265-267
2. Варламов А.И., Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Фортунатова Н.К., Комар Н.В., Швец-Тэнэта-Гурий А.Г. Временные методические рекомендации по подсчету запасов нефти в доманиковых продуктивных отложениях // Недропользование, № 4, 2017. С. 104-115.
3. Варламов А.И., Мельников П.Н., Пороскун В.И. Фортунатова Н.К., Петерсилье В.И., Иутина М.И., Дахнова М.В., Виценовский М.Ю., Канев А.С., Соболева Е.Н., Шаломеенко А. В. Результаты изучения и перспективы освоения нетрадиционных залежей нефти в высокоуглеродистых карбонатно-кремнистых отложениях доманиковой формации Волго-Уральской провинции // Геология нефти и газа. – 2020. – № 6 – С. 33-52.
4. Галушкин Ю.И. «Моделирование осадочных бассейнов и оценка их нефтегазоносности», Москва, Научный мир, 2007 г. 
[DETAIL_TEXT_TYPE] => html [~DETAIL_TEXT_TYPE] => html [PREVIEW_TEXT] => [~PREVIEW_TEXT] => [PREVIEW_TEXT_TYPE] => text [~PREVIEW_TEXT_TYPE] => text [DETAIL_PICTURE] => [~DETAIL_PICTURE] => [TIMESTAMP_X] => 19.05.2021 20:08:27 [~TIMESTAMP_X] => 19.05.2021 20:08:27 [ACTIVE_FROM] => 19.05.2021 10:10:00 [~ACTIVE_FROM] => 19.05.2021 10:10:00 [LIST_PAGE_URL] => /news/ [~LIST_PAGE_URL] => /news/ [DETAIL_PAGE_URL] => /news/dostovernost_otsenki_resursnogo_potentsiala_netraditsionnykh_zalezhey_nefti_v_otlozheniyakh_domaniko123/ [~DETAIL_PAGE_URL] => /news/dostovernost_otsenki_resursnogo_potentsiala_netraditsionnykh_zalezhey_nefti_v_otlozheniyakh_domaniko123/ [IBLOCK_ELEMENT_ID] => 46085 [~IBLOCK_ELEMENT_ID] => 46085 [PROPERTY_22] => Соболева Е.Н. (ФГБУ «ВНИГНИ»), Каспаров С.О. (МГУ им. М.В. Ломоносова) [~PROPERTY_22] => Соболева Е.Н. (ФГБУ «ВНИГНИ»), Каспаров С.О. (МГУ им. М.В. Ломоносова) [PROPERTY_23] => http://www.ngv.ru/ [~PROPERTY_23] => http://www.ngv.ru/ [PROPERTY_54] => 0.0000 [~PROPERTY_54] => 0.0000 [PROPERTY_95] => 1.0000 [~PROPERTY_95] => 1.0000 [PROPERTY_148] => Достоверность оценки ресурсного потенциала [~PROPERTY_148] => Достоверность оценки ресурсного потенциала [LANG_DIR] => / [~LANG_DIR] => / [CODE] => dostovernost_otsenki_resursnogo_potentsiala_netraditsionnykh_zalezhey_nefti_v_otlozheniyakh_domaniko123 [~CODE] => dostovernost_otsenki_resursnogo_potentsiala_netraditsionnykh_zalezhey_nefti_v_otlozheniyakh_domaniko123 [EXTERNAL_ID] => 46085 [~EXTERNAL_ID] => 46085 [IBLOCK_TYPE_ID] => news [~IBLOCK_TYPE_ID] => news [IBLOCK_CODE] => news [~IBLOCK_CODE] => news [IBLOCK_EXTERNAL_ID] => furniture_news_s1 [~IBLOCK_EXTERNAL_ID] => furniture_news_s1 [LID] => s1 [~LID] => s1 [NAV_RESULT] => [DISPLAY_ACTIVE_FROM] => 10:10, 19 Мая 2021 [IPROPERTY_VALUES] => Array ( ) [FIELDS] => Array ( [TAGS] => [PREVIEW_PICTURE] => Array ( [ID] => 28321 [TIMESTAMP_X] => 19.05.2021 20:08:27 [MODULE_ID] => iblock [HEIGHT] => 429 [WIDTH] => 700 [FILE_SIZE] => 117850 [CONTENT_TYPE] => image/jpeg [SUBDIR] => iblock/f32 [FILE_NAME] => f324422c1539f562907096abcdf6844b.jpg [ORIGINAL_NAME] => нефтяная вышка в снегу.jpg [DESCRIPTION] => [HANDLER_ID] => [EXTERNAL_ID] => 6e2bf91e8c8999c6803e0e844391ea5b [~src] => [SRC] => /upload/iblock/f32/f324422c1539f562907096abcdf6844b.jpg [UNSAFE_SRC] => /upload/iblock/f32/f324422c1539f562907096abcdf6844b.jpg [SAFE_SRC] => /upload/iblock/f32/f324422c1539f562907096abcdf6844b.jpg [ALT] => Достоверность оценки ресурсного потенциала нетрадиционных залежей нефти в отложениях доманикового типа Бузулукской впадины [TITLE] => Достоверность оценки ресурсного потенциала нетрадиционных залежей нефти в отложениях доманикового типа Бузулукской впадины ) [SHOW_COUNTER] => 13032 ) [PROPERTIES] => Array ( [AUTHOR_NAME] => Array ( [ID] => 22 [TIMESTAMP_X] => 2018-03-10 19:22:21 [IBLOCK_ID] => 1 [NAME] => Автор [ACTIVE] => Y [SORT] => 500 [CODE] => AUTHOR_NAME [DEFAULT_VALUE] => [PROPERTY_TYPE] => S [ROW_COUNT] => 1 [COL_COUNT] => 30 [LIST_TYPE] => L [MULTIPLE] => N [XML_ID] => 22 [FILE_TYPE] => [MULTIPLE_CNT] => 5 [TMP_ID] => [LINK_IBLOCK_ID] => 0 [WITH_DESCRIPTION] => N [SEARCHABLE] => N [FILTRABLE] => N [IS_REQUIRED] => Y [VERSION] => 2 [USER_TYPE] => [USER_TYPE_SETTINGS] => [HINT] => [VALUE] => Соболева Е.Н. (ФГБУ «ВНИГНИ»), Каспаров С.О. (МГУ им. М.В. Ломоносова) [DESCRIPTION] => [~VALUE] => Соболева Е.Н. (ФГБУ «ВНИГНИ»), Каспаров С.О. (МГУ им. М.В. Ломоносова) [~DESCRIPTION] => ) [SUB_TITLE] => Array ( [ID] => 148 [TIMESTAMP_X] => 2018-03-11 18:19:22 [IBLOCK_ID] => 1 [NAME] => Подзаголовок [ACTIVE] => Y [SORT] => 500 [CODE] => SUB_TITLE [DEFAULT_VALUE] => [PROPERTY_TYPE] => S [ROW_COUNT] => 1 [COL_COUNT] => 30 [LIST_TYPE] => L [MULTIPLE] => N [XML_ID] => [FILE_TYPE] => [MULTIPLE_CNT] => 5 [TMP_ID] => [LINK_IBLOCK_ID] => 0 [WITH_DESCRIPTION] => N [SEARCHABLE] => N [FILTRABLE] => N [IS_REQUIRED] => N [VERSION] => 2 [USER_TYPE] => [USER_TYPE_SETTINGS] => [HINT] => [VALUE] => Достоверность оценки ресурсного потенциала [DESCRIPTION] => [~VALUE] => Достоверность оценки ресурсного потенциала [~DESCRIPTION] => ) [AUTHOR_URL] => Array ( [ID] => 23 [TIMESTAMP_X] => 2018-03-10 19:22:21 [IBLOCK_ID] => 1 [NAME] => Ссылка на автора [ACTIVE] => Y [SORT] => 501 [CODE] => AUTHOR_URL [DEFAULT_VALUE] => [PROPERTY_TYPE] => S [ROW_COUNT] => 1 [COL_COUNT] => 30 [LIST_TYPE] => L [MULTIPLE] => N [XML_ID] => 23 [FILE_TYPE] => [MULTIPLE_CNT] => 5 [TMP_ID] => [LINK_IBLOCK_ID] => 0 [WITH_DESCRIPTION] => N [SEARCHABLE] => N [FILTRABLE] => N [IS_REQUIRED] => N [VERSION] => 2 [USER_TYPE] => [USER_TYPE_SETTINGS] => [HINT] => [VALUE] => http://www.ngv.ru/ [DESCRIPTION] => [~VALUE] => http://www.ngv.ru/ [~DESCRIPTION] => ) [IMPORTANT] => Array ( [ID] => 54 [TIMESTAMP_X] => 2018-03-10 19:22:21 [IBLOCK_ID] => 1 [NAME] => Важно [ACTIVE] => Y [SORT] => 502 [CODE] => IMPORTANT [DEFAULT_VALUE] => 0 [PROPERTY_TYPE] => N [ROW_COUNT] => 1 [COL_COUNT] => 4 [LIST_TYPE] => L [MULTIPLE] => N [XML_ID] => 54 [FILE_TYPE] => [MULTIPLE_CNT] => 5 [TMP_ID] => [LINK_IBLOCK_ID] => 0 [WITH_DESCRIPTION] => N [SEARCHABLE] => N [FILTRABLE] => N [IS_REQUIRED] => N [VERSION] => 2 [USER_TYPE] => [USER_TYPE_SETTINGS] => [HINT] => [VALUE] => 0 [DESCRIPTION] => [~VALUE] => 0.0000 [~DESCRIPTION] => ) [MAIN_NEWS] => Array ( [ID] => 95 [TIMESTAMP_X] => 2018-03-10 19:22:21 [IBLOCK_ID] => 1 [NAME] => Главная новость [ACTIVE] => Y [SORT] => 503 [CODE] => MAIN_NEWS [DEFAULT_VALUE] => 0 [PROPERTY_TYPE] => N [ROW_COUNT] => 1 [COL_COUNT] => 30 [LIST_TYPE] => L [MULTIPLE] => N [XML_ID] => [FILE_TYPE] => [MULTIPLE_CNT] => 5 [TMP_ID] => [LINK_IBLOCK_ID] => 0 [WITH_DESCRIPTION] => N [SEARCHABLE] => N [FILTRABLE] => N [IS_REQUIRED] => N [VERSION] => 2 [USER_TYPE] => [USER_TYPE_SETTINGS] => [HINT] => [VALUE] => 1 [DESCRIPTION] => [~VALUE] => 1.0000 [~DESCRIPTION] => ) ) [DISPLAY_PROPERTIES] => Array ( [AUTHOR_NAME] => Array ( [ID] => 22 [TIMESTAMP_X] => 2018-03-10 19:22:21 [IBLOCK_ID] => 1 [NAME] => Автор [ACTIVE] => Y [SORT] => 500 [CODE] => AUTHOR_NAME [DEFAULT_VALUE] => [PROPERTY_TYPE] => S [ROW_COUNT] => 1 [COL_COUNT] => 30 [LIST_TYPE] => L [MULTIPLE] => N [XML_ID] => 22 [FILE_TYPE] => [MULTIPLE_CNT] => 5 [TMP_ID] => [LINK_IBLOCK_ID] => 0 [WITH_DESCRIPTION] => N [SEARCHABLE] => N [FILTRABLE] => N [IS_REQUIRED] => Y [VERSION] => 2 [USER_TYPE] => [USER_TYPE_SETTINGS] => [HINT] => [VALUE] => Соболева Е.Н. (ФГБУ «ВНИГНИ»), Каспаров С.О. (МГУ им. М.В. Ломоносова) [DESCRIPTION] => [~VALUE] => Соболева Е.Н. (ФГБУ «ВНИГНИ»), Каспаров С.О. (МГУ им. М.В. Ломоносова) [~DESCRIPTION] => [DISPLAY_VALUE] => Соболева Е.Н. (ФГБУ «ВНИГНИ»), Каспаров С.О. (МГУ им. М.В. Ломоносова) ) [SUB_TITLE] => Array ( [ID] => 148 [TIMESTAMP_X] => 2018-03-11 18:19:22 [IBLOCK_ID] => 1 [NAME] => Подзаголовок [ACTIVE] => Y [SORT] => 500 [CODE] => SUB_TITLE [DEFAULT_VALUE] => [PROPERTY_TYPE] => S [ROW_COUNT] => 1 [COL_COUNT] => 30 [LIST_TYPE] => L [MULTIPLE] => N [XML_ID] => [FILE_TYPE] => [MULTIPLE_CNT] => 5 [TMP_ID] => [LINK_IBLOCK_ID] => 0 [WITH_DESCRIPTION] => N [SEARCHABLE] => N [FILTRABLE] => N [IS_REQUIRED] => N [VERSION] => 2 [USER_TYPE] => [USER_TYPE_SETTINGS] => [HINT] => [VALUE] => Достоверность оценки ресурсного потенциала [DESCRIPTION] => [~VALUE] => Достоверность оценки ресурсного потенциала [~DESCRIPTION] => [DISPLAY_VALUE] => Достоверность оценки ресурсного потенциала ) [AUTHOR_URL] => Array ( [ID] => 23 [TIMESTAMP_X] => 2018-03-10 19:22:21 [IBLOCK_ID] => 1 [NAME] => Ссылка на автора [ACTIVE] => Y [SORT] => 501 [CODE] => AUTHOR_URL [DEFAULT_VALUE] => [PROPERTY_TYPE] => S [ROW_COUNT] => 1 [COL_COUNT] => 30 [LIST_TYPE] => L [MULTIPLE] => N [XML_ID] => 23 [FILE_TYPE] => [MULTIPLE_CNT] => 5 [TMP_ID] => [LINK_IBLOCK_ID] => 0 [WITH_DESCRIPTION] => N [SEARCHABLE] => N [FILTRABLE] => N [IS_REQUIRED] => N [VERSION] => 2 [USER_TYPE] => [USER_TYPE_SETTINGS] => [HINT] => [VALUE] => http://www.ngv.ru/ [DESCRIPTION] => [~VALUE] => http://www.ngv.ru/ [~DESCRIPTION] => [DISPLAY_VALUE] => http://www.ngv.ru/ ) ) [IBLOCK] => Array ( [ID] => 1 [~ID] => 1 [TIMESTAMP_X] => 20.12.2020 12:05:36 [~TIMESTAMP_X] => 20.12.2020 12:05:36 [IBLOCK_TYPE_ID] => news [~IBLOCK_TYPE_ID] => news [LID] => s1 [~LID] => s1 [CODE] => news [~CODE] => news [NAME] => Новости [~NAME] => Новости [ACTIVE] => Y [~ACTIVE] => Y [SORT] => 500 [~SORT] => 500 [LIST_PAGE_URL] => /news/ [~LIST_PAGE_URL] => /news/ [DETAIL_PAGE_URL] => #SITE_DIR#/news/#ELEMENT_CODE#/ [~DETAIL_PAGE_URL] => #SITE_DIR#/news/#ELEMENT_CODE#/ [SECTION_PAGE_URL] => [~SECTION_PAGE_URL] => [PICTURE] => [~PICTURE] => [DESCRIPTION] => [~DESCRIPTION] => [DESCRIPTION_TYPE] => html [~DESCRIPTION_TYPE] => html [RSS_TTL] => 1 [~RSS_TTL] => 1 [RSS_ACTIVE] => Y [~RSS_ACTIVE] => Y [RSS_FILE_ACTIVE] => N [~RSS_FILE_ACTIVE] => N [RSS_FILE_LIMIT] => 0 [~RSS_FILE_LIMIT] => 0 [RSS_FILE_DAYS] => 0 [~RSS_FILE_DAYS] => 0 [RSS_YANDEX_ACTIVE] => Y [~RSS_YANDEX_ACTIVE] => Y [XML_ID] => furniture_news_s1 [~XML_ID] => furniture_news_s1 [TMP_ID] => [~TMP_ID] => [INDEX_ELEMENT] => Y [~INDEX_ELEMENT] => Y [INDEX_SECTION] => N [~INDEX_SECTION] => N [WORKFLOW] => N [~WORKFLOW] => N [BIZPROC] => N [~BIZPROC] => N [SECTION_CHOOSER] => L [~SECTION_CHOOSER] => L [LIST_MODE] => [~LIST_MODE] => [RIGHTS_MODE] => S [~RIGHTS_MODE] => S [VERSION] => 2 [~VERSION] => 2 [LAST_CONV_ELEMENT] => 0 [~LAST_CONV_ELEMENT] => 0 [SOCNET_GROUP_ID] => [~SOCNET_GROUP_ID] => [EDIT_FILE_BEFORE] => [~EDIT_FILE_BEFORE] => [EDIT_FILE_AFTER] => [~EDIT_FILE_AFTER] => [SECTIONS_NAME] => Разделы [~SECTIONS_NAME] => Разделы [SECTION_NAME] => Раздел [~SECTION_NAME] => Раздел [ELEMENTS_NAME] => Новости [~ELEMENTS_NAME] => Новости [ELEMENT_NAME] => Новость [~ELEMENT_NAME] => Новость [SECTION_PROPERTY] => [~SECTION_PROPERTY] => [PROPERTY_INDEX] => [~PROPERTY_INDEX] => [CANONICAL_PAGE_URL] => [~CANONICAL_PAGE_URL] => [EXTERNAL_ID] => furniture_news_s1 [~EXTERNAL_ID] => furniture_news_s1 [LANG_DIR] => / [~LANG_DIR] => / [SERVER_NAME] => www.ngv.ru [~SERVER_NAME] => www.ngv.ru ) [SECTION] => Array ( [PATH] => Array ( ) ) [SECTION_URL] => [META_TAGS] => Array ( [TITLE] => Достоверность оценки ресурсного потенциала нетрадиционных залежей нефти в отложениях доманикового типа Бузулукской впадины [BROWSER_TITLE] => Достоверность оценки ресурсного потенциала нетрадиционных залежей нефти в отложениях доманикового типа Бузулукской впадины [KEYWORDS] => [DESCRIPTION] => ) )

Достоверность оценки ресурсного потенциала нетрадиционных залежей нефти в отложениях доманикового типа Бузулукской впадины

Достоверность оценки ресурсного потенциала

К отложениям доманикового типа относятся высокоуглеродистые карбонатно-кремнистые и кремнисто-карбонатные породы со сланцеватой текстурой, а также углеродистые брекчии, известняки и доломиты, содержащие органическое вещество сапропелевого типа в количестве более 0,5%.[2]

Отложения доманикового типа в пределах Бузулукской впадины охватывают стратиграфический интервал от доманикового горизонта среднефранского подъяруса до заволжского надгоризонта верхнефаменского подъяруса, а не отдельное стратиграфическое подразделение – доманиковый горизонт (рис. 1).


картинка 1.jpeg
Рис. 1. Сводный литолого-стратиграфический разрез в интервале распространения отложений доманикового типа в пределах Бузулукской впадины

Доманиковые отложения Волго-Уральской провинции ранее рассматривались только как нефтематеринская толща, которая генерировала углеводороды (УВ) для большинства залежей в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (НГП). Отложения доманикового типа, как показали геологоразведочные работы последних лет, содержат значительное количество УВ и данные отложения можно рассматривать как единую неструктурную залежь, из которой часть УВ мигрировала в структурные ловушки, а большая часть осталась в доманиковой толще.

Резервуары нефти в отложениях доманикового типа обладают очень низкими коллекторскими свойствами. Проницаемость измеряется величинами от тысячных долей до 0,1-0,5 миллидарси, а пористость обычно колеблется от 1 до 6-8%, встречаются отдельные прослои традиционных коллекторов.

Промышленные притоки нефти из нетрадиционных коллекторов получают после проведения гидроразрыва пласта (ГРП) с закреплением трещин пропантом, т.е. эти притоки получают уже из другой, искусственно сформированной среды, свойства которой по данным исследования керна, ГИС и испытаний, выполненными до проведения ГРП определить нельзя [2].
Залежи нефти в отложениях доманикового типа не имеют подошвенных вод и не имеют водонефтяных контактов. Каждая залежь распространена непрерывно по латерали резервуара и ограничена фациальным замещением коллекторов породами с более низкими ФЕС. В мировой литературе такие резервуары нефти носят название «протяженных» или «непрерывных» резервуаров (continuous reservoirs).
 
В течение 2012-2019 гг. на территории Бузулукской впадины были открыты Троицкое и Красногорское месторождения в Оренбургской области с нетрадиционными залежами нефти в отложениях доманикового типа верхнефранско-фаменского возраста и две залежи нефти в отложениях доманикового типа франско-фаменского возраста на Южно-Неприковском и Лещевском месторождениях в Самарской области, что подтвердило высокие перспективы нефтеносности нетрадиционных залежей в отложениях доманикового типа данной территории.

В 2016 г. в ФГБУ «ВНИГНИ» было проведено бассейновое моделирование для территории Бузулукской впадины в программном пакете TemisFlow 2015. Методика бассейнового моделирования заключается в объединении в общую систему процессов осадконакопления, образования в отложениях флюидов и их миграции и аккумуляции в различных структурах. Она предполагает применение математических алгоритмов для обработки сейсмических, стратиграфических, петрофизических, геохимических и прочих геологических данных с целью реконструкции эволюции осадочных бассейнов. В настоящее время бассейновое моделирование выполняется с помощью специализированного программного обеспечения [4].
 
Моделируемая территория Бузулукской впадины Волго-Уральской антеклизы простирается с запада на восток на ~ 255 км, с севера на юг – ~ на 245 км (рис. 2). Площадь впадины составляет 55300 км2.


картинка 2.jpeg
Рис. 2. Обзорная карта района исследований (Бузулукская впадина)

Распределение общих объемов и плотностей генерации и аккумуляции УВ по продуктивным комплексам в отложениях доманикового типа верхнего девона в пределах Бузулукской впадины представлены на графиках (рис. 3, 4). Ресурсный потенциал отложений доманикового типа в пределах Бузулукской впадины, оцененный по результатам бассейнового моделирования, составляет 149,9 млрд.т.

 
ПДФ1.png
Рис. 3. Распределение генерации и аккумуляции УВ по продуктивным комплексам.



ПДФ-2.png
Рис. 4. Плотность генерации и аккумуляции УВ по продуктивным комплексам.

Общие масштабы генерации жидких УВ во всех горизонтах существенно превышают масштабы генерации газообразных УВ. Таким образом, для территории Бузулукской впадины очевидно преобладание жидких продуктов генерации.
Оценка достоверности ресурсов нефти в отложениях доманикового типа Бузулукской впадины, оцененных с использованием бассейнового моделирования, была проведена путем сопоставления с запасами УВ по Троицкому месторождению.

В 2014 г. был выполнен подсчет запасов Троицкого месторождения геологические запасы нефти месторождения были оценены объемным методом и составляют 198512 тыс. т, извлекаемые – 5955 тыс. т (коэффициент извлечения принят равным 0,03). При сравнении запасов, посчитанных объемным методом, и полученных по результатам моделирования, расхождение в оценках составило 8%, что является вполне удовлетворительным результатом, подтверждающим достоверность полученных при бассейновом моделировании количественных оценок перспектив нефтегазоносности изучаемой территории (табл. 1).

Таблица 1
Сопоставление запасов УВ по Троицкому месторождению


Объемный метод (ПЗ 2014 г.) тыс. тРезультаты расчета в TemisFlow, тыс. тРазница представленных запасов УВ с числящимися на Госбалансе,%
Троицкое месторождение198 512181 200-8

Метод бассейнового моделирования позволяет выбирать для детальных исследований перспективные площади, где возможно прогнозировать наличие залежей углеводородов на основе уже накопленных данных, и, таким образом, тщательно планировать поисковые и разведочные работы.
Учитывая неопределенность параметров, принимаемых при детерминистической оценке запасов нефти Троицкого месторождения, в 2020 г. для оценки достоверности была проведена вероятностная оценка запасов нефти нетрадиционных залежей в отложениях доманикового типа франско-фаменского возраста Троицкого месторождения.
Вероятностная оценка геологических запасов нефти в отложениях доманикового типа объемным методом проводится по формуле (1), где в качестве входных величин используются статистические распределения подсчетных параметров:
Qг = S * hн * Kп * Кн * ϴ * ρ, (1)
где Q – геологические запасы нефти, тыс. т.
S – площадь лицензионного участка (месторождения), тыс. м2
hн – нефтенасыщенная толщина, м
Kп – коэффициент пористости (пустотности), д. ед.
Кн – коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.
ϴ – пересчетный коэффициент, д. ед.
ρ – плотность нефти, т/м3

Извлекаемые запасы (Qиз) оценивались по формуле (2):
Qиз = Qг*КИН, (1)
где Qг – геологические запасы нефти, тыс. т.
КИН – коэффициент извлечения нефти, д. ед.

Параметры для оценки запасов рассматривались как случайные величины и возможные интервалы их изменения принимались с учетом экспертных оценок данных по нетрадиционным залежам нефти, открытым и разведанным в доманиковых отложениях в Оренбургской и Самарской областях. Распределение величины геологических и извлекаемых запасов нефти моделировалось методом Монте-Карло с использованием программы Crystal Ball для Excel (рис. 5, 6).


Рис. 5. Вероятностное распределение геологических запасов нефти (для пластов D3fm+ D3f (доманиковые) Троицкого месторождения), красным цветом показана утвержденная в ГКЗ величина геологических запасов

Рис. 6. Вероятностное распределение извлекаемых запасов нефти (для пластов D3fm+ D3f (доманиковые) Троицкого месторождения), красным цветом показана утвержденная в ГКЗ величина извлекаемых запасов

Из приведенных графиков (рис. 5, 6) видно, что принятая ГКЗ Роснедра детерминистическая оценка геологических запасов нефти практически сопоставима с наиболее вероятным значением запасов (P50) при вероятностной оценке (табл. 2). А величина извлекаемых запасов при детерминистической оценке объемным методом намного меньше минимального значения величины запасов (P10) при вероятностной оценке. Это связано с тем, что при рассмотрении запасов в ГКЗ Роснедра принималось минимальное значение КИН=0,03 при том, что возможный диапазон изменения значений КИН составляет от 0,03 до 0,1 (по данным нефтеносных плеев США) [3].

Таблица 2
Сопоставление детерминистической и вероятностной оценки запасов УВ по Троицкому месторождению


МесторождениеЗапасыДетерминистическая оценка (ГКЗ,2019 г.), млн тВероятностная оценка, млн т
Р10         Р50
Р90

Троицкое D3fm+D3f (доманиковые)


геол.
извл.


516,2
15,5



459,3       500,7        543,5
24,3         29,3          34,3


Вероятностные методы оценки запасов нетрадиционных залежей нефти в отложениях доманикового типа позволяют получить представление о точности и надежности подсчета запасов и оценить геологические риски при проведении геологоразведочных работ.
Сопоставление оценок запасов нефти Троицкого месторождения, выполненных различными методами показало, что для оценки ресурсного потенциала нетрадиционных залежей УВ в отложениях доманикового типа с успешностью могут применяться вероятностные методы и метод бассейнового моделирования.

Список используемых источников:
1. Баженова Т.К. и др, Систематика и классификация осадочных пород и их аналогов // СПб.: Недра, 1998, C. 265-267
2. Варламов А.И., Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Фортунатова Н.К., Комар Н.В., Швец-Тэнэта-Гурий А.Г. Временные методические рекомендации по подсчету запасов нефти в доманиковых продуктивных отложениях // Недропользование, № 4, 2017. С. 104-115.
3. Варламов А.И., Мельников П.Н., Пороскун В.И. Фортунатова Н.К., Петерсилье В.И., Иутина М.И., Дахнова М.В., Виценовский М.Ю., Канев А.С., Соболева Е.Н., Шаломеенко А. В. Результаты изучения и перспективы освоения нетрадиционных залежей нефти в высокоуглеродистых карбонатно-кремнистых отложениях доманиковой формации Волго-Уральской провинции // Геология нефти и газа. – 2020. – № 6 – С. 33-52.
4. Галушкин Ю.И. «Моделирование осадочных бассейнов и оценка их нефтегазоносности», Москва, Научный мир, 2007 г. 
EU_NGV_10_2021
Читайте также :