К оглавлению

О классификации прогнозных запасов нефти и газа и методике их подсчета

Н.И. Буялов, В.Г. Васильев, Н.А. Калинин, С.Н. Симаков

 ОТ РЕДАКЦИИ

Планирование развития нефтяной и газовой промышленности, особенно на длительные сроки, базируется преимущественно на прогнозных запасах. Следовательно, правильное понимание сущности этих запасов и разработки методов их оценки имеют исключительно большое значение. На страницах нашего журнала (№ 1, 1961 г.) этому вопросу была посвящена статья в порядке обсуждения, нашедшая отклики в ГКЗ, во ВНИИНефть и других организациях.

В середине июня 1961 г. секция нефти и газа Экспертно-геологического совета (ЭГС) МГ и ОН СССР провела заседание, на котором рассматривались вопросы классификации прогнозных запасов нефти и газа и методики их подсчета. Доклад, подготовленный ВНИГНИ (Н.И. Буялов, А.И. Клещев), ВНИИГазом (В.Г. Васильев, Н.Д. Елин, Н.С. Ерофеев, М.С. Львов), ВНИГРИ (Н.Т. Линдтроп) и отделом нефти и газа МГ и ОН СССР (Н.А. Калинин), был подвергнут серьезному обсуждению.

Секция нефти и газа ЭГС в своем решении рекомендовала авторам привлечь представителей других организаций и, учтя результаты обсуждения затронутых вопросов, сформулировать основные положения и широко осветить их в печати.

Настоящая статья подготовлена в соответствии с решением секции нефти и газа. Учитывая актуальность освещаемых вопросов, редакция обращается к геологическим организациям совнархозов, территориальным геологическим управлениям и ко всем читателям журнала принять активное участие в обсуждении поднимаемых вопросов.

 

В экономике Советского Союза большое значение имеет нефтяная и газовая промышленность. Развитие этих отраслей промышленности с учетом их географического размещения в настоящее время базируется главным образом на научно обоснованных оценках прогнозных запасов нефти и газа. Поэтому очень важно классифицировать прогнозные запасы и разработать методы их оценки и подсчета.

До последнего времени все запасы подразделялись на четыре категории: А, В, C1 и С2. Если запасы категорий А, В, C1 связываются с открытыми уже месторождениями нефти и газа, то запасы С2 относятся к перспективным площадям, причем, как показывает опыт, только незначительная часть их оказывается промышленно нефтеносными.

До составления семилетнего плана (1958-1965 гг.) геологоразведочные работы на нефть и газ базировались на запасах промышленных категорий (А, В, C1) и запасах категории С2, которые обычно назывались перспективными.

При составлении семилетнего плана и планов на более длительные сроки возникла необходимость, кроме существующей классификации, ввести понятие о прогнозных запасах.

Основные положения классификации прогнозных запасов и методики их подсчета обсуждались в июне 1961 г. на секции нефти и газа МГ и ОН СССР. Ряд вопросов, связанных с классификацией категорий запасов и прогнозных запасов, и другие были предметом серьезных дискуссий.

Авторы доклада на секции предложили прогнозные запасы отнести к запасам категорийным и в связи с этим все категории запасов разделить на две группы: разведанные, т.е. подтвержденные в той или иной степени бурением, и прогнозные. Запасы категории С2, поскольку они не подтверждены бурением, рекомендовалось отнести к высшей категории прогнозных запасов. Таким образом, предлагалось распределить все известные категории запасов так, чтобы к разведанным относить А, В, С1, а к прогнозным - С2, Д1 и Д2.

Большинство участников дискуссии признали целесообразным прогнозные запасы подразделить на категории Д1 и Д2. Много возражений было против классификации прогнозных запасов как категорийных. Авторы считают, что в выделении прогнозных запасов и в их подразделении на Д1 и Д2 заложен тот же принцип, что и в выделении категорий А, В, C1, т.е. степень достоверности запасов, и поэтому запасы Д1 и Д2 имеют право на классификацию их как категорийных.

Имелось в виду, что к Д1 относятся запасы территорий, освещенных полным комплексом региональных геолого-геофизических исследований и бурением, а к Д2 - запасы малоизученных территорий и неразведанных частей разреза на больших глубинах, что соответствует резкому различию в степени достоверности этих запасов.

На практике при учете запасов категории С2 к ним часто относят запасы разной степени достоверности - не только структур, подготовленных к поисковому бурению, но и структур выявленных, однако геологически слабо изученных. Такое положение привело к тому, что в настоящее время отсутствует единообразие в учете запасов этой категории. Поскольку категория С2 является резервом для подготовки запасов категории C1, она должна отражать наличие фонда площадей, всесторонне подготовленных к глубокому поисковому бурению (т.е. к предварительной разведке). Существующее положение с учетом запасов С2 не позволяет судить с достаточной степенью надежности о фронте подготовленных площадей.

В утвержденной классификации запасов категории границы применения С2 не регламентируются четкими условиями; в связи с этим рекомендуется при учете запасов этой категории к ней относить запасы только подготовленных к поисковому бурению площадей (структур и ловушек другого типа).

В этом случае учитываемые запасы нефти и газа по категории С2 будут полностью соответствовать требованиям, предъявляемым к подготовке площадей к поисковому и разведочному бурению.

Запасы по выявленным, но не подготовленным к поисковому бурению структурам (ловушкам) целесообразно отнести к прогнозным запасам. Анализ результатов поискового бурения по большинству нефтегазоносных районов показал, что продуктивна только часть площадей, подготовленных к поисковому бурению. Кроме того, при подсчете запасов категории С2 по нефтегазоносным районам будут учитываться не все благоприятные площади, предусматривается использовать коэффициент промышленных нефтеносных площадей (ранее называемый коэффициентом удачи), величина которого для разных районов различна.

Таким образом, намечается четкая грань между запасами месторождений нефти и газа, выявленных бурением, и запасами подготовленных площадей. Далее устанавливается различие между запасами конкретных площадей, т.е. запасами категории С2, и запасами прогнозными, подсчитываемыми по бассейнам осадочных пород в целом.

В связи с введением понятия о прогнозных запасах, рекомендуется все запасы нефти и газа в недрах подразделить на три группы. К первой отнести запасы месторождений нефти и газа, выявленные бурением, т. е. А, В, C1; ко второй - запасы площадей, подготовленных к поисковому бурению (сюда относятся запасы категории С2); к третьей - прогнозные запасы, подразделяемые на две подгруппы: Д1 и Д2.

Запасы подгруппы Д1 (По решению секции нефти и газа для подготовки окончательного проекта методики прогнозных запасов нефти и газа и уточнения классификации категорий была создана комиссия в составе: Н.А. Калинина (МГ и ОН СССР), Н.И. Буялова (ВНИГНИ), В.Г. Васильева (ВНИИГаз), С.М. Домрачева (ВНИГНИ), В.Ф. Андрейко (ГКЗ) и А.Н. Мустафинова (ИГ и РГИ). Этой комиссией разработаны приведенные формулировки группы прогнозных запасов с подразделением их па Д1 и Д2, а также уточнена категория С2.) подсчитываются по бассейнам осадочных пород в пределах перспективных территорий как с доказанной, так и с предполагаемой нефтеносностью, освещенных региональными исследованиями (Под региональными исследованиями понимается комплекс геолого-геофизических, геохимических и буровых работ, позволяющий с необходимой полнотой судить о распределении в геологическом разрезе коллекторов и водоупоров, о распространении свит, благоприятных для образования и накопления нефти и газа, о геохимической обстановке, а также об основных элементах тектоники, о зонах региональных стратиграфических несогласий и выклинивании продуктивных толщ. В подсчеты запасов нефти и газа всех категорий и групп включаются коллекторские горизонты верхней зоны фундамента.) (геолого-геофизическим бурением, включая рекогносцировочные исследования, предшествующие детальной подготовке площадей к поисковому бурению). Свиты, освещенные бурением, вовлекаются в подсчеты статистическими (исходя из ожидаемого количества площадей), по плотности запасов (в тысячах тонн на 1 км2) и другими возможными методами.

Запасы подгруппы Д2 подсчитываются по бассейнам осадочных пород в пределах геологически слабо изученных территорий, освещенных лишь мелкомасштабными исследованиями (геокартированием, магнито-, гравиметрией и другими аналогичными методами, а также отдельными сейсмопрофилями и скважинами), не позволяющими составить достаточно полного представления о глубинном геологическом строении и перспективах нефтегазоносности. В ту же подгруппу входят запасы бассейнов осадочных пород с доказанной и предполагаемой нефтегазоносностью на глубинах, не освещенных бурением, и в пределах достаточно изученных частей геологического разреза, а также по слабозученным территориям современных морских бассейнов.

Основным методом подсчета запасов этой подгруппы является метод плотностей запасов на 1 км2. Рекомендуется также использовать метод удельных запасов на 1 км3 осадочных пород всего бассейна и др.

Сумму запасов нефти или газа всех категорий и групп, первоначально извлекаемых или первоначальных - геологических, целесообразно объединить под одним названием - потенциальные ресурсы. Для определения потенциальных ресурсов рекомендуется применять методы плотностей запасов на 1 км2, удельных запасов на 1 км3 осадочных пород и объемно-генетические.

Предлагаемое разделение запасов по указанным выше группам полностью согласуется со схемой последовательности поисково-разведочных работ.

В решении Всесоюзного совещания по методике поисков и разведки полезных ископаемых (декабрь 1960 г. Москва) рекомендована принципиальная схема геологопоисковых и разведочных работ на нефть и газ, скоординированная с подготовкой запасов различных категорий. Геологоразведочные работы согласно этой схеме подразделяются на:

1.     Региональные геолого-геофизические и буровые работы (предварительные поиски), осуществляются с целью уточнения прогнозных запасов нефти и газа и выявления наиболее богатых областей нефтегазонакопления для поисковых и разведочных работ.

2.     Поисковые геолого-геофизические и буровые работы (детальные поиски), проводятся с целью подготовки перспективных структур и площадей к глубокому разведочному бурению и подготовки запасов нефти и газа категории С2.

3.     Предварительная разведка ведется с целью подготовки запасов по категориям C1 и выяснения промышленной ценности открытого месторождения. Эта стадия не предусматривает каких-либо перерывов в поисково-разведочном бурении. Решения о выводе площади из разведки принимаются в оперативном порядке, с учетом результатов выполнения проекта поискового бурения и на основе техно-экономического доклада (ТЭД).

4.     Детальная разведка подготавливает запасы по категориям А+В и месторождение к разработке.

В настоящее время основным методом подсчета прогнозных запасов нефти и газа является метод сравнительного геологического анализа по естественным бассейнам осадочных пород, включающий тщательное изучение поисковых признаков на нефть и газ (коллекторских горизонтов, водоупоров) в свитах, благоприятных в нефтегазоносном отношении, геохимических, гидрогеологических структурных и других условий.

Прогнозные запасы по состоянию на 1 января 1958 г. определялись методом подсчета запасов на осредненную структуру (без разделения на Д1 и Д2). В подсчет не были вовлечены другие типы ловушек, а также морские территории и перспективные части геологических разрезов, находящиеся на глубинах более 3,5-5 км. Это заставило пересчитать прогнозные запасы и подразделить их, как уже отмечалось выше, на подгруппы Д1 и Д2.

Техника подсчета и принятые расчетные параметры частично освещались на страницах журнала «Геология нефти и газа» и в материалах ВНИГНИ и ВНИИГаза (1960). Надо отметить, что подсчет прогнозных запасов по средним площадям на единицу площади лишь условно осредняет продуктивность недр. В действительности же запасы нефти и газа в бассейнах осадочных пород распределены очень неравномерно.

Из огромного числа мировых месторождений нефти и газа только 3-4% являются крупнейшими и содержат основные промышленные запасы. В СССР из 570 месторождений нефти и газа 45 месторождений содержат 82% промышленных запасов и обеспечивают 75% добычи. 18 месторождений газа содержат 84% промышленных запасов и обеспечивают 75% добычи.

В США наблюдается такая же закономерность концентрации запасов природного газа и нефти в нескольких наиболее крупных месторождениях: установлено свыше 6500 газовых и нефтегазовых месторождений, причем 80% запасов природного газа приходится всего лишь на 2% от общего числа месторождений, т.е. примерно на 130 месторождений, а 20% примерно на 6400 газовых и нефтегазовых месторождений. Более 80% запасов нефти капиталистических стран сосредоточено в 200-250 крупных месторождениях.

Применение метода подсчета прогнозных запасов нефти и газа по средней плотности на единицу площади бассейна осадочных пород или на единицу объема этих пород допустимо лишь с учетом размеров нефтесборных бассейнов и концентрации нефтяных и газовых залежей, как конечного результата миграции нефти и газа.

Исходя из отмеченной выше закономерности пространственного распределения запасов нефти и газа в недрах земной коры и используя преимущества планового хозяйства социалистической системы, поиски новых нефтяных и газовых месторождений на территории СССР должны быть направлены на выявление крупных и крупнейших месторождений нефти и газа.

Следовательно, нет необходимости стремиться к созданию огромного фонда структур, подготовленных к поисковому бурению, и их массовому разбуриванию, отводя для этого большие объемы разведочного метража. Такой путь разбуривания всего выявляемого фонда нефтегазоносных площадей в настоящее время неприемлем.

Мы должны обеспечить выполнение перспективных планов прироста запасов и увеличения добычи нефти и газа при значительно меньших объемах работ и при минимальных затратах средств.

Эту задачу необходимо решить на основе планомерного применения комплекса региональных работ и всех научных достижений в области изучения закономерностей пространственного распределения запасов нефти и газа в недрах.

Методика подсчета прогнозных запасов в принципе должна учитывать неравномерность распределения нефти и газа по многочисленным месторождениям и поэтому метод подсчета на осредненную структуру нельзя признать прогрессивным, так как он ведет к подготовке максимального количества площадей (локальных структур), тогда как целесообразно готовить для разведки меньше площадей, но более богатых нефтью и газом. Указанный метод подсчета применим лишь для учета запасов категории С2.

Оценка ресурсов нефти и газа в недрах должна базироваться на совокупности всех геологических данных о бассейнах осадочных пород, анализе сходства и различий строения слабо изученных бассейнов с хорошо изученными, и особенно с теми, которые детально исследованы глубоким бурением. Для количественной оценки прогнозных запасов региона путем сравнительного геологического анализа с регионами, величина запасов которых выявлена полнее, наиболее приемлем метод плотности запасов в тоннах (в тысячах кубометров) на 1 км2 площади.

В этом случае независимо от состояния теоретической разработки вопросов происхождения нефти используются уже фактически сложившиеся закономерности распределения запасов в недрах. В настоящее время можно считать достаточно установленной концентрацию нефти на платформах, в погребенных сводах внутри впадин или в зонах, разделяющих эти впадины, в краевых и предгорных прогибах, в бортовых частях крупных краевых впадин платформ типа Прикаспийской. Все это соответствует указанной выше закономерности концентрации запасов в немногих, но в наиболее крупных нефтяных и газовых месторождениях.

Насколько важен сравнительный геологический анализ для правильного определения пропорции распределения запасов нефти и газа между крупными бассейнами осадочных пород и бассейнами подчиненного значения, подтверждает следующий пример. Одним из основных регионов мира по запасам нефти и газа является территория США, где нефть приурочена главным образом к Северо-Американской платформе. В Советском Союзе есть четыре платформы - Русская, Западно-Сибирская, Восточно-Сибирская и Средне-Азиатская.

Площадь США, перспективная в нефтеносном отношении, определяется в 4,63 млн. км2, а прогнозные запасы газа порядка 34 триллиона м3. Таким образом, на 1 км2 перспективной территории США приходится примерно 7,3 млн. м3. Перспективная площадь Советского Союза превышает 11 млн. км2, т.е. в два с лишним раза больше аналогичной территории США.

Однако если Русская платформа имеет много общих черт с Северо-Американской платформой, то остальные платформы нашей страны существенно отличны. Русская платформа, как известно, ограничена краевыми и предгорными прогибами - Предуральским, Предкавказским, Предкопетдагским и по существу в ее южной части имеется Преддонецкий краевой прогиб. К указанным структурам приурочены крупные запасы нефти и газа.

Западно-Сибирская платформа лишена этих структурных элементов, обычно обладающих значительными ресурсами нефти и газа, что отрицательно влияет на оценку перспектив нефтегазоносности рассматриваемого региона. Таким образом, перспективы нефтегазоносности Западно-Сибирской платформы связываются только с внутриплатформенными впадинами. Аналогичные впадины существуют и на Русской платформе (Рязано-Саратовский прогиб, Московская впадина и др.). Однако от последних впадины Западно-Сибирской платформы отличаются значительным размером, большой мощностью осадочного чехла, благоприятными в нефтегазоносном отношении фациями пород осадочного чехла, наличием герметичных перекрытий (водоупоров), перспективных в нефтегазоносном отношении горизонтов в зонах их наибольшего поднятия, как например, в пределах Северо-Сосьвинского свода и других положительных структурных элементов. На Русской же платформе перспективные в нефтегазоносном отношении отложения упомянутых выше впадин по большей части их обрамления выведены на дневную поверхность.

Таким образом, Западно-Сибирская низменность в свете изложенного - территория высокоперспективная, однако ее, при современном состоянии геологической изученности, нельзя приравнивать к Русской платформе.

Значительная часть Восточно-Сибирской платформы поражена магматическими породами (Тунгусский бассейн и его окраины), что сильно снижает ее перспективы.

По степени перспективности к Русской платформе ближе Средне-Азиатская платформа.

Особенности геологического строения районов СССР на данной стадии геологической изученности обусловливает необходимость более осторожно оценивать общую нефтегазоносность СССР по сравнению с США. Основанием к этому является недостаточная геологическая изученность нашей страны и современное состояние разведанности в отношении нефтегазоносности. Прогнозная оценка запасов газа всего осадочного чехла на основе произведенных нами подсчетов определится цифрой порядка 60 триллионов м3.

При выявлении соотношений запасов платформ и межгорных впадин следует исходить из соотношения площадей перспективных земель и тщательного анализа геологической обстановки, в частности, из сравнения отрицательных факторов различных территорий. В соответствии с этим плотность запасов газа на 1 км2 определяется для платформ: Русской в 11,9 млн. м3, Западно-Сибирской в 4,2 млн. м3, Восточно-Сибирской в 1,5 млн. м3 и Средне-Азиатской в 15,7 млн. м3. Эти цифры окончательно не приняты и в дальнейшем будут уточняться. По-видимому, метод определения прогнозных запасов по бассейнам осадочных пород, с учетом средней плотности на 1 км2, наиболее приемлем и точен для прогнозирования перспектив нефтегазоносности. Многие авторы предлагают применять так называемый объемно-генетический метод, основанный на определении общих ресурсов нефти и газа на объем осадочных пород. Но с ним, помимо трудностей определения коэффициентов перехода от захороненной в осадочных породах органики к генерируемым нефти и газу, связаны трудности чисто геологические - слабая разработка вопросов миграции нефти и газа (ближней, дальней, вверх, вниз), без решения которых при определении суммарных прогнозных запасов нефти и газа могут быть допущены грубые ошибки. Так, если определить этим методом например, прогнозные запасы Иркутского амфитеатра, объем осадочных пород которого существенно превышает объем пород Волго-Уральских районов в пределах одинаковых площадей, то более богатым окажется Иркутский амфитеатр. То же можно сказать и о попытках определять прогнозные запасы нефти и газа в процентах от веса пород.

Прогнозные запасы нефти и газа должны учитываться раздельно по нефти, конденсату, попутному и свободному газу.

Соотношение запасов нефти и свободного газа по нефтегазоносным районам определяется из фактического их состояния по промышленным запасам. Для новых перспективных районов с неустановленной нефтегазоносностью оно берется исходя из аналогий с известными нефтегазоносными провинциями или, на первой стадии, принимается равным для газа 35% от суммарных геологических запасов нефти и газа.

При определении извлекаемых прогнозных запасов нефти для нефтегазоносных районов принимаются коэффициент отдачи, аналогичный принятому для подсчета запасов категорий А+В+C1, а для новых районов 0,5, если нет каких-либо данных для его снижения. Для газа коэффициент отдачи, до накопления материалов, рекомендуется считать равным единице.

Запасы нефти и газа следует определять по стратиграфическим комплексам отложений и интервалам глубин: до 2000 м, от 2000 до 3000 м, от 3000 до 4000 м от 4000 до 5000 м, свыше 5000 м; а также по качественной характеристике нефтей с выделением легких, тяжелых и масляных, малосернистых и высокосернистых.

В заключение следует подчеркнуть, что прогнозные запасы необходимо подсчитывать по бассейнам осадочных пород, а запасы по областям и территориям отдельных совнархозов и геологических управлений определять исходя из удельного веса запасов, приходящихся на их территорию. Для этого рекомендуется строить соответствующие карты прогнозов по плотности распределения прогнозных запасов по стратиграфическим комплексам и всей мощности осадочного чехла.

ВНИГНИ, ВНИНГаз.

МГ и ОН СССР, ВНИГРИ