О методике подсчета прогнозных запасов нефти и газа (В порядке обсуждения.)
Г.П. ОВАНЕСОВ. А.Д. НАДЕЖКИН
В настоящее время в связи с составлением перспективных планов развития нефтяной и газовой промышленности на длительные сроки становится обязательной оценка так называемых прогнозных запасов нефти и газа. Поэтому для качественного планирования большое значение имеет правильно произведенная оценка этих запасов. Однако единой методики оценки прогнозных запасов пока не существует.
Несомненно, вопросы классификации прогнозных запасов нефти и газа и методики их подсчета, затронутые на страницах журнала «Геология нефти и газа», имеют большой практический интерес и требуют широкого обсуждения.
На территории Башкирии уже неоднократно оценивались прогнозные запасы нефти и газа по отдельным перспективным районам [9, 10], а в 1959 г. произведена оценка запасов нефти и газа по категории С2 с утверждением этих запасов в ГКЗ [9]. В результате были выявлены потенциальные возможности отдельных районов, а затем выбраны для разведки наиболее перспективные участки и отдельные структуры. Данные разведочных работ последних лет подтверждают эти запасы, и они переходят в более высокие промышленные категории с весьма незначительными изменениями (Арлан, Ново-Хазино, Николо- Березовка, Манчарово, Крещено-Буляк и др.). Ниже мы кратко изложим свои взгляды на вопросы, затронутые в статье И.И. Буялова и др. [4], обосновывая их результатами упомянутых работ по Башкирии. Согласно последней инструкции ГКЗ [1] все запасы месторождений нефти и газа по степени их изученности и условиям промышленного освоения подразделяются на четыре категории: А, В, C1 и С2. Вне категории выделяются прогнозные запасы. Формулировка (определение) запасов категорий А, В и C1 в инструкции ГКЗ достаточно четкая, тогда как запасы категории С2 и прогнозные не конкретизированы. И мы согласны с авторами статьи, указывающими на необходимость уточнения формулировок запасов категории С2 и прогнозных. При этом, на наш взгляд, нужно согласиться с И.И. Малышевым, и прогнозные запасы выделять в особую категорию Д не следует [8].
Согласно действующей классификации к запасам категории С2 относятся «запасы нефти и газов новых структур в пределах нефтегазоносных провинций по пластам, продуктивность которых установлена на других месторождениях, а также запасы нефти и газа известных месторождений в отдельных неразведанных тектонических блоках и пластах, продуктивность которых предполагается на основании благоприятных геологических и геофизических данных». Следует согласиться с авторами статьи [4], которые предлагают несколько уточнить определение запасов категории С2, а именно - к этой категории относить запасы не всех новых структур (как это сказано в классификации), а только запасы перспективных структур (и ловушек другого типа), подготовленных к постановке поискового бурения. Таким образом, запасы категории С2 должны оцениваться только по структурам, подготовленным к поисковому бурению, которые в ближайшее время должны вводиться в разведку с целью прироста запасов нефти и газа категории C1. Так, например, в условиях Башкирии к таким структурам относятся в основном четко выраженные нижнепермские поднятия, закартированные структурно-поисковым бурением в нефтегазоносных районах, в пределах которых наблюдается соответствие структурных планов по отложениям нижней перми, карбона и девона.
При выборе объектов (новых структур); для подсчета запасов нефти и газа по категории С2 авторы статьи [4] предлагают пользоваться коэффициентом промышленных нефтеносных площадей (ранее называемым коэффициентом удачи). Применение этого коэффициента, как полагает А.И. Клещев [11]: «противоречит существу, определяющему запасы категории С2. Необходимость применения этого коэффициента для оценки прогнозных запасов можно объяснить недостаточной изученностью и разведанностью новых районов, для которых наличие самого структурного объекта и возможно нефтеносных толщ не является бесспорным, тогда как для подсчета запасов категории С2 наличие благоприятных структурных форм и промышленно нефтеносных толщ не является спорным. Существование и размеры запасов, связанных с подобными структурными объектами, подготовленными к поисковому бурению, обосновываются наличием промышленных залежей на соседних, аналогично построенных, структурных объектах (нефтяных месторождениях)». Следует указать, что подобного мнения придерживаются М.А. Жданов [6] и ГКЗ [11]. Мы также считаем, что при оценке запасов нефти и газа по категории С2 на перспективных структурах этим коэффициентом пользоваться не следует.
Прогнозные запасы, согласно классификации [1], оцениваются на основе общих геологических представлений по менее изученным районам и пластам.
Авторы статьи [4] предлагают прогнозные запасы выделить в группу Д, подразделив их по степени изученности на две подгруппы: Д1 (более изученные) и Д2 (менее изученные). С расчленением прогнозных запасов на более и менее изученные можно согласиться, так как очень часто запасы различных по степени изученности горизонтов и территорий относились к прогнозным запасам вообще. Сюда входили запасы как освещенных бурением горизонтов и территорий, так и почти не изученных объектов и участков в нефтегазоносных районах, а также запасы новых районов с неустановленной нефтегазоносностью.
Предлагаемое подразделение прогнозных запасов позволяет отличать запасы более изученных горизонтов и районов от менее изученных. Однако прогнозные запасы (группы Д по Н.И. Буялову и др.) не следует приравнивать к категорийным запасам.
Все запасы нефти и газа в недрах авторы предлагают подразделить на три основные группы: 1) запасы месторождений нефти и газа, выявленные бурением, т. е. запасы категорий А, В и С1; 2) запасы структур (и ловушек другого типа), подготовленных к поисковому бурению, - запасы категории С2; 3) прогнозные запасы. С разделением запасов на три группы следует также согласиться, так как оно, как пишут авторы статьи, действительно полностью согласуется со схемой последовательности поисково-разведочных работ.
Все существующие методы оценки запасов категории С2 и прогнозных основываются на данных полной и глубокой аналогии между перспективными оцениваемыми площадями и изученными районами с выявленными залежами нефти и газа. Среди них можно выделить четыре основных метода.
1. Объемный метод подсчета запасов по каждой структуре в отдельности.
2. Метод оценки запасов на осредненную структуру.
3. Метод сравнительного геологического анализа, основанный на определении плотности запасов нефти и газа, приходящихся на 1 га или 1 км2 площади (гектарный метод).
4. Объемно-генетический метод.
Кроме отмеченных основных методов, имеются и другие, которыми пользуются для оценки запасов крупных тектонических регионов и которые также основаны на методе сравнительного геологического анализа.
Характеристика каждого из указанных выше методов подробно приводится в работах М.А. Жданова [5, 6].
В зависимости от геологического строения и степени изученности отдельных перспективных районов для оценки запасов нефти и газа категории С2 и прогнозных выбирается тот или иной метод.
Так, в сравнительно хорошо изученных районах, в пределах которых по данным структурно-поискового бурения, глубокого разведочного бурения или геофизических исследований устанавливаются отдельные замкнутые поднятия и где предполагается развитие залежей структурного и структурно-литологического типов, оценивать запасы, по-нашему мнению, следует объемным методом (по каждому продуктивному горизонту и каждой структуре в отдельности). По таким районам имеются данные об условиях залегания и особенностях распространения продуктивных горизонтов, о литолого-петрографической характеристике коллекторов, о характере нефтеносности и другие материалы, позволяющие использовать для подсчета формулу объемного метода:
где Q - запасы нефти, т;
F - площадь нефтеносности, м2;
h - эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, ж;
m - коэффициент эффективной пористости;
j - коэффициент нефтенасыщения;
g - удельный вес нефти в пластовых условиях.
Все основные параметры, входящие в эту формулу, принимаются по аналогии с прилегающими, хорошо изученными нефтяными месторождениями, где они определены специальными лабораторными исследованиями. Запасы попутного газа, растворенного в нефти, подсчитываются путем умножения величины газового фактора на величину запасов нефти.
При определении размеров возможной продуктивной площади какого-либо горизонта на перспективной структуре пользуются формулой М. А. Жданова [5]:
где y - отношение площади нефтеносности к площади структуры по изученному месторождению;
S - площадь нефтеносности продуктивного горизонта;
S1 - площадь структуры по последней замкнутой изогипсе.
Мы считаем, что запасы нефти и газа по категории С2 должны оцениваться в основном объемным методом. Применение этого метода позволяет производить количественную оценку запасов по отдельным продуктивным горизонтам и по каждой перспективной структуре в целом. Кроме того, применяя объемный метод, можно определить, какой процент запасов нефти и газа будет связан в новом месторождении с тем или другим горизонтом и типом коллектора (терригенным или карбонатным). В результате количественной оценки перспектив нефтеносности объемным методом представляется возможность выбирать для первоочередной разведки наиболее богатые по запасам структуры.
В менее изученных районах, в которых еще не выявлены отдельные структурные ловушки и имеются незначительные данные об условиях залегания и распространении продуктивных горизонтов, запасы должны подсчитываться в основном методом сравнительного геологического анализа по плотности запасов на 1 га или 1 км2 площади (гектарным методом). Этот метод применяется также при оценке запасов в районах предполагаемого развития залежей нефти литологического типа, а также на участках, в пределах которых невозможно использовать верхний структурный план для оценки запасов объемным методом (участки несоответствия структурных планов различных по возрасту маркирующих горизонтов). Рассматриваемый метод применяется для оценки прогнозных запасов нефти и газа. В некоторых случаях для оценки прогнозных запасов также применяется и метод оценки запасов на осредненную структуру. Объемно- генетическим методом в практике обычно пользуются редко.
В результате оценки прогнозных запасов отмеченными методами можно определить запасы того или иного малоизученного перспективного района в целом без привязки к определенному участку или структуре, что позволяет сравнивать их между собой по количеству запасов и выбирать для дальнейших геологических исследований наиболее перспективные районы.
ЛИТЕРАТУРА
1. Инструкция по применению классификации запасов к месторождениям нефти и газов (ГКЗ). Госгеолиздат, 1960.
2. Абрамович М.В. Об оценке запасов перспективных и прогнозных площадей в складчатых нефтегазоносных областях. Геология нефти и газа, № 6, 1960.
3. Буялов Н.И. и др. Методика оценки ресурсов природного газа и нефти. Геология нефти и газа, 1961, № 1.
4. Буялов Н.И. и др. О классификации прогнозных запасов нефти и газа и методике их подсчета. Геология нефти и газа, 1961, № 11.
5. Жданов М.А. и др. Подсчет запасов нефти и газа. Гостоптехиздат, 1959.
6. Жданов М.А. Методы оценки перспективных запасов нефти и газа. ГОСИНТИ, 1959.
7. Коротков С.Т. О методике перспективного планирования разведки в Азово-Кубанском нефтегазоносном бассейне. Геология нефти и газа, 1959, № 9.
8. Малышев И.И. О методике оценки ресурсов природного газа и нефти. Геология нефти и газа, 1961, № 8.
9. Надежкин А.Д., Ипатова Н.И. и др. Подсчет запасов нефти и газа по категории С2 на территории Башкирии. Фонды Уф НИИ, 1961.
10. Ованесов Г.П., Пастухов А.Г., Билалов Р.С. Газоконденсатные месторождения Ишимбайского Приуралья. Геология нефти и газа, 1960, № 10.
11. Протокол № 3336 заседания ГКЗ от 12 мая 1961 г. «Запасы категории С2: территории Башкирской АССР». Фонды. УфНИИ.
12. Трофимук А.А. О подготовке и планировании прироста запасов нефти и газа. Геология нефти и газа, 1960, № 6.
Управление Башнефть