|
УДК 553.98:553.044(477-13) |
Анализ подтверждаемости перспективных ресурсов УВ на юге УССР
Б.А. ШЕСТОПАЛ (УкрНИГРИ)
Перспективные ресурсы УВ - основа прироста запасов нефти и газа промышленных категорий. Поэтому анализ их подтверждаемости и выяснение достоверности оценки имеют важное значение, особенно для Южно-Украинского нефтегазоносного региона, где вопрос подготовки запасов стоит очень остро.
Для выполнения этой задачи и прогнозирования количественного изменения перспективных ресурсов при переводе в высшие категории важно проследить динамику коэффициента подтверждаемости Кпод за достаточно длительный период времени. Это необходимо сделать потому, что значения Кпод не постоянны и зависят от степени изученности региона, которая влияет на точность первоначальной оценки перспективных ресурсов, а также от результатов ежегодного пересмотра балансовых запасов УВ отдельных месторождений.
Подтверждаемость перспективных ресурсов проанализирована за 25 лет, начиная с 1960 г., когда были открыты первые месторождения в палеогеновых и нижнемеловых отложениях Равнинного Крыма. Величины Кпод, определенные как отношение разведанных запасов категорий A+B+C1 и предварительно оцененных категорий С2, приращенных за конкретный период разведки, к начальным перспективным ресурсам категории С3 [1-3], по отдельным месторождениям существенно изменяются (таблица), что объясняется недостаточной их изученностью на начальных этапах поисково-разведочных работ и переоценкой запасов категорий А-С2 по мере получения новых данных. Поэтому, чтобы более уверенно проследить динамику Кпод во времени, проанализирована подтверждаемость перспективных ресурсов, переведенных в промышленные запасы по группам месторождений, открытым или поставленным на баланс в пятилетний период (1960-1964, 1961 - 1965 гг. и т. д.).
Первые оценки перспективных ресурсов УВ на юге УССР были весьма осторожными. В связи с этим на рисунке с 1960 по 1969 г. по мере получения новых сведений о нефтегазоносности региона и изучения выявленных месторождений величины Кпод снижаются (за исключением небольшого пика, отвечающего Октябрьскому нефтяному и Западно-Октябрьскому газоконденсатному месторождениям). Начиная с 1970 г., значения Кпод постепенно увеличиваются, достигая максимума в 1976 г., когда было открыто Голицынское газоконденсатное месторождение. Здесь принятые первоначально на баланс запасы категорий С1+C2 намного превышали перспективные ресурсы УВ. В 1983 г. запасы газа и конденсата по Голицынскому месторождению были пересмотрены и утверждены в ГКЗ СССР в значительно меньших объемах, что было вызвано снижением Кпод в 3 раза. С 1983 г. величины Кпод составляют 0,5-0,6, хотя в это время на Керченском полуострове были открыты месторождения, на которых отмечается довольно высокая подтверждаемость перспективных ресурсов.
Из графика видно, что в конкретный период на юге УССР прослеживаются следующие этапы поисково-разведочных работ: 1960-1964 гг. - открыто большинство газовых и газоконденсатных месторождений в майкопских, палеоценовых и нижнемеловых отложениях северной и восточной частей Равнинного Крыма, 1965-1975 гг. - выявлены отдельные небольшие газовые и нефтяные залежи в майкопских и верхнемеловых отложениях Северо-Западного Крыма, 1976-1980 гг. - открыты сравнительно крупное Голицынское месторождение в майкопских и палеоценовых породах, а также Татьяновское, Фонтановское и другие газоконденсатные и газовые месторождения в нижнемеловых и майкопских-верхнеэоценовых образованиях Северо-Западного Крыма и Керченского полуострова, 1981 -1985 гг.- постановка на баланс небольшого Приазовского газового месторождения в верхнемиоценовых (сарматских) отложениях на склоне Южно-Украинской моноклинали, а также мелких нефтяных залежей в среднемиоценовых (караган-чокракских) образованиях Керченского полуострова и девонских Западного Причерноморья.
Последний этап поисково-разведочных работ на юге УССР, где ожидается открытие в основном мелких месторождений, заслуживает особого внимания, так как он позволяет прогнозировать изменение подтверждаемости ресурсов категории С3 на перспективу. Поэтому проанализируем его более детально.
В 1981 -1985 гг. в поисковом бурении находились 42 структуры, из них в Причерноморско-Крымской нефтегазоносной области (НГО) - 15, Индоло-Кубанской НГО - 23 и в Преддобруджской перспективной области (ПО) - четыре. Закончено разведкой семь месторождений (по одному в Причерноморско-Крымской НГО и Преддобруджской ПО и пять в Индоло-Кубанской НГО). Коэффициент промышленных открытий Кот, характеризующий долю выявленных месторождений от общего количества разбуренных структур, в целом по югу УССР за анализируемый период составляет 0,17, по Причерноморско-Крымской НГО - 0,07, Индоло-Кубанской НГО - 0,22, Преддобруджской ПО - 0,25. Такая низкая успешность разведки здесь (значительно ниже, чем в целом по стране и УССР) объясняется главным образом вводом в поисковое бурение большого числа неперспективных и слабоподготовленных структур.
Коэффициенты перевода Кпер, представляющие собой отношение приращенных запасов категорий А-С2 по законченным разведкой месторождениям к перспективным ресурсам, подсчитанным на месторождениях и «пустых» структурах [1, 2], за период 1981-1985 гг. составляют в целом по югу УССР 0,16, по Причерноморско-Крымской НГО - 0,11, Индоло-Кубанской НГО - 0,12, Преддобруджской ПО - 0,56. Это свидетельствует о невысокой достоверности перспективных ресурсов на локальных структурах и неудовлетворительном состоянии обеспеченности ими приростов запасов промышленных категорий в регионе, что следует учитывать при дальнейшем планировании здесь поисково-разведочных работ.
На низкую достоверность ресурсов категории С3 указывает и широкий диапазон величин Кпод на месторождениях (см. таблицу). Это вызвано изменениями перспективных ресурсов в результате разведки отдельных групп месторождений как в сторону уменьшения, так и увеличения.
На Голицынском, Татьяновском, Южно-Сивашском и Фонтановском месторождениях балансовые запасы категорий А-С2 вначале были приняты в большем объеме, чем перспективные ресурсы (Кпод = 1,34...2,89), а затем уменьшились (Кпод = 0,46...0,77) в основном за счет уточнения размеров площадей залежей и значений эффективных мощностей. На Приазовском месторождении промышленные запасы первоначально были меньше перспективных ресурсов (Кпод=0,5), а в дальнейшем заметно увеличились (Кпод=3,83) главным образом за счет корректировки площади газоносности.
На Акташской и Семеновской структурах перспективные ресурсы были оценены с занижением (Кпод = 1,57...2,31) из-за уменьшения площадей нефтеносности. На Борзовском, Войковской и Приозерном месторождениях ресурсы категории С3 завышены (Кпод=0,15...0,73). На них площади залежей и эффективные мощности предварительно принимались, как правило, намного выше фактических.
Как видно из приведенных данных, решающее влияние на низкую подтверждаемость перспективных ресурсов в пределах юга УССР оказывают упомянутые параметры, определяющие полезный объем залежи.
Главной причиной низкой достоверности определения площади залежи (коэффициента заполнения ловушки) является недостаточная точность данных сейсморазведки по подготовке структур к поисковому бурению. Вследствие этого первые поисковые скважины были пробурены в 1981-1985 гг. не в оптимальных структурных условиях (вне свода) почти на каждом третьем локальном .поднятии. Вызывала сомнение также замкнутая форма последних, т. е. наличие ловушки. Большинство структур, на которых были получены отрицательные результаты, приурочены к сводовым антиклинальным и комбинированным ловушкам. Они характеризуются сравнительно крупными размерами и небольшими объемами запасов УВ (85,3 % категории С3 и 89 % категорий А-С2) [4]. Для повышения эффективности сейсморазведки необходимо ужесточить требования к точности картирования ловушек сводового типа, особенно в условиях малоамплитудных поднятий Северного Крыма и Причерноморья.
В переделах литолого-стратиграфических ловушек отрицательные результаты поискового бурения обусловлены невысокой точностью привязки сейсмических горизонтов и определения границ их выклинивания, вследствие чего появились ошибки при оконтуривании предполагаемых залежей и неудачно было выбрано место заложения поисковых скважин. Прогнозировавшиеся по материалам сейсморазведки тектонически экранированные ловушки не подтвердились из-за неточного выделения и трассирования разрывных нарушений.
Низкая достоверность определения эффективной мощности объясняется главным образом недостаточной обоснованностью локальных и зональных прогнозов нефтегазоносности, прежде всего, развития коллекторов. Фациальное замещение песчаных и вулканогенных пород глинами в майкопских и нижнемеловых отложениях, ухудшение коллекторских свойств известняков верхнего мела вследствие замещения трещиноватых пород более плотными отмечались на 12 структурах (пять - в Индоло-Кубанской НГО и семь - в Причерноморско-Крымской) из 18, выведенных из поискового бурения с отрицательными результатами в 1981 -1985 гг.
Определенное влияние на низкую достоверность эффективных мощностей оказывает ограниченный объем фактического материала при подсчете перспективных ресурсов. Первоначальная оценка этого параметра производилась по одной-двум скважинам, а впоследствии, в процессе поисково-разведочных работ, эти данные существенно изменялись. В ряде случаев результаты интерпретации комплекса ГИС не подтвердились при испытании скважин.
Из проведенного анализа следует, что повышение достоверности перспективных ресурсов УВ в пределах юга УССР зависит как от надежности подготовки локальных объектов, на которых производится подсчет, так и обоснованности его параметров. Необходимо, прежде всего, повысить качество сейсмических работ на подготавливаемых структурах, а также точнее прогнозировать приуроченность последних к ловушкам различных типов до ввода в поисковое бурение. Перспективные ресурсы следует оценивать с учетом типов ловушек. Для сводовых ловушек рекомендуются величины коэффициентов заполнения 0,5-0,7, тектонически и литологически экранированных - соответственно 0,2-0,4 и 0,1-0,2 [5].
Сейсмические исследования, наряду с литолого-стратиграфическими и палеогеографическими, должны быть направлены также на решение задач прогнозирования коллекторов в разрезе, повышение точности установления границ выклинивания перспективных горизонтов и трассирования разрывных нарушений. Все это будет способствовать более достоверной оценке перспективных ресурсов и росту их подтверждаемости при переводе в высшие категории.
Выводы
1. Успешность поискового бурения за 1981 -1985 гг. на юге УССР весьма низкая (Кот = 0,17), что свидетельствует о недостаточной обоснованности перспективных ресурсов УВ на локальных структурах.
2. За исследуемый период в среднем только около 15 % перспективных ресурсов оказались достоверными и переведены в промышленные категории. Это следует учитывать при планировании приростов запасов категорий А-С2 на перспективу.
3. Подтверждаемость перспективных ресурсов на месторождениях юга УССР также довольно низкая, что связано в основном с невысокой достоверностью первоначально принимаемых величин площади залежи (коэффициента заполнения ловушки) и эффективной мощности. Для повышения достоверности этих параметров рекомендуется улучшить, прежде всего, качество подготовки структур сейсморазведкой и прогноза коллекторов в разрезе.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
- Барткив И.И., Денега Б.И. Степень подтверждаемости перспективных запасов углеводородов по нефтегазоносным регионам Украины // Нефт. и газ. пром-сть.- 1981.- № 4.- С. 5-6.
- Комплексная оценка запасов нефти, газа и конденсата категории С2 /В.А. Витенко, И.Н. Головацкий, Б.И. Денега, А.М. Палий // Геология нефти и газа. - 1981. - № 6.- С.24-27.
- Ованесов Г.П., Фейгин М.В. Методика оценки подтверждаемости запасов нефти // Неф-тегаз. геол. и геофиз. 1979.- № 6.- С.24-31.
- Шестопал Б.А., Билык О.Д. Типы залежей углеводородов юга УССР // В кн.: Методика геологоразвед. работ на нефть и газ и пути повышения их эффективности.- Львов.- 1985.- С 62-87.
- Шестопал Б.А. Достоверность оценки перспективных ресурсов углеводородов на локальных структурах юга УССР // Деп. в Укр-НИИНТИ.- № 554-Ук 87.- 1987.-7 с.
Таблица Оценка подтверждаемости перспективных ресурсов УВ по месторождениям юга УССР
|
НГО, ПО |
Месторождение |
Тип насыщения |
Возраст продуктивных горизонтов |
Год открытия (постановки на баланс) или пересчета запасов А-С2 |
Кпод перспективных ресурсов |
|
Причерноморско-Крымская |
Приазовское |
Г |
Верхний миоцен |
1982, 1984 |
0,50; 3,83 |
|
Джанкойское |
» |
Майкоп |
1960 |
0,63 |
|
|
Стрелковое |
» |
» |
1963, 1973 |
0,31; 3,53 |
|
|
Ярылгачское |
» |
» |
1967 |
0,33 |
|
|
Голицынское |
Г, ГК |
Майкоп, палеоцен |
1976, 1983 |
1,52; 0,48 |
|
|
Задорненское |
Г |
Палеоцеон |
1960 |
0,35 |
|
|
Карлавское |
» |
» |
1961 |
0,30 |
|
|
Глебовское |
ГК |
» |
1961 |
1,52 |
|
|
Серебрянское |
Н |
Верхний мел |
1972 |
0,77 |
|
|
Западно-Октябрьское |
ГК |
Нижний мел |
1964 |
0,86 |
|
|
Татьяновское |
Г |
То же |
1978, 1981 |
1,85; 0,46 |
|
|
Индоло-Кубанская |
Северо-Керченское |
Г |
Средний миоцен |
1977 |
1,28 |
|
Южно-Сивашское |
» |
То же |
1978, 1981 |
2,89; 0,93 |
|
|
Семеновское |
Н |
» » |
1982, 1985 |
2,31; 1,57 |
|
|
Акташское |
» |
» » |
1983 |
2,07 |
|
|
Борзовское |
» |
» » |
1984 |
0,26 |
|
|
Войковское |
» |
» » |
1984 |
0,15 |
|
|
Приозерное |
» |
» » |
1985 |
0,73 |
|
|
Морское |
Г |
Майкоп |
1978 |
1,10 |
|
|
Фонтановское |
» |
Майкоп, верхний эоцен |
1977, 1985 |
1,34; 0,77 |
|
|
Преддобруджская |
Восточно-Саратское |
Н |
Девон |
1984 |
1,01 |
Примечание. Г - газ, ГК - газоконденсат, Н - нефть.
Рисунок График изменения во времени подтверждаемости перспективных ресурсов УВ на юге УССР
