«роснефть», «лукойл» и «газпром нефть» назвали свои месторождения, которые готовы отдать под новый налоговый режим
На примере Апрельского месторождения показана возможность комплексного геологического картирования и моделирования юрских низкопроницаемых коллекторов для объектов руслового и дельтового генезиса. В интервалах залегания продуктивных пластов ЮК2–ЮК5 с разной степенью достоверности выделяются палеорусла рек и речных притоков и протоков в виде узких линейных зон (врезов), окаймляющие малые формы палеорельефа с флуктуациями на меандрирование, а также предполагаемый аллювиальный конус выноса в пласте ЮК6. Повышенные значения емкостно-фильтрационных свойств и повышенные толщины коллекторов тюменской свиты являются важнейшими показателями и индикаторами русловых фаций. Показано соответствие палеорельефа поверхности каждого пласта пространственному положению палеорусел рек, а также палеодельт в их устьевых частях.
Ключевые слова: литофации, палеорусла, палеодельта, палеорельеф, конус выноса, уступ.
Е.И. Бронскова, e-mail: [email protected] ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» (Москва, Россия).
Ссылка для цитирования: Бронскова Е.И. Геологическая модель строения Апрельского месторождения с учетом палеорельефа продуктивных пластов в тюменской свите // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 7–8. С. 28–31.
Открыть PDFНа примере апрельского месторождения показана возможность комплексного геологического картирования и моделирования юрских низкопроницаемых коллекторов для объектов руслового и дельтового генезиса. в интервалах залегания продуктивных пластов ЮК 2 -ЮК 5 с разной степенью достоверности выделяются палеорусла рек и речных притоков и протоков в виде узких линейных зон (врезов), окаймляющие малые формы палеорельефа с флуктуациями на меандрирование, а также предполагаемый аллювиальный конус выноса в пласте ЮК 6 . Повышенные значения емкостно-фильтрационных свойств и повышенные толщины коллекторов тюменской свиты являются важнейшими показателями и индикаторами русловых фаций. Показано соответствие палеорельефа поверхности каждого пласта пространственному положению палеорусел рек, а также палеодельт в их устьевых частях.
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Среднее по запасам Апрельское нефтяное месторождение открыто в 1982 г. и расположено в Ханты-Мансийском автономном округе. На месторождении пробурено 11 разведочных скважин на продуктивные пласты ЮК 2 и проведены сейсморазведочные работы МОГТ-3D объемом 130 км 2 (2010 г.). Основное отличие полученных результатов от прежних построений заключалось в переходе от пластовой однородной модели (рис. 1а) резервуара ЮК 2 к палеорусловой и палеодельтовой моделям (рис. 1б).
Геологическое строение Апрельского месторождения существенно изменилось после обработки и интерпретации сейсмических материалов МОГТ-3D с использованием передовых методологических подходов, таких как сейсмофациальный анализ и методики спектральной декомпозиции и RGB-суммирования.
В совокупности с результатами бурения полученные материалы позволили создать многофакторные инновационные модели залежей сложного строения.
Притоки нефти получены в скв. 1 (совместно опробованные пласты ЮК 1 +ЮК 2-9 +ЮК 10 +Рz), 24 (ЮК 1 +ЮК 2-9 +ЮК 10 +Рz), 5 (ЮК 2 , ЮК 3) 6 (ЮК 2) 7 (ЮК 2) 10 (ЮК 2) Дебиты нефти – 0,12–30 м 3 /сут. Отсутствие воды при опробовании скважин в открытом стволе и результаты интерпретации ГИС характеризуют указанные интервалы как нефтенасыщенные до фундамента и перспективные для опробования в эксплуатационной колонне.
ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНАЯ МОДЕЛЬ
В пределах рассматриваемого месторождения тюменская свита делится на три подсвиты: нижняя, средняя и верхняя. Породы нижней подсвиты тюменской свиты залегают несогласно на породах доюрского основания или отложениях горелой свиты. Свита представлена неравномерным чередованием песчаников, алевролитов, глин, углей. Породы часто слабоотсортированные, характерен растительный детрит. В составе подсвиты выделяются пласты ЮК 7–9 . Они характеризуются значительной фациальной изменчивостью и литологической неоднородностью. Толщина осадков составляет 70–90 м, возраст по палинокомплексам – ааленский. Средняя подсвита в верхней части представлена слабоотсортированными песчаниками с прослоями буровато-серых алевритовых глин и углей.
В пределах рассматриваемого месторождения тюменская свита делится на три подсвиты: нижняя, средняя и верхняя. Породы нижней подсвиты тюменской свиты залегают несогласно на породах доюрского основания или отложениях горелой свиты. Свита представлена неравномерным чередованием песчаников, алевролитов, глин, углей. Породы часто слабоотсортированные, характерен растительный детрит. В составе подсвиты выделяются пласты ЮК 7–9 . Они характеризуются значительной фациальной изменчивостью и литологической неоднородностью. Толщина осадков составляет 70–90 м, возраст по палинокомплексам – ааленский. Средняя подсвита в верхней части представлена слабоотсортированными песчаниками с прослоями буровато-серых алевритовых глин и углей.
В нижней части глины горизонтальнослоистые, с обугленным растительным детритом. В составе подсвиты выделяются пласты ЮК 5 и ЮК 6 . Толщина отложений подсвиты – 65–75 м,
возраст по палинокомплексам – байосский. Верхняя подсвита представлена переслаиванием глинисто-алевритовых пород с пластами песчано-алевритовых пород. Характерен обугленный растительный детрит, прослои углей, изредка встречается пирит. В составе подсвиты выделяются пласты ЮК 2 , ЮК 3 и ЮК 4 . Толщина отложений подсвиты – 70–95 м. Возраст по палинокомплексам – бат-раннекелловейский. Общая толщина отложений тюменской свиты составляет 265–290 м.
Переинтерпретация материалов сейсморазведки Апрельского месторождения, выполненная специалистами ООО «ГПБ Ресурс» (Ingenix Group) и ОАО «Сейсмотек» («Яндекс-Терра»), выявила в разрезе тюменской свиты системы разновозрастных и разноразмерных речных каналов (палеорусла с увеличенной толщиной аркозовых и полимиктовых песчаников со следами битуминизации). Все выделенные перспективные объекты (кровли и подошвы) представлены в виде сейсмофациальных карт и в цифровом виде участвуют в трехмерных геологических моделях.
Кровля и подошва каждого перспективного объекта были пересчитаны в глубинный масштаб с использованием средних скоростей для рассматриваемых пластов ЮК 2 –ЮК 6 . Статистика сопоставления пересчитанных структурных поверхностей и глубин палеоканалов, подтвержденных скважинными данными, соответствует значениям ошибок определения глубин, полученных на этапе построения структурных карт по стратиграфическим кровлям соответствующих пластов. Общая толщина выделенных объектов рассчитывалась через временную толщину и при наличии информации калибровалась на скважинные данные. Общая схема выделенных уровней палеоканалов в пласте ЮК 2 (рис. 2а) и их цветокодированные по достоверности выделения трассы (рис. 2б) на примере пласта ЮК 2 представлены на рисунке 2.
В процессе выявления геологических объектов руслового генезиса в интервале пластов ЮК 2 –ЮК 6 анализировались седиментационные срезы, посчитанные вдоль кровли изучаемого пласта, или пропорциональные срезы (между кровлей-подошвой пласта и/или в более широком интервале, например между ближайшими устойчивыми отражениями), а также современные аналоги подобных объектов. Частотно-зависимые атрибуты оказались наиболее информативными для геометризации границ палеоканалов, которые определялись в ручном режиме на основании анализа ряда срезов и соотносились с выделенными коллекторами по скважинам с использованием информации по вещественному составу пород (по данным керна, шлама) и результатам испытаний отложений. В дальнейшем палеорусла, подтвержденные скважинной информацией, выбирались в качестве эталона в волновой картине. Первый такой эталон, вскрытый скважинами 6Р, 9Р, 24Р, приурочен к кровельной части пласта; второй, вскрытый скважиной 8Р, приурочен к центральной и подошвенной части пласта (рис. 2, 3). Кроме того, выделяется еще целый ряд узких палеоканалов, не вскрытых скважинами.
В итоге комплексирования результатов анализа карт интервальных времен, цветовых сумм, распределения акустического импеданса, седиментационных срезов по кубу амплитуд с доминирующей частотой 38 Гц, данных ГИС и керна в тюменской свите ЮК 2 были оконтурены разноуровневые ветвящиеся и меандрирующие палеорусла в интервалах пластов ЮК 2 –ЮК 5 и предполагаемый аллювиальный конус выноса в пласте ЮК 6 (рис. 1б, 2, 3, 4).
В интервалах залегания ЮК 3 –ЮК 5 с разной степенью достоверности выделяются палеорусла рек, речных протоков и старицы в виде узких линейных зон (врезов), окаймляющие малые формы палеорельефа с некоторыми флуктуациями на меандрирование. Спрямленные и извилистые участки русел рек и речных долин, коленообразные изгибы водотоков речной сети, уступы, суженные и расширенные участки речных долин и другие разнообразные типы рельефа поверхности рассматриваемых пластов отразились на очертании каждого выделенного объекта, его форме, размере, протяженности, ширине и плотности фототона (рис. 1б, 2, 3). При этом в интервале ЮК 4 фиксируется широкая речная палеодолина север-северо-восточного простирания. Палеорусла, выделенные по картам спектральной декомпозиции и седиментационным срезам, находятся на разных гипсометрических уровнях. Их прогнозная ширина изменяется от 25 до 300 м, а толщина заполняющих русла песчаников достигает 20 м. Выделенные разноуровневые русла подтверждаются результатами бурения скважин (8Р, 6Р, 9Р, 24Р).
В среднетюменское время при формировании отложений ЮК 6 по целому ряду сейсмических атрибутов и по карте сейсмофаций была выявлена контрастная аномалия, отождествленная по своей конфигурации с аллювиальным конусом выноса с двумя с явно выраженными питающими его подводящими каналами (рис. 4). Размеры выявленного конуса выноса составляют 3–4 км, ширина узких подводящих каналов – около 130 м. Подводящие каналы чаще всего служат зоной транспортировки, а не аккумуляции осадков. Можно предположить, что это континентальный конус выноса водного потока с заполнением гранулярными отложениями внутренних межгорных впадин, что является признаком возможных коллекторов с хорошими коллекторскими свойствами. Коллекторские свойства подобных объектов близки к речным системам с переплетенными руслами. На Апрельском месторождении данный объект скважинами не вскрыт.
Толщина коллекторов в скважинах, расположенных в границах выделенных палеорусел, меняется от 7,5 до 14,2 м (рис. 5).
Коллекторы, заполняющие палеорусла, отличаются повышенной продуктивностью – дебиты нефти по результатам испытаний в скважинах, вскрывших русловые отложения, составляют от 10 до 30 м 3 /сут., после ГРП до 37 м 3 /сут. Повышенные значения емкостно-фильтрационных свойств и толщины коллекторов тюменской свиты являются важнейшими показателями и индикаторами русловых фаций (рис. 5).
Проницаемость пород по керну характеризуется в целом невысокими значениями, но для русловых коллекторов она выше (0,88 мД), чем для пойменных (0,38 мД). Принципиальная разница в моделировании петрофизических свойств и толщины пластов внерусловых и русловых отложений показана на рисунке 5.
Тюменская свита месторождения остается недостаточно изученной: при значительной латеральной и вертикальной неоднородности отложений в пределах изучаемой территории отсутствует керн из продуктивных отложений, нет раздельных опробований рассматриваемых пластов ЮК 3 –ЮК 6 . Изучение русловых фаций на месторождении только начинается, и по мере поступления новых фактов карты площадного распространения речных и дельтовой систем будут уточняться. Так, новая разведочная скв. 10, вскрывшая вместо русловых фаций тонкие пойменные прослои алевролитов, показала, что ширина русловых каналов в разрезе ЮК 2 существенно меньше, чем предполагалось ранее.
На участке работ достаточно отчетливо выделяются структурные уступы, которые по субширотными рельефообразующим сбросам формируют укрупненные блоки с различным палеоландшафтом структурной поверхности каждого пласта. Уступы совпадают с основными граничными формами палеорельефа изучаемой поверхности, служат границами новейших поднятий и прогибаний, типов рельефа и различаются гипсометрией, дробностью эрозионного расчленения. Палеогеоморфологическими признаками предпочтительной приуроченности долин рек и ручьев к разрывам нарушений могут служить крутые склоны русел рек, их резкие коленообразные изгибы и прямолинейные притоки; висячие, ложные грабенообразные прямолинейные вытянутые долины; линейно расположенные уступы и т.д.
Система участков с различными типами рельефа и характером расчлененности поверхности пласта представлена на рисунке 6.
Объемное отображение изохронных поверхностей ряда отражающих горизонтов свидетельствует об унаследованном тектоническом режиме на протяжении всего тюменского периода осадконакопления. С глубиной растет лишь контрастность повышенных и пониженных частей палеорельефа. Часть поверхности с «равнинным» рельефом на изохорной поверхности по отражающим горизонтам окрашена зеленым цветом, «горному» рельефу соответствуют коричневые тона. Переходный («предгорный») тип рельефа поверхности пласта от «горного» к «равнинному» имеет переходные оттенки.
В крайне северо-западной части рассматриваемого участка поверхность горизонта испытала максимальное погружение и на изохорной поверхности окрашена синим цветом («морской ландшафт») (рис. 6). Пространственное положение выделенных палеорусел рек различной протяженности соответствует палеорельефу каждой изучаемой поверхности. Иными словами, водные потоки в руслах рек были направлены с горной местности в сторону моря, где формировались палеодельты с характерным рисунком аккумулятивного конуса выноса – рыхлого обломочного материала (пролювия) в устьевой части водных потоков.
Заключение
На примере Апрельского месторождения показана возможность комплексного геологического картирования и моделирования юрских низкопроницаемых коллекторов для объектов руслового и дельтового генезиса. Для продуктивных пластов тюменской свиты выделяются палеорусла рек и речных притоков и протоков в виде узких линейных зон (врезов), окаймляющие малые формы палеорельефа, а также предполагаемый аллювиальный конус выноса в пласте ЮК 6 . Повышенные значения емкостно-фильтрационных свойств и повышенные толщины коллекторов тюменской свиты являются важнейшими показателями и индикаторами русловых фаций.
Показано соответствие палеорельефа поверхности каждого отражающего горизонта в продуктивном разрезе отложений пространственному положению палеорусел рек, а также палеодельт в их устьевых частях.
https://www.сайт/2015-03-16/rosneft_lukoyl_i_gazprom_neft_nazvali_svoi_mestorozhdeniya_kotorye_gotovy_otdat_pod_novyy_nalogovyy_
«Роснефть», «ЛУКОЙЛ» и «Газпром нефть» назвали свои месторождения, которые готовы отдать под новый налоговый режим
Министерство энергетики РФ впервые представило информацию, на каких месторождениях ведомство хотело бы применить новый налоговый режим – налог на финансовый результат (НФР). Данная информация была представлена в презентации заместителя министерства энергетики Кирилла Молодцова, который выступил на парламентских слушаниях «О налогообложении в нефтяной отрасли».
Молодцов сообщил депутатам, что Минэнерго в ходе предварительной проработки концепции новой системы налогообложения отобрало 12 проектов из 36 предложенных компаниями для тестирования НФР. Это месторождения трех нефтяных компаний – «ЛУКОЙЛа», «Газпром нефти» и «Роснефти».
Как следует из презентации к докладу замминистра, в список вошли месторождения в НАО, ХМАО и ЯНАО. Месторождения «Роснефти» – Хасырейское, Надейюское, Бахиловское, Верхне-Колик-Еганское. Месторождения «Газпром нефти» – Вынгаяхинское, Еты-Пуровское, Валынтойское. Месторождение «Лукойла» – Красноленинское, Лазоревское и Имилорско-Источное, Нивагальское, Лас-Еганское.
Отметим, что Имилорско-Источное месторождение входит в крупнейшую группу месторождений – Имилорскую, которую «ЛУКОЙЛ» приобрел в конце 2013 года, выиграв конкурс с разовым платежом в размере 50,8 млрд рублей. После этой покупки компания и инициировала при поддержке властей ХМАО инициировала обсуждение введения нового налогового режима.
Глава департамента экономики геологоразведки и добычи нефти и газа ЛУКОЙЛа Алексей Зиганшин сообщил на слушаниях, что, по расчетам его компании, в период с 2016 по 2043 год только от внедрения НФР на шести предложенных «ЛУКОЙЛом» месторождениях (кроме обозначенных в презентации, Лукойл также предлагает включить и Апрельское месторождения в ХМАО) добыча нефти вырастет на 32,934 млн тонн, с 2016 по 2020 годы прирост составит 3,819 млн тонн, доходы бюджета вырастут на 350 млрд рублей.
Минфин и Минэнерго все еще не нашли консенсуса по данному вопросу.
Заместитель министра энергетики Кирилл Молодцов, выступая, отметил, что главной задачей НФР должно стать увеличение добычи нефти за счет разработки месторождений, вкладываться в которые сегодня компаниям невыгодно. «Действующий сегодня режим налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) напоминает лоскутное одеяло: сегодня так или иначе под льготы попадает до 20% общего фонда месторождений (около 400)», – утверждает чиновник. А вступивший в силу в начале года налоговый маневр, по мнению Минэнерго, не позволяет разрабатывать новые запасы при цене на нефть 60 долларов за баррель.
Но с такой позицией не совсем согласен Минфин. Так заместитель министра финансов Сергей Шаталов заявил в Госдуме, что за время применения НДПИ оправдал себя: наполнил бюджет и суверенные фонды и не оставил без чистой прибыли нефтяников, которые зарабатывают по 30-40 млрд долларов ежегодно. Даже при текущих ценах на нефть и сокращениях нефтяных компаний на 10% вложений в геологоразведку и бурение они продолжают иметь тот же денежный поток, что и при прежних ценах на нефть, считает Шаталов.
Также Минфину неясны критерии отбора 12 проектов для внедрения в качестве «пилотов» для обкатки НФР. «Пока критерий отбора проектов прост: это месторождения «Газпром нефти», ЛУКОЙЛа и «Роснефти». И все», – отметил в разговоре с РБК Шаталов. «Но критерии не единственная спорная тема. Обсуждать в этом налоге надо все: и ставку в 60%, и размер аплифта (списание капитальных затрат), и критерии его применения. И всю конструкцию», – отметил замминистра.
Заместитель руководителя Федеральной налоговой службы Дмитрий Григоренко обозначил на слушаниях, что заменить НДПИ на НФР без применения дополнительных коэффициентов не получится: это повлечет за собой рост налоговой нагрузки для ряда месторождений. Помимо этого при НФР налоговое администрирование значительно усложнится, потому что финансовый результат планируется подсчитывать с территории, а не в целом по компании или видам деятельности, как сегодня.
Власти ХМАО выступили перед депутатами в защиту нового налога. Губернатор Наталья Комарова заявила, что освоение нераспределенных запасов нефти в Югре потребует инвестиций в размере 5,5 трлн рублей. По ее словам, без дополнительных налоговых льгот более половины запасов – 305 млн тонн – могут остаться неосвоенными. Экономический эффект от внедрения НФР с 2016 по 2030 год принесет региону на 40% налогов больше при цене на нефть 50 долларов за баррель нефти, чем сегодня, а при сохранении НДПИ – только на 16% больше (при сохранении объемов добычи нефти на уровне 2014 года), считает губернатор.
Завершая парламентскую дискуссию, председатель комитета по бюджету и налогам ГД Андрей Макаров сообщил, что депутаты еще ждут отзыва правительства на внесенный представителями ХМАО четыре месяца назад законопроект, предусматривающий изменения в Налоговый кодекс для внедрения НФР для пилотных проектов. Сделать это правительство должно до конца апреля.
(ГП «НАЦ РН им.В.И. Шпильмана»)Одним из источников восполнения добычи нефти по ХМАО-Югре являются трудноизвлекаемые запасы верхнеюрских продуктивных отложений баженовской свиты, которые рассматриваются с 2010 года Минэнерго РФ в качестве неиспользуемого потенциала прироста ресурсной базы и повышения добычи нефти. Эти отложения характеризуются уникальным для Западной-Сибирской НГП по сложности геологическим строением и низкими фильтрационно-емкостными свойствами, что делает этот объект проблемным и малопривлекательным для инвестиций как по повышению изученности, так и по вводу в промышленную разработку. В связи с предпринимаемыми Минэнерго РФ усилиями в области разработки мероприятий по стимулированию недропользователей при разработке трудноизвлекаемых запасов нефти ГП «НАЦ РН им.В.И. Шпильмана» выполнены работы по анализу существующих представлений о геологическом строении, достоверности методик оценки запасов углеводородов отложений баженовской свиты и особенностей учёта их в Государственном балансе РФ.
На Государственном балансе РФ выявленные ресурсы (запасы) нефти отложений баженовской свиты учтены в объектах со следующими стратиграфическими индексами: Ю 0 , Ю 0 1-2 , Ю 0 К, ЮК 0 , ЮК 0-1 , ЮС 0 , ЮС 0 К1-2 , ЮК 0 1-7 , ЮВ 0 , ЮВ 0 В и баженовская свита. Столь значительное разнообразие обусловлено как принадлежностью залежей к элементам нефтегеологического районирования территории, так и наличием их в зонах развития так называемых «аномальных разрезов» (АР) верхнеюрско-нижненеокомских (баженовскоачимовских) отложений и объединением при оценке начальных суммарных ресурсов (НСР) углеводородов (УВ) отложений баженовской и абалакской свит в баженовско-абалакский нефтегазоносный комплекс (НГК).
Баженовско-абалакский НГК на территории ХМАО-Югры, согласно последней переоценке ресурсов по состоянию на 01.01.2002 г., является перспективно нефтегазоносным и, соответственно, имеющим количественную оценку НСР в пределах четырех нефтегазоносных областей (НГО) с суммарной площадью 272.345 тыс.км 2: Красноленинской, Фроловской, Среднеобской и Каймысовской.
Как объект оценки НСР УВ, баженовскоабалакский НГК осложняет региональную верхнеюрско-нижнемеловую региональную покрышку юрского нефтегазоносного надкомплекса и содержит запасы углеводородов (УВ) в отложениях баженовской и абалакской свит, а также их возрастных аналогов, соответственно, тутлеймской и георгиевской + васюганской свит.
Существуют разные мнения специалистов по вопросу выделения объектов прогноза в данных отложениях, связанные с проблемой однозначной дифференциации баженовскоабалакского НГК на свиты. В предыдущей оценке НСР южных районов Тюменской области авторы подсчёта (ИГНГ СО РАН) в рассматриваемой части разреза выделяли два самостоятельных НГК: верхнеюрско-нижнемеловой (баженовский) и верхнеюрский (абалакский).
В 2010 году в рамках федеральной темы по переоценке начальных суммарных ресурсов нефти, газа, конденсата нефтегазоносных провинций России в ГП «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана» начаты работы по уточнению НСР нефтегазоносных комплексов территории ХМАО-Югры. Что касается баженовскоабалакского НГК, для которого, по мнению большинства специалистов, в настоящее время не существует корректной методики оценки запасов и ресурсов, то на сегодня принято решение о нецелесообразности пересчета их НСР.
Принятию этого решения предшествовал детальный анализ геологического строения залежей, состояния ресурсной базы УВ баженовско-абалакского НГК и динамики её за период 2002-2009 гг. Общее количество залежей, отнесенных по данным Государственного баланса запасов нефти, газа и конденсата к баженовской и абалакской свитам, составило 172. В этот же период проводились исследования по уточнению модели строения данного объекта и выделению новых зон с аномальным строением разрезов (АР) баженовской свиты.
Рассмотрим особенности строения продуктивных отложений баженовской свиты, которые влияют как на однозначность определения стратиграфической принадлежности подсчётных объектов, так и на достоверность оценки запасов углеводородов.
Залежи нефти в пласте Ю 0 содержатся в ловушках литологически ограниченного типа, общая толщина пласта Ю 0 составляет в среднем 25-30 м, редко достигая 50 м и более, наиболее продуктивный коллектор представлен маломощными проницаемыми прослоями, диапазон изменения нефтенасыщенных толщин которых составляет 1-16 метров.
Первым осложняющим фактором в геологическом строении отложений баженовской свиты следует отметить наличие зон с так называемым «аномальным строением разрезов» (АР). В зонах АР единая толща высокоомных и высокорадиоактивных битуминозных аргиллитов расслаивается песчано-алевролитовыми слоями. Поскольку открытые залежи нефти приурочены к терригенным осадкам (рис.1), зоны АР не должны рассматриваться совместно с «нормальной» баженовской свитой, геолого-геофизическая характеристика которой приведена на рис.2.
Проведёнными исследованиями по уточнению модели строения этого объекта на территории ХМАО-Югры выделены зоны АР баженовской свиты, в которых находятся 33 из 172 залежей.
Вторая проблема заключается в не всегда однозначной идентификации границы разделения баженовской и абалакской свит, в связи с чем в Госбалансе присутствуют залежи нефти, индексируемые как Ю 0-1 или ЮК 0-1 . В результате, как показывает анализ данных Государственных балансов запасов нефти, газа и конденсата, одни и те же залежи на разные годы относились то к баженовской, то к абалакской свитам. Многими исследователями (М.Ю.Зубков, В.П.Сонич) отмечаются определённые трудности в проведении границы между баженовской и абалакской свитами на некоторых территориях в пределах Западно-Сибирской НГП, и даже выдвигалось предложение о выделении, так называемой переходной зоны между ними (В.П.Сонич). Проблема обусловлена особенностями распределения в разрезе свит литологических типов пород.
По результатам исследований каменного материала Салымского и Красноленинского месторождений отложения баженовской свиты сложены четырьмя основными типами пород:
– кремнистыми разновидностями или силицитами, обогащенными аутигенным кремнистым биогенным материалом (60-90%), в породах развиты вторичные коллекторы трещинного типа (рис.3 а, б);
Рис.3. Фотографии петрографических шлифов пород пласта ЮК0 , снятых в проходящем свете, отобранных из: а, б – скважины 1195 (интервал отбора 2326 – 2333 м); в, г – скважины 1193 (интервал отбора 2369-2377 м) Красноленинского месторождения (М.Ю. Зубков)
– карбонатными породами, представленными плотными, часто мелкозернистыми известняками сложного состава, слабобитуминозными мергелями и доломитами с низким содержанием органического вещества и примесью марганца; в карбонатных породах, преимущественно в подошвенной части свиты, отмечаются коллекторы трещинно-кавернозного типа, каверны достигают 1.0-1.2 см в диаметре (рис.3 в,г);
– массивными битуминозными слабоалевритистыми аргиллитами с высоким содержанием кремнезема (55-65%) и органического вещества (ОВ более 20%);
– листоватыми аргиллитами, представленными переслаиванием тонкоотмученных битуминозных аргиллитов с микрослойками ОВ и алевритистыми аргиллитами.
По соотношению породообразующих компонентов выделяется до семи литотипов пород (В.П.Сонич), ограниченное распространение в толще свиты имеют слои сокодисперсных гидрофильных глинистых пород.
К наиболее продуктивным слоям относятся карбонатные и кремнистые разновидности, в которых под действием вторичных процессов сформировались различного типа коллекторы. Остальные разновидности пород, входящих в состав отложений баженовской свиты, в основном, не являются коллекторами – преимущественно это породы матрицы.
Породы баженовской свиты характеризуются сложным минералогическим составом, основными породообразующими компонентами являются глинистые минералы (25-30%), кремнезем (35-60%), карбонатные минералы (8-12%) и твердое органическое вещество кероген (10-20%), соотношение которых в породе изменчиво с преобладанием либо кремнезема, либо карбонатного вещества. Относительно «чистые» карбонатные слои встречаются преимущественно в подошве свиты на границе с отложениями абалакской свиты. Характерным является также наличие пирита, содержание которого составляет, в среднем, 6-8%, может достигать 15-30%.
Следующая особенность строения пород баженовской свиты, которая характеризуется резкой латеральной и вертикальной неоднородностью продуктивности отложений, связана с типами коллекторов пласта Ю 0 . Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов пласта невысоки и резко неоднородны по разрезу, что в значительной степени обусловлено интенсивностью и характером процессов вторичных преобразований.
В процессе исследования шлифов установлено , что в глинисто-битуминозной матрице пород баженовской свиты развиты, в основном, микротрещины, выщелачивание неустойчивых минералов и доломитизация карбонатных пород приводили к образованию каверно-поровых пустот, при этом цементация карбонатным и кремнистым веществом трещин и вмещающих глинистых пород снижала коллекторские свойства отложений. Продуктивность отложений слабо зависит от ёмкости порового пространства и в большей степени определяется фильтрационной сообщаемостью пор.
На Государственном балансе РФ на 01.01.2010 г. по Ханты-Мансийскому автономному округу-Югре числятся запасы нефти пластов баженовской свиты 43 месторождений, суммарные начальные извлекаемые запасы нефти которых составляют 1.5% от НИЗ округа, накопленная добыча с начала разработки месторождений составила более 5 млн т. Наиболее крупные запасы УВ пласта Ю0 сосредоточены на Салымском (80%), Красноленинском (5%), Ай-Пимском (2%) и Средненазымском (1%) месторождениях, доля запасов остальных месторождений в балансе составляет не более 1%. Сложности при подсчёте и Государственной экспертизе запасов УВ продуктивных отложений баженовской свиты обусловлены низкой степенью геологической изученности отложений и обоснованности модели резервуара и подсчётных параметров.
Государственным балансом учтены невысокие значения подсчётных параметров коллекторов баженовской свиты, принятые экспертизой ФГУ «ГКЗ» Роснедра большей частью условными: пористость в диапазоне 0.1-10% (в среднем 7%), нефтенасыщенность – 51-90% (в среднем 80%), коэффициент извлечения нефти (КИН) – 0.100-0.500 (среднее 0.164).
Остановимся подробнее на двух наиболее крупных по запасам месторождениях — Салымском и Красноленинском, запасы УВ которых представлялись на Госэкспертизу при полных подсчётах в 1986, 2004 и 2007 годах.
Изученность коллекторских свойств пород Ю 0 Салымского и Красноленинского месторождений по данным керна невысока, что связано с высокой хрупкостью пород и незначительным выносом керна при его отборе.
Большинство поднятых образцов коллекторов не подлежит изучению из-за разрушения керна на отдельные обломки. При длительном экстрагировании образцов некоторые литологические разности разуплотняются и разрушаются, в результате чего оказалось невозможным получить петрофизические связи Р п = f (К п) и Р н = f (К в) для оценки коэффициентов нефтенасыщенности. Коллекторские свойства пород по данным керна охарактеризованы величинами открытой (К п) и общей (К побщ) пористости, определёнными на образцах керна до и после экстрагирования образцов.
Коллекторы пласта Ю 0 характеризуются сложной структурой порового пространства, по результатам изучения шлифов керна выделяется три типа коллектора: порово-трещинный, трещинный и трещинно-кавернозный.
Порово-трещинный тип коллектора более развит в разрезе и приурочен, в основном, к микрослоистым керогеновым аргиллитам, трещинный тип коллектора связан с плотными кремнеземами и карбонатами. Трещиннокавернозный тип приурочен, в основном, к чистым карбонатным породам, подвергшимся интенсивному выщелачиванию, слои коллекторов этого типа расположены преимущественно в нижней части разреза свиты на границе с подстилающими породами абалакской (георгиевской) свиты.
Матрица породы, представленная преимущественно битуминозными аргиллитами, содержащими генерирующее нефть органическое вещество, имеет невысокие фильтрационно-емкостные свойства в развитой системе микротрещин.
Определениями пористости пород пласта Ю 0 , проведенными в СибНИИНП, ВНИГРИ и ЗапСибНИГНИ, установлено, что общая пористость коллекторов в неэкстрагированных образцах изменяется от 3 до 16% и составляет, в среднем, 10.5%. Диаметр пор и поровых каналов в образцах, не разбитых трещинами, колеблется от 10 до 4000 А ° и, в среднем, составляет 40А ° .
Вычисленные значения трещинной емкости по шлифам для матрицы по Салымскому месторождению колеблются в пределах сотых долей процента до 1,6%. По методу «двух растворов» трещинная ёмкость составляет в среднем по разрезу около 0.15-0.3%. Кавернозная проницаемая ёмкость встречается преимущественно в карбонатных прослоях, залегающих на контакте баженовской и абалакской свит, и составляет 2-5%.
Величина общей пористости коллекторов (10-22%) определяет общие запасы углеводородного сырья, к геологическим запасам нефти относятся углеводороды, содержащиеся в объеме открытых пор (рис.4).
Рис.4. Сопоставление открытой (Кп) и общей (К побщ ) пористости по результатам анализов керна пород баженовской свиты Салымского месторождения
Порово-трещинные коллекторы по сопоставлению открытой (К п) и общей (К побщ) пористости характеризуются величинами К п,общ >10%. Для них характерен рост открытой пористости с увеличением К п,общ. В области величин К п,общ = 9÷10% они обладают наиболее ухудшенными коллекторскими свойствами (К п не превышает 3.5÷4%).
В области К п,общ ≤10% доминируют коллекторы трещинного и трещинно-кавернозного типа, для которых отсутствует связь величин К п,общ и К п, наблюдающаяся для коллекторов порово-трещинного типа, и которые обеспечивают наиболее высокие притоки нефти в скважины. Улучшение коллекторских свойств пород в области К п,общ >10% происходит при величинах К п >3.5÷4% за счёт увеличения в порово-трещинных коллекторах количества более раскрытых трещин и вторичных пустот.
Притоки нефти в скважину определяются параметрами трещин и соединяющих их каналов фильтрации, по наиболее раскрытым из них осуществляется отбор нефти, содержащейся в объёме пор. Из коллекторов поровотрещинного типа наиболее значительные притоки следует ожидать из интервалов, в которых величина открытой пористости К п > 3.5%.
Коллекторы трещинно-кавернозного типа, приуроченные к карбонатно-кремнистым породам, выделяются в отдельную группу, эти породы практически не содержат органики и не являются нефтематеринскими. Они характеризуются мономинеральным скелетом, глинистость их незначительна, а матрица гидрофильная, низкопористая (К п =2-5%). Коллекторские свойства известняков связаны с вторичной пористостью К п,вт, образовавшейся в процессе выщелачивания пород под действием агрессивных флюидов, которая складывается, в основном, из объема каверн, развитых по трещинам и достигающих иногда нескольких сантиметров в диаметре.
Проницаемость пород пласта Ю 0 в условиях, моделирующих пластовые на образцах керна Салымского месторождения, связана, в основном, с наличием трещин, для коллекторов трещинного и трещинно-порового типа она составляет 0.01-0.020 мкм 2 , трещинная ёмкость невелика 0.1-0.3%.
Наиболее высокой проницаемостью, которая может достигать единиц мкм 2 , обладают коллекторы трещинно-кавернозного типа, ёмкость пор в них может достигать 2-4%, проницаемость матрицы при отсутствии трещин составляет доли 10 -3 мкм 2 .
Породы баженовской свиты характеризуются высокой битуминозностью, развитие которой связывают с постепенным вытеснением внутрипоровых вод образующейся из органического вещества нефтью. Поровое пространство продуктивных пород баженовской свиты в основном заполнено нефтью, содержание связанной воды в поровом пространстве незначительно и для большинства пород близко, в среднем, к 10%. Поверхность капилляров чаще всего гидрофобная. Всё это обусловливает очень высокие удельные электрические сопротивления (рис.2).
В высокодебитных скважинах основной вклад в добычу нефти вносят коллекторы трещинно-кавернозного типа, приуроченные к зоне контакта баженовской и абалакской свит и характеризующиеся улучшенными гидродинамическими параметрами (рис.5).
Рис.5. Распределение интервалов притока нефти из пласта Ю 0 Салымского месторождения (по В.П. Соничу)
Подстилающие отложения абалакской свиты представлены аргиллитами, характеризующимися различным содержанием кремнезема, которые переслаиваются с чистыми и частично заглинизированными карбонатными прослоями малой мощности. Прослои представлены известняками, в различной степени доломитизированными, со значительным содержанием органического вещества (керогена), что характерно, в основном, для переходной от баженовской к абалакской свите зоны и затрудняет определение стратиграфической границы раздела свит.
Вышеизложенная петрофизическая модель коллекторов баженовской свиты была положена в основу разработки ОАО «ЦГЭ» алгоритмов количественной интерпретации и определения подсчётных параметров коллекторов (эффективная нефтенасыщенная толщина, коэффициенты пористости и нефтенасыщенности) при полном пересчёте запасов углеводородов Красноленинского (западные части Каменной и Пальяновской площадей, Ем-Еговская площадь) и Салымского (Салымский ЛУ) месторождений, которые прошли Государственную экспертизу ФГУ «ГКЗ» Роснедра в 2004 и 2007 годах.
При обосновании алгоритмов интерпретации ГИС пласта Ю 0 Красноленинского месторождения был использован принципиальный подход к методике, разработанной для определения подсчётных параметров коллекторов пласта Ю 0 Салымского месторождения в 1986 году. Петрофизическая модель коллекторов была упрощена до двух типов: поровотрещинного, приуроченного к битуминозным аргиллитам, преобладающим в разрезе баженовской свиты, и трещинного и трещиннокавернозного, приуроченного к карбонатнокремнистым породам.
Общая пористость коллекторов определялась по комплексу нейтронного, гамма- и бокового методов ГИС с учётом поправок за содержание глинистой, органической и сидеритовой компонент.
Величина открытой пористости (К п) принималась в размере ¼ от величины общей пористости (К побщ) при К пгр =3.5%, данное соотношение было установлено на основе сопоставления распределений величин Кпобщ и Кпо, определённых на керне. Для остальной части разреза, сложенной чистыми и заглинизированными известняками с низким содержанием органического и глинистого вещества, по радиоактивным методам ГИС оценивалась величина вторичной пористости (Кпвт).
Эффективная нефтенасыщенная толщина коллекторов баженовской свиты подсчитывалась по результатам количественной интерпретации при К п >3.5% и К пвт >0.
Вышеизложенная методика определения подсчётных параметров коллекторов пласта Ю 0 Красноленинского месторождения была принята ФГУ «ГКЗ» Роснедра к подсчёту запасов нефти отложений баженовской свиты с существенными оговорками: «… считать методический подход к оценке … приближенным, с которым можно согласиться на данной стадии изученности…». Решением ФГУ «ГКЗ» Роснедра значения подсчётных параметров коллекторов баженовской свиты приняты в значительной степени условными.
Относительно числящихся на Госбалансе запасов по Ем-Еговской площади Красноленинского месторождения при увеличении нефтенасыщенности коллекторов на 12% (с 85% до 95%) были значительно снижены пористость (на 50% с 8% до 4%) и эффективная нефтенасыщенная толщина (на 40% с 6.5 м до 3.9 м). В целом начальные геологические запасы нефти за счёт увеличения площади нефтеносности на 230% возросли на 16%. Из-за невысокой достоверности подсчётных параметров снижена категорийность запасов с С 1 до С 2 .
По Каменной площади Красноленинского месторождения начальные геологические запасы нефти за счёт резкого снижения пористости коллекторов с 12.5-14.4% до 0.2-0.3% уменьшились на -81%, значительно расширилась площадь нефтеносности (на 300%), возросли эффективная нефтенасыщенная толщина (с 6.0-6.8 м до 24.3-28.0 м) и нефтенасыщенность коллекторов (на 5%, с 90 до 95%).
Следует заметить, что при Госэкспертизе полного подсчёта запасов нефти пласта Ю 0 Каменной площади Красноленинского месторождения в 1990 году ГКЗ СССР от их утверждения воздержалась в связи с недостаточной изученностью этого объекта, на Госбаланс РФ эти запасы были поставлены позднее в оперативном порядке.
При экспертизе в 2007 году результатов пересчёта запасов нефти пласта Ю 0 Салымского месторождения, выполненного ООО «Ост-Сервис» и ОАО «ЦГЭ», вышеизложенная методика ФГУ «ГКЗ» Роснедра не была принята из-за низкой достоверности обоснования параметров и отсутствия существенных изменений в геологической изученности объекта по сравнению с 1986 годом.
При оперативных оценках запасов отложений баженовской свиты, т.к. не существует принятой ЭТС «ГКЗ» Роснедра методики, параметры принимаются условно по следующему критерию. В случае, если отложения испытаны и получен приток нефти, то эффективная нефтенасыщенная толщина принимается как 1/3 от общей в высокоомной части свиты, величина открытой пористости принимается равной 8%, нефтенасыщенности – 85%.
В итоге, относительно числящихся на Госбалансе начальных извлекаемых запасов (НИЗ) нефти баженовской свиты по ХМАО-Югре, следует заметить, что существующая оценка запасов этих отложений характеризуется невысокой достоверностью, поскольку 77% НИЗ всех категорий (83% промышленных категорий ВС 1) находятся в нераспределённом фонде недр ХМАО-Югры Салымского месторождения, полный пересчёт запасов нефти которого не проходил Госэкспертизу ГКЗ с 1986 года. Доля начальных извлекаемых запасов нефти изучаемого объекта остальных месторождений, экспертиза которых осуществлялась ФГУ «ГКЗ» Роснедра в последние годы, незначительна и составляет в общем балансе не более 20% (10% промышленных категорий ВС 1).
В результате проведенных в ГП «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана» исследований все рассматриваемые 172 залежи были разнесены по конкретным нефтегазоносным комплексам, а залежи, расположенные в западной части округа (в геологическом отношении к западу от границы перехода нижневасюганской подсвиты в абалакскую свиту), по принадлежности к свитам – абалакской и баженовской.
На рис.6 представлено распределение количества залежей, а также начальных извлекаемых запасов нефти категорий АВС 1 С 2 и накопленной добычи нефти по объектам разреза в соответствии с сегодняшним представлением о строении оцениваемых НГК и НГПК. Отметим, что залежи, располагающиеся в зонах развития аномальных разрезов в баженовской свите, были отнесены к ачимовским частям клиноформных резервуаров согласно анализу имеющейся геолого-геофизической информации о вмещающих их отложениях, а также согласно выполненным детальным построениям (структурные карты, геологические разрезы и т.п.).
Одна залежь, располагающаяся в такой зоне, была отнесена к нижележащему васюганскому НГК (на рис.6 она не показана ввиду малых величин начальных запасов АВС 1 С 2 и накопленной добычи).
Не все залежи, располагающиеся в зоне развития баженовской и абалакской свит, были однозначно отнесены к одной из них. Так, на трех месторождениях: Апрельском, Галяновском и Средненазымском, залежи, по Государственному балансу отнесённые к баженовской свите со стратиграфическим индексом подсчётного объекта ЮК0-1, нами рассматриваются в составе совместного разреза баженовской и абалакской свит.
В итоге выполненной дифференциации 172 залежи, отнесенные в Государственном балансе запасов нефти, газа и конденсата по состоянию на 01.01.2010 г. к баженовской и абалакской свитам, с учётом вышеизложенных особенностей строения продуктивных отложений распределились по свитам и объектам оценки НСР следующим образом:
– баженовская свита (в составе баженовско-абалакского НГК) – 78 залежей;
– абалакская свита (в составе баженовскоабалакского НГК) – 44 залежи;
– совместно баженовская и абалакская свиты (в составе баженовско-абалакского НГК) – 16 залежей;
– зоны аномального строения разрезов баженовской свиты (в составе ачимовской части осложненного неокомского НГПК) – 33 залежи;
– зоны аномального строения разрезов баженовской свиты (в составе васюганского НГК) – 1 залежь.
Таким образом, к баженовской свите отнесено 78 залежей из 172, числящихся в Государственном балансе на 01.01.2010 г. Расположение открытых залежей углеводородов, относящихся к отложениям баженовской и абалакской свит, приведено на рис.7.
ЛИТЕРАТУРА
1. Методика подсчёта запасов, обоснование параметров и оценка запасов нефти и растворённого газа баженовской свиты Салымского месторождения. В.П.Сонич и др. Отчет по НИР, СибНИИНП. – Тюмень, 1985.
2. Подсчёт запасов нефти и растворённого газа Каменного месторождения Октябрьского района Тюменской области по состоянию на 1.04.1990 г. Отчет по НИР, книга 2 – баженовский горизонт.
3. Предварительный подсчёт запасов нефти и растворённого газа баженовской залежи (горизонт Ю 0) участка месторождения Большой Салым Нефтеюганского района Тюменской области по состоянию на 1.01.85 г. И.И.Нестеров, Б.Н.Пьянков. ЗапСибНИГНИ. – Тюмень, 986, 1990 .
4. Гарипов О.М., Лукин А.Е. Постседиментационные преобразования и их роль в формировании нефтяных месторождений. — Труды СИБНИИНП.– Тюмень, 1992. 5. Зубков М.Ю. Литолого-петрофизическая характеристика баженовской и абалакской свит Красноленинского свода. // Геология и геофизика, 1999.– №12.
6. Методическое руководство по комплексу ГИС и гидродинамическим исследованиям скважин баженовской свиты (книга 7). — М., 1999.
7. Подсчёт запасов нефти и растворённого газа на основе геолого-технологической модели Красноленинского месторождения Ханты-Мансийского АО Тюменской области (в пределах лицензионной деятельности ОАО «ТНК-Нягань»). Ем-Еговская площадь по состоянию на 1.01.2001 г. Каменная площадь по состоянию на 1.01.2002 г. Дьяконова Т.Ф и др. ОАО «ЦГЭ», Москва, 2003.
