Количественный прогноз нефтегазоносности вендского терригенного комплекса Предпатомского регионального прогиба

Тип работы:
Реферат
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

КОЛИЧЕСТВЕННЫЙ ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ВЕНДСКОГО ТЕРРИГЕННОГО КОМПЛЕКСА ПРЕДПАТОМСКОГО РЕГИОНАЛЬНОГО ПРОГИБА
Георгий Георгиевич Шемин
ФГБУН Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630 090, Россия, г. Новосибирск, пр. Коптюга, д. 3, д.г. -м.н., главный научный сотрудник, тел. (383)335−64−20, e-mail: SheminGG@ipgg. sbras. ru
В статье рассмотрены модели строения, методика и результаты количественного прогноза нефтегазоносности региональных резервуаров терригенного венда Предпатомского регионального прогиба.
Ключевые слова: резервуар, проницаемый комплекс, флюидоупор, количественная оценка, перспективы нефтегазоносности, ресурсы, запасы, углеводороды, нефть, газ, конденсат.
QUANTITATIVE EVALUATION OF PETROLEUM POTENTIAL OF THE VENDIAN TERRIGENOUS COMPLEX IN THE PRE-PATOM REGIONAL TROUGH
Georgii G. Shemin
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, Acad. Koptyug av., 3, Novosibirsk, 630 090, Russia, PhD in geology, principal research scientist, tel. (383)335−64−20, e-mail: SheminGG@ipgg. sbras. ru
The paper considers structural models, quantitative estimation technique and its results with regard to petroleum potential of the terrigenous Vendian regional reservoirs within the Pre-Patom regional trough.
Key words: reservoir, permeable complex, impermeable bed, quantitative estimation, petroleum potential, resources, reserves, hydrocarbons, oil, gas, condensate.
Предпатомский региональный прогиб (РП) расположен в юго-восточной части Сибирской платформы вдоль действующего нефтепровода «Восточная Сибирь — Тихий океан». Это потенциальный крупный объект подготовки запасов углеводородного сырья. Он характеризуется низкой степенью изученности сейсморазведкой и бурением и сложным строением. На его территории активно проявились надвиговые деформации в верхней половине осадочного чехла. Ниже залегающие терригенные отложения венда большей частью не подверглись отмеченным деформациям и они составляют главным образом автохтонную часть разреза.
В северо-восточной части Предпатомского Р П выделяются Нюйско-Джербинская и Березовская впадины, разделенные Джеюктинским выступом. Юго-западная ветвь прогиба условно автором названа Казачинской депрессией (рис. 1).
Основные перспективы нефтегазоносности прогиба связаны с вендско -нижнекембрийским подсолевым мегакомплексом, в котором выделяются два крупных резервуара: вендско-нижнекембрийский карбонатный и вендский тер-ригенный. Последний подразделяется на четыре региональных резервуара: ви-лючанский, нижненепский, верхненепский и тирский, каждый из которых состоит из проницаемого комплекса и флюидоупора.
Вuлючанскuй резервуар сложен терригенными преимущественно песчаными отложениями одноименного горизонта (бетинчинская и хоронохская свиты) и распространен лишь в северо-восточной части Предпатомского Р П. Проницаемый комплекс представлен песчаным пластом В14 (вилючанский горизонт). Толщина коллекторов изменяется от нескольких до 40 м. Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов характеризуются средними и пониженными значениями. Флюидоупор резервуара объединяет его кровельные карбонатно-глинисто-песчаные отложения и перекрывающие их слабопроницаемые породы низов нижненепского горизонта. Качество его пониженное и низкое.
Нuжнeнeпскuй резервуар распространен в Нюйско-Джербинской впадины и Казачинской депрессии. Представлен преимущественно аргиллитово -песчаными породами одноименного подгоризонта (бесюряхская, ынахская свиты- нижненепская, нижнепаршинская подсвиты). Проницаемый комплекс
включает песчаные пласты В12 В13 (безымянный, талахский, уляханский горизонты). Толщина комплекса варьирует от нескольких до 400 м. Коллектора обычно имеют очаговое распространение. Толщина их изменяется от нескольких до 15 м. Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов в целом невысокие. Флюидоупор повсеместно перекрывает его проницаемую часть. Сложен преимущественно аргиллитами верхней и средней частями нижненепского под-горизонта. Он характеризуется высоким качеством.
Верхненепский резервуар пользуется повсеместным распространением. Представлен аргиллитово-песчаниковыми породами одноименного подгори-зонта (сералахская, харыстанская, курсовская свиты). Толщина резервуара изменяется от нескольких до 160 м. Проницаемый комплекс объединяет песчаники хамакинского, ярактинского, марковского горизонтов (пласт В11). Толщина его изменяется от нескольких до 30−40 м. Коллектора имеют очаговое распространение. Толщина их варьирует от 1 -2 до 20 м. Флюидоупор включает преимущественно глинистые отложения верхней половины одноименного подго-ризонта. Толщина его колеблется от 3−5 до 100 м. Он характеризуется высоким и средним качеством.
Тирский резервуар распространен в северо-восточной части Предпатом-ского прогиба. Представлен терригенно-сульфатно-карбонатными, глинистокарбонатными и галагенно-сульфатно-карбонатными породами одноименного горизонта (бюкская, тирская свиты). Толщина изменяется от 100 до 500 м. Проницаемый комплекс включает песчаные породы ботуобинского и парфеновско-го горизонтов (пласт В5). Он развит почти по всей территории Нюйско-Джербинской и северной половины Березовской впадин. Толщина его изменяется от нескольких до 35 м. Коллектора имеют очаговое распространение. Толщина их обычно не превышает 5 м. Флюидоупор характеризуется повсеместным. Он сложен галагенно-сульфатно-карбонатными породами. Качество его весьма высокое.
Методика количественной оценки перспектив нефтегазоносности терригенных отложений венда
При количественной оценке перспектив нефтегазоносности терригенных резервуаров Предпатомского Р П, учитывая его низкую изученность, использовался геологический способ метода внутренних геологических аналогий по удельным плотностям запасов УВ на единицу площади [1]. Сначала были выделены и описаны Отраднинский, Хотого-Мурбайский, Марковский, Чаяндин-ский, Верхнечонский, Ярактинско-Аянский и Верхневилючанский эталонные участки.
Далее, учитывая инструктивные требования, выделенные по принципу схожести геологического строения области, оцениваемые тем или иным эталонным участком, были разделены на расчетные участки. При этом использовался, построенный автором, следующий набор нефтегеологических карт по каждому отмеченному резервуару Предпатомского Р П масштаба 1: 1 000 000: структурная карта по кровле вендского терригенного комплекса (отражающий горизонт КВ) — карты толщин проницаемых комплексов, толщин песчаников и толщин коллекторов- карты качества флюидоупоров региональных резервуа-
ров. Сведения о генерационном потенциале нефтематеринских пород заимствованы из литературных источников.
В дальнейшем осуществлялось сравнение контролирующих нефтегазонос-ность параметров каждого расчетного участка с эталонными. В качестве таковых были выбраны и обоснованы следующие показатели: гипсометрия современного структурного плана объекта оценки, качество флюидоупоров, толщина коллекторов и нефтегазогенерационный потенциал нефтематеринских пород.
На завершающей стадии сначала производилась количественная оценка удельных плотностей ресурсов УВ на расчетных участках, а затем оценка ресурсов нефти, газа и конденсата вилючанского, нижненепского верхненепского, тирского резервуаров в пределах расчетных участков, исследуемой территории в целом и входящих в нее Нюйско-Джербинской, Березовской впадин и Каза-чинской депрессии.
Результаты количественной оценки перспектив нефтегазоносности вендских терригенных отложений и составляющих их резервуаров
Результаты впервые выполненной количественной оценки перспектив нефтегазоносности Предпатомского Р П на уровне региональных резервуаров вендских терригенных отложений показали, что они обладают существенно большими перспективами нефтегазоносности, чем представлялось ранее. Начальные суммарные ресурсы УВ вендского терригенного комплекса оцениваются в 4741 млн т условных углеводородов (УУВ), причем основную часть их составляет газ (4429 млрд м, 93. 4%), существенно меньше нефть (162 млн т, 3. 4%) и конденсат (150 млн т, 3,2%). Из них по категориям С1+С2, С3, Д1, Д2 и Дг1 (поднадвиговая зона) соответственно 11, 0, 735, 2419 и 1575 млн т УУВ. Соотношение промышленных запасов, перспективных и прогнозных ресурсов УВ составляет 0. 2, 0, 98. 8%. Следовательно, основная часть прогнозируемых ресурсов УВ вендских отложений рассматриваемого региона (4730 млн т УУВ или 99. 8%) представлена прогнозными ресурсами. Наибольшие объемы суммарных ресурсов УВ прогнозируются в Нюйско-Джербинской впадине (3248 млн т УУВ или 68. 5%), меньше — в Казачиской депрессии (1064 млн т УУВ или 22. 4%) и минимальные начальные суммарные ресурсы — в Березовской впадине (429 млн т или 9. 1%).
Распределение начальных суммарных ресурсов УВ вендского терриген-ного комплекса по резервуарам следующее. Наибольшие ресурсы УВ прогнозируются в верхненепском резервуаре (2443 млн т УУВ, 51. 5%), меньше — в нижненепском (1267 млн т УУВ, 26. 7%) еще меньше — в пласте В5 (ботуобин-ский пласт) тирского резервуара (723 млн т УУВ, 15. 2%), и в вилючанском резервуаре предполагаются наименьшие ресурсы УВ (308 млн т УУВ, 6. 6%).
Распределение прогнозируемых ресурсов УВ резервуаров по площади Предпатомского Р П следующее. На отмеченной территории выделяются земли различных перспектив верхненепского резервуара — от среднеперспективных I категории (уд. пл. 20−30 тыс. т УУВ/км) до земель низких перспектив (уд. пл. 3−5 тыс. т УУВ/км). Наиболее перспективные земли охватывают центральную и юго-западную части Нюйско-Джербинской впадины, а также смежный, весьма ограниченный по площади, участок Казачинской депрессии. Нижненепский
резервуар также характеризуется распределением земель различных перспектив нефтегазоносности в регионе от среднеперспективных I категории до земель пониженных перспектив (5−10 тыс. т УУВ/км). Для этого резервуара характерно ограниченное распространение наиболее перспективных земель. Они развиты только в восточной части Нюйско-Джербинской впадины.
Тирский и вилючанский резервуары имеют более низкие перспективы нефтегазоносности. На рассматриваемой территории прогнозируется развитие в основном пониженных и низких перспектив этих резервуаров. Наиболее перспективные земли (среднеперспективные земли II категории) первого резервуара отмечаются в трех небольших по площади участках, расположенных в Нюйско-Джербинской впадине. Два из них находятся соответственно в северозападной и юго-восточной частях впадины, а третий в ее центральной части. Наиболее перспективные земли вилючанского резервуара также прогнозируются в пределах Нюйско-Джербинской впадины на двух локальных участках. Первый наиболее обширный участок простирается в виде полосы вдоль северозападной границы выклинивания отложений резервуара, а второй приурочен к северо-восточной границе их выклинивания.
Наиболее перспективные земли вендского терригенного комплекса в целом прогнозируются в северо-западной части Нюйско-Джербинской впадины. Здесь выделена Нижненюйская зона газонакопления площадью 29 тыс. км2 с прогнозными ресурсами газа около 750 млрд м (см. рис. 1).
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России. М.: ВНИИГНИ, 2000. — 189 с.
© Г. Г. Шемин, 2013

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой