"Роснефт", "Лукойл" и "Газпром нефт" посочиха находищата си, които са готови да прехвърлят при новия данъчен режим
На примера на находището Aprelskoye е показана възможността за комплексно геоложко картиране и моделиране на юрски нископропускливи резервоари за обекти от канален и делтов генезис. В интервалите на поява на продуктивни образувания ЮК2–ЮК5 се разграничават с различна степен на достоверност палеоканалите на реките и речните притоци и канали под формата на тесни линейни зони (врези), граничещи с малки форми на палеорелефа с флуктуации в меандрирането, както и като предполагаем алувиален вентилатор във формацията YUK6. Повишените стойности на капацитетно-филтрационните свойства и увеличената дебелина на резервоарите на тюменската формация са най-важните показатели за фациесите на канала. Показано е съответствието на палеорелефа на повърхността на всеки слой с пространственото положение на речните палеоканали, както и палеоделтите в устните им части.
Ключови думи:литофациес, палеоканали, палеоделта, палеорелеф, алувиално ветрило, перваз.
Е.И. Бронскова, e-mail: [имейл защитен]ООО "ЛУКОЙЛ-Инженеринг" (Москва, Русия).
Линк за цитиране:Бронскова E.I. Геоложки модел на структурата на Апрелското поле, като се вземе предвид палеорелефа на продуктивните пластове в Тюменската формация // Територия "НЕФТЕГАЗ". 2016. № 7–8. стр. 28–31.
Отворете PDFНа примера на полето Април е показана възможността за комплексно геоложко картиране и моделиране на юрски нископропускливи резервоари за обекти от канален и делта генезис. в интервалите на поява на продуктивните образувания ЮК 2 - ЮК 5 с различна степен на достоверност се идентифицират палеоканали на реки и речни притоци и канали под формата на тесни линейни зони (врези), граничещи с малки форми на палеорелефа с флуктуации в меандриране, както и предполагаем алувиален вентилатор във формацията ЮК 6 . Повишените стойности на капацитетно-филтрационните свойства и увеличената дебелина на резервоарите на тюменската формация са най-важните показатели за фациесите на канала. Показано е съответствието на палеорелефа на повърхността на всеки слой с пространственото положение на речните палеоканали, както и палеоделтите в устните им части.
ГЛАВНА ИНФОРМАЦИЯ
Средно за резервите Aprelskoe нефтено находищее открита през 1982 г. и се намира в Ханти-Мансийск Автономен окръг. На находището са пробити 11 проучвателни сондажа в продуктивни пластове ЮК 2 и са проведени сеизмични проучвания CDP-3D с обем 130 km 2 (2010 г.). Основната разлика между получените резултати и предишните конструкции беше преходът от модел на хомогенен резервоар (фиг. 1а) на резервоара ЮК 2 към палеоканални и палеоделтични модели (фиг. 1b).
Геоложката структура на находището Aprelskoye се е променила значително след обработката и интерпретацията на CDP-3D сеизмични материали с помощта на усъвършенствани методологични подходи като анализ на сеизмични фациеси и спектрално разлагане и RGB техники за подреждане.
Заедно с резултатите от сондирането, получените материали позволиха да се създадат многофакторни иновативни модели на находища със сложна структура.
В кладенеца са получени притоци на нефт. 1 (съвместно избрани състави YUK 1 + YUK 2-9 + YUK 10 + Pz), 24 (YUK 1 + YUK 2-9 + YUK 10 + Pz), 5 (YUK 2, YUK 3) 6 (YUK 2) 7 ( YUK 2) 10 (YUK 2) Дебит на нефт – 0,12–30 m 3 /ден. Липсата на вода при тестване на кладенци в открит отвор и резултатите от интерпретацията на каротажа характеризират посочените интервали като наситени с нефт до основата и обещаващи за тестване в производствената обвивка.
ЛИТОЛОГО-ФАЦИЕСЕН МОДЕЛ
В рамките на разглежданото поле Тюменската свита се разделя на три подсвити: долна, средна и горна. Скалите от долната подформация на тюменската формация лежат несъгласувано върху скали от предюрския фундамент или отлагания на горялата формация. Формацията е представена от неравномерно редуване на пясъчници, алевролити, глини и въглища. Скалите често са лошо сортирани и се характеризират с растителен детрит. Подсвитата включва свити ЮК 7–9. Те се характеризират със значителна фациална променливост и литоложка разнородност. Дебелината на седиментите е 70–90 m, възрастта на палиноложките комплекси е ален. Средната подсвита в горната част е представена от слабо сортирани пясъчници с прослойки от кафеникаво-сиви алевритни глини и въглища.
В рамките на разглежданото поле Тюменската свита се разделя на три подсвити: долна, средна и горна. Скалите от долната подформация на тюменската формация лежат несъгласувано върху скали от предюрския фундамент или отлагания на горялата формация. Формацията е представена от неравномерно редуване на пясъчници, алевролити, глини и въглища. Скалите често са лошо сортирани и се характеризират с растителен детрит. Подсвитата включва свити ЮК 7–9. Те се характеризират със значителна фациална променливост и литоложка разнородност. Дебелината на седиментите е 70–90 m, възрастта на палиноложките комплекси е ален. Средната подсвита в горната част е представена от слабо сортирани пясъчници с прослойки от кафеникаво-сиви алевритни глини и въглища.
В долната част глините са хоризонтално наслоени, с овъглен растителен детрит. Подсвитата включва свити ЮК 5 и ЮК 6. Дебелината на седиментите на подформата е 65–75 m,
Възрастта на палинокомплексите е байос. Горната подсвита е представена от преслояване на глинесто-алевритови скали с пластове от песъчливо-алевритови скали. Характеризира се с овъглен растителен детрит, слоеве въглища и понякога пирит. Подсвитата включва свити ЮК 2, ЮК 3 и ЮК 4. Дебелината на седиментите на подсвитата е 70–95 m. Общата дебелина на седиментите на тюменската формация е 265–290 m.
Повторна интерпретация на материали от сеизмични изследвания от находището Aprelskoye, извършена от специалисти от GPB Resource LLC (Ingenix Group) и Seismotek OJSC (Yandex-Terra), разкрита в участъка на Тюменските формационни системи от речни канали с различна възраст и размери (палеоканали с повишена дебелина на аркозни и полимиктови пясъчници със следи от битумизация). Всички избрани перспективни обекти (покриви и основи) са представени под формата на сеизмични фациални карти и дигитално участват в триизмерни геоложки модели.
Върхът и основата на всяка перспектива бяха преобразувани в мащаб на дълбочината, като се използваха средни скорости за разглежданите образувания YuK 2 – YuK 6. Статистиката за сравняване на преизчислените структурни повърхности и дълбочините на палеоканалите, потвърдени от сондажни данни, съответства на стойностите на грешките при определяне на дълбочините, получени на етапа на конструиране на структурни карти въз основа на стратиграфските върхове на съответните слоеве. Общата дебелина на избраните обекти беше изчислена с помощта на дебелината на времето и, ако имаше налична информация, калибрирана към данни за кладенци. Общата диаграма на идентифицираните нива на палеоканалите във формацията ЮК 2 (Фиг. 2а) и техните цветно кодирани маршрути въз основа на надеждността на идентификацията (Фиг. 2б), използвайки примера на формацията ЮК 2, са представени на Фигура 2 .
В процеса на идентифициране на геоложки обекти с канален генезис в интервала на слоевете ЮК 2 – ЮК 6 бяха анализирани седиментни участъци, изчислени по горната част на изследвания слой, или пропорционални участъци (между покрива и дъното на слоя и/ или в по-широк интервал, например между най-близките стабилни отражения), както и съвременни аналози на подобни обекти. Честотно зависимите атрибути се оказаха най-информативни за геометризиране на границите на палеоканалите, които бяха определени ръчно въз основа на анализа на редица участъци и корелирани с идентифицираните резервоари за кладенци, използвайки информация за материалния състав на скалите (според данни от ядрото, изрезки) и резултатите от тестовете на седимента. Впоследствие палеоканалите, потвърдени от информация за сондажи, бяха избрани като стандарт във вълновия модел. Първият такъв стандарт, открит от кладенци 6Р, 9Р, 24Р, е ограничен до горната част на пласта; вторият, открит от сондаж 8P, е ограничен до централната и дънната част на формацията (фиг. 2, 3). Освен това има цяла поредица от тесни палеоканали, които не са пробити от кладенци.
В резултат на интегрирането на резултатите от анализа на картите на интервалните времена, сумите на цветовете, разпределението на акустичния импеданс, секциите на седиментация в куба на амплитудите с доминираща честота от 38 Hz, данните от сондажа и данните от ядрото в Tyumen YuK 2 формация, многоетажни разклонения и меандриращи палеоканали се очертават в интервалите на свитата ЮК 2 - ЮК 5 и предполагаемото алувиално ветрило в свитата ЮК 6 (фиг. 1б, 2, 3, 4).
В интервалите на поява на ЮК 3 – ЮК 5 с различна степен на достоверност се идентифицират палеоканали на реки, речни канали и старици под формата на тесни линейни зони (врези), граничещи с малки форми на палеорелефа с известни флуктуации в меандрирането . Изправени и криволичещи участъци от речни корита и речни долини, колянообразни завои на речни течения от речната мрежа, первази, стеснени и разширени участъци от речни долини и други различни видове повърхностен релеф на разглежданите слоеве бяха отразени в очертанията на всеки избран обект, неговата форма, размер, дължина, ширина и плътност на фотоните (фиг. 1b, 2, 3). Същевременно в интервала ЮК 4 се регистрира широка речна паледолина със север-североизточно простирание. Палеоканалите, идентифицирани от картите на спектралното разлагане и седиментните секции, са разположени на различни хипсометрични нива. Прогнозната им ширина варира от 25 до 300 m, а дебелината на пясъчниците, запълващи каналите, достига 20 m. Идентифицираните многоетажни канали се потвърждават от резултатите от сондажите (8P, 6P, 9P, 24P).
В средното тюменско време, по време на формирането на находищата ЮК 6, контрастираща аномалия е идентифицирана въз основа на редица сеизмични атрибути и на сеизмичната фациална карта, идентифицирана в нейната конфигурация с алувиален вентилатор с два ясно дефинирани захранващи канала (фиг. 4). Размерите на идентифицираното ветрило са 3–4 km, ширината на тесните довеждащи канали е около 130 m. Довеждащите канали най-често служат като зона за транспортиране, а не за натрупване на седименти. Може да се предположи, че това е континентално ветрило на водния поток със зърнести седименти, запълващи вътрешни междупланински котловини, което е знак за възможни резервоари с добри резервоарни свойства. Резервоарните свойства на такива обекти са близки до тези на речни системи с преплетени канали. В находището Aprelskoye този обект не е проникнат от кладенци.
Дебелината на резервоарите в кладенци, разположени в границите на идентифицираните палеоканали, варира от 7,5 до 14,2 m (фиг. 5).
Резервоарите, които запълват палеоканалите, се характеризират с повишена производителност - дебитът на нефт, според резултатите от тестовете в кладенци, проникнали в канални отлагания, варира от 10 до 30 m 3 / ден, след хидравлично разбиване до 37 m 3 / ден. Повишените стойности на капацитетно-филтрационните свойства и дебелината на резервоарите на тюменската формация са най-важните показатели за фациесите на канала (фиг. 5).
Пропускливостта на скалите на основата на ядрото обикновено се характеризира с ниски стойности, но за каналните резервоари е по-висока (0,88 mD), отколкото за заливните резервоари (0,38 mD). Фундаменталната разлика в моделирането на петрофизичните свойства и дебелината на седиментите извън канала и каналите е показана на фигура 5.
Тюменската формация на полето остава недостатъчно проучена: със значителна странична и вертикална хетерогенност на седиментите в района на изследването, няма ядро от продуктивни седименти и няма отделни проби от разглежданите формации ЮК 3 - ЮК 6. Проучването на фациесите на канала в полето едва започва и с появата на нови факти картите на площното разпределение на речните и делтовите системи ще бъдат прецизирани. И така, нов проучвателен кладенец. 10, който разкри тънки заливни слоеве от алеврити вместо фациес на канала, показа, че ширината на каналите в участъка YUK 2 е значително по-малка от предполагаемото преди.
На работната площадка са доста ясно видими структурни издатини, които по субширотните разломи образуват уголемени блокове с различен палеоландшафт на структурната повърхност на всеки слой. Первазите съвпадат с основните гранични форми на палеорелефа на изследваната повърхност, служат като граници на най-новите повдигания и слягания, видове релеф и се различават по хипсометрия и грануларност на ерозионната дисекция. Палеогеоморфологичните признаци на преференциално ограничаване на речни и речни долини до смущаващи прекъсвания могат да включват стръмни склонове на речни канали, техните остри колянообразни завои и прави притоци; висящи, фалшиви грабеновидни праволинейни удължени долини; линейно разположени первази и др.
На Фигура 6 е представена система от разрези с различен тип релеф и характер на повърхностното разчленяване на формацията.
Обемното показване на изохронни повърхности на редица отразяващи хоризонти показва наследствения тектонски режим през целия тюменски период на седиментация. С дълбочината се увеличава само контрастът между по-високите и долните части на палеорелефа. Частта от повърхността с „равнинен“ релеф върху изохорна повърхност по протежение на отразяващи хоризонти е боядисана в зелено; „планинският“ релеф съответства на кафяви тонове. Преходният („предпланински“) тип релеф на повърхността на образуванието от „планина“ към „равнина“ има преходни нюанси.
В крайната северозападна част на разглеждания район повърхността на хоризонта е с максимално слягане и е оцветена в синьо на изохорната повърхност („морски пейзаж”) (фиг. 6). Пространственото положение на идентифицираните палеоканали на реки с различна дължина съответства на палеорелефа на всяка изследвана повърхност. С други думи, водните потоци в речните корита са били насочени от планинските райони към морето, където са се образували палеоделти с характерен модел на акумулативно ветрило - рохкав кластичен материал (пролувий) в устието на водните потоци.
Заключение
На примера на находището Aprelskoye е показана възможността за комплексно геоложко картиране и моделиране на юрски нископропускливи резервоари за обекти от канален и делтов генезис. За продуктивните слоеве на тюменската формация се разграничават палеоканали на реки и речни притоци и канали под формата на тесни линейни зони (разрези), граничещи с малки форми на палеорелефа, както и предполагаем алувиален вентилатор във формацията ЮК 6. Повишените стойности на капацитетно-филтрационните свойства и увеличената дебелина на резервоарите на тюменската формация са най-важните показатели за фациесите на канала.
Показано е съответствието на палеорелефа на повърхността на всеки отразяващ хоризонт в продуктивния участък на седиментите с пространственото положение на речните палеоканали, както и палеоделтите в устните им части.
https://www.site/2015-03-16/rosneft_lukoyl_i_gazprom_neft_nazvali_svoi_mestorozhdeniya_kotorye_gotovy_otdat_pod_novyy_nalogovyy_
Роснефт, ЛУКОЙЛ и Газпром нефт нарекоха находищата си, които са готови да използват за нови данъчен режим
Министерството на енергетиката на Руската федерация за първи път представи информация в кои области ведомството би искало да приложи новия данъчен режим - данъка върху финансови резултати(NFR). Тази информация беше представена в презентация на заместник-министерството на енергетиката Кирил Молодцов, който говори на парламентарните изслушвания „За данъчното облагане в петролната индустрия“.
Молодцов каза на депутатите, че Министерството на енергетиката по време на предварителната разработка на концепцията за новата данъчна система е избрало 12 проекта от 36, предложени от компании за тестване на NFR. Това са находищата на три петролни компании - ЛУКОЙЛ, Газпром нефт и Роснефт.
Както следва от презентацията към доклада на заместник-министъра, списъкът включва находища в Ненецкия, Ханти-Мансийския автономен окръг и Ямало-Ненецкия автономен окръг. Находищата на Роснефт са Хасырейское, Надейюское, Бахиловское, Верхне-Колик-Еганское. Находища на Газпром Нефт – Вингаяхинское, Ети-Пуровское, Валинтойское. Находищата на Лукойл са Красноленинское, Лазоревское и Имилорско-Источное, Нивагалское, Лас-Еганское.
Трябва да се отбележи, че находището Имилорско-Источное е част от най-голямата група находища - Имилорская, която ЛУКОЙЛ придоби в края на 2013 г., печелейки конкурс с еднократно плащане от 50,8 милиарда рубли. След тази покупка компанията инициира, с подкрепата на властите на автономния окръг Ханти-Манси, дискусия за въвеждането на нов данъчен режим.
Ръководителят на отдела по икономика на геоложкото проучване и добив на нефт и газ на ЛУКОЙЛ Алексей Зиганшин каза на изслушването, че според изчисленията на неговата компания в периода от 2016 до 2043 г. само от въвеждането на NFR на шест находища, предложени от ЛУКОЙЛ (с изключение на посочените в презентацията, Лукойл предлага също така находището Апрелское в Ханти-Мансийския автономен окръг), добивът на петрол ще се увеличи с 32,934 милиона тона, от 2016 до 2020 г. увеличението ще бъде 3,819 милиона тона, бюджетните приходи ще се увеличат с 350 милиарда рубли.
Министерството на финансите и Министерството на енергетиката все още не са постигнали консенсус по този въпрос.
Заместник-министърът на енергетиката Кирил Молодцов, говорейки, отбеляза, че основната задача на NFR трябва да бъде увеличаване на добива на нефт чрез разработване на находища, в които не е изгодно за компаниите да инвестират днес. „Сегашният режим на данъка върху добива на полезни изкопаеми (MET) прилича на мозайка: днес, по един или друг начин, до 20% от общия депозитен фонд (около 400) попада под обезщетения“, казва служителят. И влезе в сила в началото на годината данъчна маневра, според Министерството на енергетиката, не позволява разработването на нови запаси при цена на петрола от $60 за барел.
Но Министерството на финансите не е напълно съгласно с тази позиция. Така заместник-министърът на финансите Сергей Шаталов заяви в Държавната дума, че по време на прилагането на данъка върху добива на полезни изкопаеми той се е оправдал: той е напълнил бюджета и държавните фондове и не ги е оставил без чиста печалбапетролни работници, които печелят 30-40 милиарда долара годишно. Дори със текущи цениза петрол и намаляване на петролните компании с 10% от инвестициите в геоложки проучвания и сондажи, те продължават да имат същото паричен поток, както и при предишните цени на петрола, смята Шаталов.
Също така, Министерството на финансите не е ясно относно критериите за избор на 12 проекта, които да бъдат изпълнени като „пилотни“ за тестване на NFR. „Засега критерият за избор на проекти е прост: това са находищата на Газпром нефт, ЛУКОЙЛ и Роснефт. И това е всичко“, отбеляза Шаталов в разговор с РБК. „Но критериите не са единствената спорна тема. Всичко за този данък трябва да се обсъди: ставката от 60% и сумата на увеличението (отписване капиталови разходи) и критериите за прилагането му. И цялата структура“, отбеляза зам.-министърът.
Заместник-началник на федералния данъчна службаДмитрий Григоренко посочи на изслушването, че не би било възможно да се замени данъкът за добив на полезни изкопаеми с NFR без използването на допълнителни коефициенти: това би довело до увеличение данъчна тежестза редица полета. Освен това при НФР значително ще се усложни данъчното администриране, тъй като се предвижда финансовият резултат да се изчислява по територия, а не като цяло по фирма или вид дейност, както днес.
Властите на Ханти-Мансийския автономен окръг говориха пред депутатите в защита на новия данък. Губернаторът Наталия Комарова каза, че разработването на неразпределени петролни запаси в Югра ще изисква инвестиции в размер на 5,5 трилиона рубли. Според нея без доп данъчни облекченияповече от половината от запасите – 305 милиона тона – може да останат неразработени. Икономическият ефект от въвеждането на NFR от 2016 до 2030 г. ще донесе на региона 40% повече данъци при цена на петрола от $50 за барел петрол, отколкото днес, а ако данъкът за добив на полезни изкопаеми се запази, той ще бъде само с 16% повече (при запазване на обема на производството на петрол на нивото от 2014 г.), казва губернаторът.
В заключение на парламентарната дискусия председателят на комисията по бюджет и данъци на Държавната дума Андрей Макаров каза, че депутатите все още очакват отговора на правителството на законопроекта, внесен от представители на Ханти-Мансийския автономен окръг преди четири месеца, предвиждащ промени в данъчен кодексза изпълнение на НЧП за пилотни проекти. Правителството трябва да направи това до края на април.
(SE “NAC RN на името на V.I. Shpilman”)Един от източниците за попълване на добива на нефт в Ханти-Мансийския автономен окръг-Югра са труднодостъпните запаси от горноюрските продуктивни находища на баженовската формация, които се разглеждат от 2010 г. от Министерството на енергетиката на Русия Федерацията като неизползван потенциал за увеличаване на ресурсната база и увеличаване на производството на петрол. Тези находища се характеризират с уникална геоложка структура за запасите от нефт и газ в Западен Сибир и ниски свойства на филтрация и капацитет, което прави този обект проблематичен и непривлекателен за инвестиции както от гледна точка на увеличаване на знанията му, така и на въвеждането му в промишлено развитие. Във връзка с усилията, предприети от Министерството на енергетиката на Руската федерация в разработването на мерки за стимулиране на ползвателите на недрата при разработването на трудноизвличаеми нефтени запаси на държавното предприятие „NAC RN на името на V.I. Шпилман" извършиха работа за анализ на съществуващите идеи за геоложката структура, надеждността на методите за оценка на запасите от въглеводороди на седиментите на баженовската свита и характеристиките на тяхното отчитане в държавния баланс на Руската федерация.
В Държавния баланс на Руската федерация идентифицираните нефтени ресурси (запаси) на находищата на баженовската свита се вземат предвид в обекти със следните стратиграфски индекси: Yu 0, Yu 0 1-2, Yu 0 K, YuK 0, YuK 0-1, YuS 0, YuS 0 K1-2 , YuK 0 1-7, SE 0, SE 0 E и Баженовската свита. Такова значително разнообразие се дължи както на принадлежността на находищата към елементите на петрогеоложкото райониране на територията, така и на тяхното присъствие в зоните на развитие на така наречените „аномални участъци“ (AR) на горната юра-долния неоком. (Баженов-Ачимов) находища и тяхната комбинация при оценката на първоначалните общи ресурси (ITR) на въглеводородни (HCs) седименти на Баженовските и Абалакските формации в Баженовско-Абалакския нефтен и газов комплекс (OGC).
Баженовско-Абалакският нефтен и газов комплекс на територията на Ханти-Мансийския автономен окръг-Югра, според последната преоценка на ресурсите от 01.01.2002 г., е обещаващ нефт и газ и съответно има количествена оценка на нефтените и газоносни райони (OGE) в рамките на четири нефтени и газоносни района (OGO) с обща площ от 272,345 хиляди km 2: Красноленинская, Фроловская, Среднеобская и Каймисовская.
Като обект на оценка на въглеводородите на NSR, нефтеният и газов комплекс Баженов-Абалак усложнява регионалното горноюрско-долнокредно регионално уплътнение на юрския нефтен и газов суперкомплекс и съдържа запаси от въглеводороди (HC) в находищата на Баженов и Абалак формации, както и техните възрастови аналози, съответно Тутлеймската и Георгиевската + Васюганската свита.
Има различни мнения на специалисти по въпроса за идентифициране на прогнозни обекти в тези находища, свързани с проблема за недвусмисленото разграничаване на Баженовско-Абалакския нефтен и газов комплекс в образувания. В предишната оценка на НСР на южните райони Тюменска областАвторите на изчислението (IGNG SB RAS) идентифицираха два независими нефтени и газови комплекса в разглежданата част от разреза: горна юра-долна креда (Баженовски) и горна юра (Абалакски).
През 2010 г. в рамките на федералната тема за преоценка на първоначалните общи ресурси на нефт, газ, кондензат на нефтените и газови провинции на Русия в Държавно предприятие „НАЦ РН им. В И. Шпилман" започна работа по изясняване на SDS на нефто- и газоносни комплекси на Ханти-Мансийския автономен окръг-Югра. Що се отнася до нефтения и газов комплекс Баженов-Абалак, за който според повечето експерти в момента няма правилна методология за оценка на запасите и ресурсите, днес беше взето решение, че е нецелесъобразно да се преизчисляват техните запаси от нефт и газ.
Приемането на това решение беше предшествано от подробен анализ на геоложкия строеж на находищата, състоянието на въглеводородната ресурсна база на Баженовско-Абалакския нефтено-газов комплекс и нейната динамика за периода 2002-2009 г. Общият брой на находищата, класифицирани според държавния баланс на запасите от нефт, газ и кондензат като формациите Баженов и Абалак, е 172. През същия период са извършени изследвания за усъвършенстване на модела на структурата на този обект и идентифициране на нови зони с аномална структура на участъци (AR) от баженовската формация.
Нека разгледаме структурните особености на продуктивните отлагания на баженовската свита, които влияят както върху недвусмислеността на определянето на стратиграфската принадлежност на преброяваните обекти, така и върху надеждността на оценката на запасите от въглеводороди.
Нефтените находища във формацията Yu 0 се съдържат в капани от литологично ограничен тип, общата дебелина на формацията Yu 0 е средно 25-30 m, рядко достига 50 m или повече, най-продуктивният резервоар е представен от тънки пропускливи слоеве , чийто диапазон на промени в наситените с нефт дебелини е 1-16 метра.
Първият усложняващ фактор в геоложката структура на находищата на баженовската свита трябва да се отбележи наличието на зони с така наречената „аномална структура на участъците“ (AR). В AR зоните единична последователност от битуминозни кални камъни с високо съпротивление и силно радиоактивност е стратифицирана от пясъчно-алевритови слоеве. Тъй като откритите находища на нефт са ограничени до теригенни седименти (фиг. 1), зоните на AR не трябва да се разглеждат заедно с „нормалната“ баженовска формация, чиито геоложки и геофизични характеристики са показани на фиг. 2.
Изследванията, проведени за изясняване на модела на структурата на този обект на територията на Ханти-Мансийския автономен окръг-Югра, идентифицираха AR зоните на баженовската свита, в които се намират 33 от 172 находища.
Вторият проблем е, че границата между формациите Баженов и Абалак не винаги е недвусмислено идентифицирана и следователно Държавният баланс съдържа залежи на нефт, индексирани като Ю 0-1 или ЮК 0-1. В резултат на това, както показва анализът на данните от държавните баланси на запасите от нефт, газ и кондензат, едни и същи находища за различни години са принадлежали към формациите Баженов или Абалак. Много изследователи (М. Ю. Зубков, В. П. Сонич) отбелязват известни трудности при начертаването на границата между баженовските и абалакските формации в някои територии в рамките на Западносибирската нефтогазоносна зона и дори правят предложение за идентифициране на т.нар. преходна зона между тях (V.P. Sonic). Проблемът се дължи на особеностите на разпределението на литоложките видове скали в разреза на формацията.
Според резултатите от изследванията на каменния материал от Салимските и Красноленинските находища, отлаганията на Баженовската свита са съставени от четири основни типа скали:
– силикатни разновидности или силицити, обогатени с автигенен силициев биогенен материал (60-90%), в скалите са развити вторични резервоари от пукнатинен тип (фиг. 3 а, б);
Фиг.3. Снимки на петрографски тънки участъци от скали от формацията ЮК 0 , заснет мимоходомсветлина, избрана от: a, b – сондаж 1195 (интервал на пробовземане 2326 – 2333 m); c, d – сондаж 1193 (интервал на пробовземане 2369-2377 m) на Красноленинското находище (М.Ю. Зубков)
– карбонатни скали, представени от плътни, често дребнозърнести варовици със сложен състав, слабобитуминозни мергели и доломити с ниско съдържание на органични вещества и примес на манган; в карбонатни скали, главно в долната част на формацията, се забелязват резервоари от фрактурно-кавернозен тип, каверните достигат 1,0-1,2 cm в диаметър (фиг. 3 c, d);
– масивни битуминозни леко алевритни аргилити с високо съдържание на силициев диоксид (55-65%) и органично вещество (ОВ над 20%);
– листни аргилити, представени от прослойки фино ексхумирани битуминозни аргилити с микрослоеве от ОВ и алевритни аргилити.
Въз основа на съотношението на скалообразуващите компоненти се разграничават до седем литотипа скали (V.P. Sonich); слоеве от диспергирани хидрофилни глинести скали имат ограничено разпространение във формацията.
Най-продуктивните слоеве включват карбонатни и силикатни разновидности, в които под влияние на вторични процеси, различни видовеколекционери. Останалите разновидности на скалите, които изграждат отлаганията на баженовската свита, основно не са резервоарни скали - те са предимно матрични скали.
Скалите на баженовската свита се характеризират със сложен минералогичен състав, основните скалообразуващи компоненти са глинести минерали (25-30%), силициев диоксид (35-60%), карбонатни минерали (8-12%) и твърда органична материя кероген (10-20%), чието съотношение в скалата е променливо с преобладаване или на силициев диоксид, или на карбонатно вещество. Относително „чисти” карбонатни слоеве се намират главно в основата на свитата на границата с отлаганията на Абалакската свита. Характерно е и наличието на пирит, чието съдържание е средно 6-8%, като може да достигне 15-30%.
Следващата структурна характеристика на скалите на баженовската формация, която се характеризира с рязка странична и вертикална хетерогенност на продуктивността на седиментите, е свързана с видовете резервоари на формацията Yu 0. Филтрационните и резервоарните свойства на пластовите резервоари са ниски и рязко разнородни по разреза, което до голяма степен се дължи на интензивността и характера на вторичните трансформационни процеси.
В процеса на изследване на тънки профили беше установено, че в глинесто-битуминозната матрица на скалите на баженовската формация са развити главно микропукнатини, излужването на нестабилни минерали и доломитизацията на карбонатните скали е довело до образуването на кухини с каверни-пори, докато циментирането на пукнатини и глинести скали с карбонатни и силициеви вещества намалява резервоарните свойства на седиментите. Продуктивността на седиментите зависи слабо от капацитета на порното пространство и до голяма степен се определя от филтрационната свързаност на порите.
В държавния баланс на Руската федерация от 01.01.2010 г. Ханти-Мансийският автономен окръг-Югра изброява нефтените запаси на Баженовската свита от 43 находища, общите първоначални възстановими запаси от нефт възлизат на 1,5% от района NIZ, натрупаното производство от началото на разработването на находището възлиза на повече от 5 милиона тона големи резервиВъглеводородите от формацията Yu0 са концентрирани в полетата Salym (80%), Krasnoleninskoye (5%), Ai-Pimskoye (2%) и Srednenazymskoye (1%), делът на резервите на останалите находища в баланса вече не е от 1%. Трудностите при изчисляването и държавното изследване на запасите от въглеводороди на продуктивни отлагания на формацията Баженов се дължат на ниската степен на геоложки познания на отлаганията и валидността на модела на резервоара и изчислителните параметри.
Държавният баланс отчита ниските стойности на изчислителните параметри на резервоарите от формацията на Баженов, приети от проверката на Федералната държавна бюджетна институция "GKZ" Rosnedra в по-голямата си част условно: порьозност в диапазона 0,1-10% (средно 7%), нефтонаситеност - 51-90% (средно 80%), коефициент на нефтоизвличане (ORI) - 0,100-0,500 (средно 0,164).
Нека се спрем по-подробно на двете най-големи находища по отношение на запасите - Салим и Красноленинское, чиито въглеводородни запаси бяха представени на Държавната експертиза с пълни изчисления през 1986, 2004 и 2007 г.
Познаването на резервоарните свойства на скалите на находищата Yu 0 Salym и Krasnoleninsky въз основа на данни за ядрото е ниско, което се свързва с високата крехкост на скалите и незначителното отстраняване на ядрото по време на избора му.
Повечето от извлечените проби от резервоара не могат да бъдат изследвани поради разрушаването на ядрото на отделни фрагменти. По време на дългосрочно извличане на проби някои литоложки разлики се разграждат и унищожават, в резултат на което се оказва невъзможно да се получат петрофизични зависимости P p = f(K p) и R n = f(K in) за оценка на факторите на насищане с масло. Свойствата на резервоара на скалите според данните от ядрото се характеризират със стойностите на отворената (Kp) и общата (Ktot) порьозност, определени върху проби от ядро преди и след извличане на пробата.
Резервоарите на формацията Yu 0 се характеризират със сложна структура на поровото пространство, въз основа на резултатите от изследването на тънките участъци на ядрото, се разграничават три типа резервоари: поресто-пукнатини, напукани и напукано-кавернозни.
Поресто-пукнатиният тип резервоар е по-развит в разреза и се ограничава главно до микропластови керогенни кални камъни; пукнатиният тип резервоар е свързан с плътни силициеви оксиди и карбонати. Пукнатинно-кавернозният тип се ограничава главно до чисти карбонатни скали, които са претърпели интензивно излужване; резервоарните слоеве от този тип са разположени главно в долната част на формационния участък на границата с подлежащите скали на Абалакската (Георгиевска) формация.
Скалната матрица, представена предимно от битуминозни калници, съдържащи органична материя, генерираща нефт, има ниски филтрационни и капацитетни свойства в развита система от микропукнатини.
Определянето на порьозността на скалите от формацията Yu 0, извършено в SibNIINP, VNIGRI и ZapSibNIGNI, установи, че общата порьозност на резервоарите в неизвлечени проби варира от 3 до 16% и е средно 10,5%. Диаметърът на порите и каналите на порите в проби, които не са счупени от пукнатини, варира от 10 до 4000 A ° и средно е 40 A °.
Изчислените стойности на капацитета на разрушаване въз основа на тънки профили за матрицата за полето Salym варират от стотни от процента до 1,6%. Според метода на "двете решения" капацитетът на счупване е средно около 0,15-0,3% в сечението. Пропускливият капацитет на Vuggy се намира главно в карбонатни слоеве, разположени на контакта на свитите Баженов и Абалак, и възлиза на 2-5%.
Стойността на общата порьозност на резервоарите (10-22%) определя общите запаси от въглеводородни суровини; геоложките запаси от нефт включват въглеводороди, съдържащи се в обема на отворените пори (фиг. 4).
Фиг.4. Отворено съвпадение (K П ) и общо (Кследобед) порьозност според резултатитеанализи на основните скали на баженовската формация на Салимското поле
Резервоарите с порести пукнатини, в сравнение с отворена (Kp) и обща (Ktot) порьозност, се характеризират със стойности на Kp,tot>10%. Те се характеризират с увеличаване на отворената порьозност с увеличаване на Kp,tot. В диапазона Kp,tot = 9÷10% те са с най-влошени резервоарни свойства (Kp не надвишава 3,5÷4%).
В района на Kp,tot ≤10% доминират фрактурирани и фрактурно-кавернозен тип резервоари, за които няма връзка между стойностите на Kp,tot и Kp, наблюдавани за поресто-пукнатинен тип резервоари, и които осигуряват най-високите потоци на нефт в кладенците. Подобряване на резервоарните свойства на скалите в областта на K p,общо >10% настъпва при стойности на K p >3,5÷4% поради увеличаване на броя на повече отворени пукнатини и вторични кухини в порести -пукнатини резервоари.
Притоците на нефт в кладенеца се определят от параметрите на пукнатините и свързващите ги филтрационни канали; най-отвореният от тях се използва за избор на нефт, съдържащ се в обема на порите. Сред резервоарите с порести пукнатини най-значителните притоци трябва да се очакват от интервали, в които стойността на отворената порьозност Kp > 3,5%.
Колекторите от пукнатино-кавернозен тип, ограничени до карбонатно-силикатни скали, се отделят в отделна група; тези скали практически не съдържат органична материя и не са скали от нефтени източници. Характеризират се с мономинерален скелет, съдържанието на глина е незначително, а матрицата е хидрофилна, с ниска порьозност (K p = 2-5%). Резервоарните свойства на варовиците са свързани с вторична порьозност Kp,t, образувана по време на излугването на скали под въздействието на агресивни течности, която се състои главно от обема на каверни, развити по пукнатини и понякога достигащи няколко сантиметра в диаметър.
Пропускливостта на скалите от формацията Yu 0 при условия, симулиращи образуването на кернови проби от полето Salym, е свързана главно с наличието на фрактури за резервоари от пукнатини и фрактурирани пори е 0,01-0,020 μm 2, капацитетът на пукнатините е малък 0,1; -0,3%.
Най-високата пропускливост, която може да достигне единици микрона 2, се притежава от резервоари от фрактурно-кавернозен тип, капацитетът на порите в тях може да достигне 2-4%, пропускливостта на матрицата при липса на пукнатини е фракция от 10 -3 микрона 2.
Скалите на баженовската свита се характеризират с високо битуминозно съдържание, чието развитие е свързано с постепенното изместване на интерстициалните води от нефт, образуван от органични вещества. Порестото пространство на продуктивните скали на баженовската свита е запълнено предимно с нефт, съдържанието на свързана вода в порното пространство е незначително и за повечето скали е средно около 10%. Повърхността на капилярите най-често е хидрофобна. Всичко това причинява много високи електрически съпротивления (фиг. 2).
В кладенците с висок добив основният принос за производството на нефт идва от резервоари от фрактурно-кавернозен тип, ограничени до контактната зона на формациите Баженов и Абалак и характеризиращи се с подобрени хидродинамични параметри (фиг. 5).
Фиг.5. Разпределение на интервалите на притока на нефт от формацията Ю0 Salym field (според V.P. Sonic)
Подлежащите седименти на Абалакската свита са представени от кални камъни, характеризиращи се с различно съдържание на силициев диоксид, които са прослоени с чисти и частично глинести карбонатни слоеве с малка дебелина. Прослойките са представени от варовици, в различна степен доломитизирани, със значително съдържание на органично вещество (кероген), което е характерно предимно за преходната зона от Баженовската към Абалакската свита и затруднява определянето на стратиграфската граница между свитите.
Горният петрофизичен модел на резервоарите на баженовската свита беше в основата на разработването от OJSC "TsGE" на алгоритми за количествена интерпретация и определяне на изчислителните параметри на резервоарите (ефективна нефтонасищена дебелина, порьозност и коефициенти на нефтонасищане) за пълно преизчисляване на въглеводородни запаси на находищата Красноленински (западните части на района Каменная и Паляновская, район Ем-Еговская) и Салим (Салимски ЛУ), преминали държавната експертиза на Федералната държавна институция „ГКЗ“ Роснедра през 2004 и 2007 г.
При обосноваването на алгоритмите за интерпретиране на ГИС на образуването Yu 0 на Красноленинското поле беше използван принципен подход към методологията, разработена за определяне на изчислителните параметри на резервоарите на образуването Yu 0 на полето Salym през 1986 г. Петрофизичният модел на резервоарите беше опростен до два типа: поресто-пукнатини, ограничени до битуминозни кални камъни, преобладаващи в разреза на баженовската свита, и пукнатини и пукнатинно-кавернозни, ограничени до карбонатно-силикатни скали.
Общата порьозност на резервоарите е определена с помощта на комплекс от методи за неутронен, гама и латерален каротаж, като се вземат предвид корекциите за съдържанието на глинести, органични и сидеритни компоненти.
Стойността на отворената порьозност (Kp) се приема за ¼ от общата порьозност (Ktot) при Kpgr = 3,5%, това съотношение е установено въз основа на сравнение на разпределенията на стойностите на Ktot и Kpo, определени върху ядрото. За останалата част от разреза, съставен от чисти и глинести варовици с ниско съдържание на органични и глинести вещества, стойността на вторичната порьозност (Kpvt) е оценена с помощта на методи за радиоактивен каротаж.
Ефективната нефтонаситена дебелина на резервоарите от баженовската свита е изчислена въз основа на резултатите от количествената интерпретация при Kp >3,5% и Kpt >0.
Горната методология за определяне на изчислителните параметри на резервоарите от формацията Yu 0 на Красноленинското поле е приета от Федералната държавна институция „GKZ“ Rosnedra за изчисляване на нефтените запаси на седиментите на свитата Баженов със значителни резерви: „... разгледайте методологично подход към оценката... приблизителен, с който може да се съгласи на този етап от изследването...”. С решение на Федералната държавна институция „GKZ“ Rosnedra стойностите на изчислителните параметри на резервоарите на баженовската формация бяха приети като до голяма степен условни.
Във връзка със запасите, изброени в държавния баланс за Ем-Еговската зона на Красноленинското находище, с увеличение на нефтонасищането на резервоарите с 12% (от 85% на 95%), порьозността е значително намалена (с 50% от 8% до 4%) и ефективна нефтена наситеност (с 40%) от 6,5 m до 3,9 m). Като цяло, първоначалните геоложки запаси от нефт са се увеличили с 16% поради увеличение на нефтената площ с 230%. Поради ниската надеждност на изчислителните параметри, категоризацията на запасите беше намалена от C 1 на C 2.
В района на Каменная на находището Красноленинское, първоначалните геоложки запаси от нефт поради рязкото намаляване на порьозността на резервоара от 12,5-14,4% до 0,2-0,3% намаляват с -81%, петролната зона значително се разширява (с 300 %), а ефективната нефтонаситена дебелина се увеличи (от 6,0-6,8 m на 24,3-28,0 m) и нефтонаситеността на резервоарите (с 5%, от 90 на 95%).
Трябва да се отбележи, че по време на държавната експертиза на пълното изчисляване на нефтените запаси на формацията Ю 0 Каменная на Красноленинското поле през 1990 г. Комитетът по държавните резерви на СССР се въздържа да ги одобри поради недостатъчно проучване на този обект; тези запаси са по-късни незабавно предоставени на държавния баланс на Руската федерация.
По време на прегледа през 2007 г. на резултатите от преизчисляването на петролните запаси на формацията Yu 0 на находището Salym, извършено от Ost-Service LLC и TsGE OJSC, горната методология на Федералната държавна институция "GKZ" Rosnedra не беше приета поради поради ниската надеждност на обосновката на параметрите и липсата на значителни промени в геоложките проучвания на обекта в сравнение с 1986 г.
По време на оперативните оценки на запасите от седименти на баженовската формация, т.к Няма методология, приета от ETS "GKZ" Rosnedra, параметрите се приемат условно по следния критерий. Ако отлаганията се тестват и се получи приток на нефт, тогава ефективната наситена с нефт дебелина се приема като 1/3 от общата в частта с високо съпротивление на формацията, стойността на отворената порьозност се приема за 8%, и маслената наситеност е 85%.
В резултат на това по отношение на първоначалните възстановими запаси (IRR) на нефт от формацията Баженов в Ханти-Мансийския автономен окръг-Югра, изброени в държавния баланс, трябва да се отбележи, че съществуващата оценка на запасите на тези находища се характеризира поради ниска надеждност, тъй като 77% от IRR от всички категории (83% от промишлените категории BC 1) се намират в неразпределения подпочвен фонд на Салимското поле на Ханти-Мансийския автономен окръг-Югра, пълното преизчисляване на петролните запаси от което е не е преминал държавната експертиза на Комитета за държавни резерви от 1986 г. Делът на първоначалните възстановими нефтени запаси на изследвания обект на останалите полета, изследването на които е извършено от Федералната държавна институция "GKZ" Rosnedra в последните години, е незначителен и възлиза на не повече от 20% в общия баланс (10% от индустриалните категории BC 1).
В резултат на проучванията, проведени в Държавното предприятие „NAC RN им. В И. Изследванията на Шпилман, всичките 172 разглеждани находища са класифицирани в специфични нефтени и газоносни комплекси и находища, разположени в западната част на областта (геоложко западно от границата на прехода на подформацията Нижневасюган към формацията Абалак), според техните принадлежащи към абалакската и баженовската свита.
Фигура 6 показва разпределението на броя на находищата, както и първоначалните възстановими запаси от нефт от категориите ABC 1 C 2 и натрупания добив на нефт по участъчни обекти в съответствие с днешното разбиране за структурата на оценените нефтени и газови комплекси и нефт и газови комплекси. Имайте предвид, че находищата, разположени в зоните на развитие на аномални участъци в баженовската свита, са класифицирани като ачимовски части на клиноформени резервоари според анализ на наличната геоложка и геофизична информация за техните вместващи седименти, както и според подробни конструкции (структурни карти, геоложки разрези и др.).
Едно находище, разположено в такава зона, е причислено към основния Васюгански нефтен и газов комплекс (не е показано на фиг. 6 поради малките стойности на първоначалните запаси ABC 1 C 2 и натрупаното производство).
Не всички находища, разположени в зоната на развитие на Баженовската и Абалакската свита, са еднозначно причислени към една от тях. По този начин, в три полета: Aprelskoye, Galyanovskoye и Srednenazymskoye, депозитите, класифицирани според Държавния баланс като Баженовска свита със стратиграфски индекс на обекта за преброяване YUK0-1, се разглеждат от нас като част от съвместен участък на Баженов и Абалак образувания.
В резултат на завършената диференциация, 172 находища са класифицирани в Държавния баланс на запасите от нефт, газ и кондензат към 01.01.2010 г. като формациите Баженов и Абалак, като се вземат предвид горепосочените характеристики на структурата на продуктивните находища , са разпределени между формированията и обектите на оценката на НСР, както следва:
– Баженовска формация (като част от Баженовско-Абалакския нефтено-газов комплекс) – 78 находища;
– Абалакска формация (като част от Баженовско-Абалакския нефтен и газов комплекс) – 44 находища;
– заедно Баженовската и Абалакската свита (като част от Баженовско-Абалакския нефтено-газов комплекс) – 16 находища;
– зони на аномална структура на участъци от баженовската свита (като част от ачимовската част на сложния неокомски нефтен и газов комплекс) – 33 находища;
– зони на аномална структура на участъци от баженовската формация (като част от Васюганския нефтен и газов комплекс) – 1 находище.
По този начин 78 находища от 172, изброени в Държавния баланс към 01.01.2010 г., са класифицирани като открити находища на въглеводороди, свързани с находищата на Баженовската и Абалакската свита, показани на фиг.
ЛИТЕРАТУРА
1. Методология за изчисляване на запасите, обосновка на параметрите и оценка на запасите от нефт и разтворен газ на формацията Баженов на Салимското поле. V.P. Sonic и др. Изследователски доклад, SibNIINP. – Тюмен, 1985 г.
2. Изчисляване на запасите от нефт и разтворен газ на находището Каменное в Октябрски район на Тюменска област към 1 април 1990 г. Доклад за изследване, книга 2 - Баженовски хоризонт.
3. Предварително изчисляване на запасите от нефт и разтворен газ на находището Баженов (хоризонт Ю 0) на участъка на находището Болшой Салим в района на Нефтеюганск на Тюменска област към 1 януари 1985 г. I.I.Nesterov, B.N.Pyankov. ЗапСибНИГНИ. – Тюмен, 986, 1990.
4. ГариповО.М., Лукин А.Е. Постседиментационни трансформации и тяхната роля при образуването на нефтени находища. - Трудове на СИБНИНП - Тюмен, 1992. 5. Зубков М.Ю. Литоложки и петрофизични характеристики на баженовската и абалакската свита на Красноленинския свод. // Геология и геофизика, 1999.– № 12.
6. Методически указания за ГИС комплекса и хидродинамични изследвания на кладенци от формацията Баженов (книга 7). - М., 1999.
7. Изчисляване на запасите от нефт и разтворен газ въз основа на геоложкия и технологичен модел на Красноленинското находище на Ханти-Мансийския автономен окръг, Тюменска област (в рамките на лицензираната дейност на ТНК-Няган OJSC). Площад Ем-Еговская от 1 януари 2001 г. Площадь Каменная от 1 януари 2002 г. Дяконова Т. Ф. АД "CGE", Москва, 2003 г.
