Книги, научные публикации
3 ОБОБЩЕНИЕ ОПЫТА ПРИМЕНЕНИЯ КЛАССИФИКАЦИИ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА 3.1. ВЛИЯНИЕ ИЗМЕНЕНИЙ КЛАССИФИКАЦИЙ НА СТРУКТУРУ ПРОМЫШЛЕННЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ Период 30-хЦ70-х годов прошлого век а для нашей страны
был периодом создания и развития мощной сырьевой базы и бурного роста добычи нефти и газа. Благодаря открытию и освоению к рупнейших нефтегазоносных провинций Урало Поволж ья и Западной Сибири страна была выведена на пер вое место в мире по добыче нефти и газа.
За период с 1928 г. (год принятия первой к лассифик ации) до 1987 г. (достиж ение пик а в добыче нефти) объемные пок а затели отечественного нефтегазового производства выросли:
по эк сплуатационному и поиск ово-разведочному бурению в 112 раз (1928 г. - 362 тыс. м, 1987 г. - 40 600 тыс. м);
по добыче нефти в 54 раза (1928 г. - 11,5 млн т, 1987 г. - 624,3 млн т).
За этот ж е период было отк рыто 2027 нефтяных месторо ж дений (1928 г. - 322, 2000 г. - 2349) (рис. 3.1).
К оличественные успехи длительного (60-летнего) периода подъема отечественного нефтегазового производства бес спорны. Они являются результатом большого и постоянного внимания социалистическ ого государства к развитию нефте газового к омплек са, являющегося основой энергетик и и од ним из важ нейших народнохозяйственных к омплек сов. Объ ем разведанных запасов нефти в стране за период с 1922 г.
(год национализации нефтяной промышленности) до 1988 г.
(год достиж ения мак симума тек ущих разведанных запасов нефти) увеличился в 3500 раз.
В период беспрецедентной ак тивизации широк омас Рис. 3.1. Изменение остаточных запасов нефти к атегорий А + В + С1 (1) и числа отк рытых месторож дений (2) во времени (РСФСР) штабных геолого-поиск овых и разведочных работ в Урало Поволжье и особенно в Западной Сибири на фоне быстрого увеличения объема разведанных запасов нефти произошло заметное сниж ение их достоверности.
Чтобы оценить влияние изменений промышленных к ате горий, вносимых в к лассифик ации, проанализировали вели чину соотношения трех промышленных к атегорий в их сум ме. На основе данных государственного баланса запасов за год, начиная с 1958 г., получены данные в динамик е (табл. 3. и рис. 3.2). Структура промышленных запасов нефти за ана лизируемый период, судя по соотношению трех к атегорий А, В, С1, различающихся по степени изученности и достоверно сти, заметно ухудшилась. Доля суммы А+ В в сумме трех ка тегорий за это время уменьшилась в 2,5 раза (с 0,68 до 0,26).
Особенно резк о снизилась доля к атегории А - наиболее дос Таблица 3. Динамик а остаточных запасов нефти, % Годы Показатель 1958 1960 1966 1976 1986 1990 1996 Доля АВ от АВС1 67,8 69,6 63,4 34,5 27,3 27,7 27,1 26, Доля А от АВС1 36,9 32,2 25,4 9,7 9,5 9,8 8,7 8, Доля В от АВС1 30,9 37,4 38,0 24,8 17,8 17,9 18,4 17, Доля С1 от АВС1 32,2 30,4 36,6 65,5 72,7 72,3 72,9 73, Число месторо- 322 408 769 1011 1481 1762 2084 ж дений Рис. 3.2. Динамик а остаточных запасов нефти (РСФСР, РФ) товерной части запасов - с 0,37 до 0,09, т.е. в 4 раза. Доля к атегории В снизилась в 1,7 раза. В то ж е время доля наиме нее достоверной к атегории промышленных запасов - С1 вы росла в 2,3 раза с 0,32 до 0,74.
Таким образом, дост оверност ь промышленных запасов нефт и т рех кат егорий за анализируемый период сущест вен но снизилась. Особенно замет но (в 4 раза) снизилась доля до казанных запасов - кат егории А.
По мнению опытных прак тиков-геологоразведчик ов, ос новной причиной сниж ения достоверности запасов является ослабление внимания геологическ их служ б производствен ных геологоразведочных и добывающих предприятий к рабо те по учету запасов нефти, в том числе к переводу запасов из низших к атегорий в высшие, в условиях резк ого увеличе ния объема работ по решению прак тическ их задач, связан ных с поиск ами и разведк ой месторож дений в Западной Си бири.
В предыдущей главе отмечалось, что к лассифик ация 1960 г.
отменила дифференциацию запасов к атегории А на две под группы А1 и А2. В связи с этим исходный для анализа госба ланса 1959 г. знаменателен тем, что в нем последний раз представлена дифференциация к атегории А на две подгруп пы. По этим данным мож но судить о доле запасов А1 и А2. В сумме запасов А+ В+ С1 доля А1 равна 0,16, а А2 - 0,20. В госбалансе следующего 1960 года дифференциация к атегории А на две подгруппы уж е отсутствует.
Иск лючение необходимости представления детальной ха рак теристик и док азанной части запасов - к атегории А, яв ляющейся достоверной и надежной базой для текущего пла нирования добычи нефти, так ж е мож ет свидетельствовать о пренебреж ении док азательством достоверности запасов со стороны государственной струк туры, ответственной за сырье вую базу.
Так ое недальновидное отношение к достоверности сырье вой базы привело, в к онце к онцов, к известным серьезным ошибк ам в прогнозе добычи нефти в России в начале 90-х годов прошлого столетия.
3.2. О ПРАКТИКЕ УЧЕТА И ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ЗАПАСОВ НЕФТИ ПРОМЫШЛЕННЫХ КАТЕГОРИЙ Научными основами разработк и нефтяных месторож де ний, созданными и получившими развитие в нашей стране, предусмотрено, что к проек тированию системы и метода раз работк и нефтяной залеж и мож но приступить лишь при дос таточно высок ой степени ее изученности. На многопластовых месторож дениях это условие предъявляется к продуктивным базисным горизонтам.
В общем виде данное требование к степени изученности выраж ается в к лассифик ации запасов - основном офици альном док ументе, регламентирующем поиск ово-разведочный процесс через соотношение запасов нефти различных к ате горий.
В действующей к лассифик ации ресурсов и запасов нефтя ных месторож дений [28] зафик сирован отк аз от к атегории В и предусмотрена возмож ность частичного использования за пасов к атегории С2 при проек тировании разработк и. Разве данные месторож дения (залеж и) или части месторож дений считаются подготовленными к разработк е при условии, что утверж денные в ГК З СССР извлек аемые запасы нефти со ставляют не менее 80 % к атегории С1 и до 20 % категории С2.
Так ому условию долж но удовлетворять любое по размерам месторож дение (уник альное, к рупное, среднее или мелк ое) независимо от слож ности геологическ ого строения (простого, слож ного или очень слож ного).
Ослабляя требования к степени изученности в целях ус к орения промышленного освоения месторож дений (п. к лассифик ации 1983 г.), пренебрегли возмож ными издерж к а ми, к оторые могут иметь место в процессе освоения место рож дений, строительства нефтепромысловых объек тов и промышленных сооруж ений, эк сплуатационного разбурива ния и разработк и из-за недостаточной разведанности место рож дений.
М еж ду тем именно эти издерж к и, обусловленные сниж е нием требований к подготовленности месторож дений к раз работк е, проявились особенно остро в к онце 80-х годов после перевода нефтедобывающих предприятий на новые условия хозяйствования и хозрасчет в период, который совпал также с зак ономерным сниж ением эффек тивности поиск ово-разве дочных работ, связанным с высок ой степенью разведанности региона Западной Сибири.
Анализ развития нефтедобывающих предприятий Тюмен ск ой области (Главтюменнефтегаза) за 1980Ц1988 гг. пок азал, что нек оторые издерж к и в их деятельности связаны с низк им к ачеством разведк и месторож дений. Выявлены многочислен ные случаи существенного изменения геологическ их моделей залеж ей, построенных по результатам разведочных работ, т.е.
моделей, к оторые в соответствии с новыми требованиями считались подготовленными к разработк е [28].
Для проверк и достоверности принятой геологическ ой мо дели залеж и чаще всего сравнивают две величины запасов нефти: принятую для проек тирования и подсчитанную по данным, полученным при эк сплуатационном разбуривании и на первом этапе разработк и, после того к ак нак оплены доста точные для анализа данные. По Тюменской области для срав нительного анализа имеется информативный материал по 40 месторож дениям. Период сравнения (разработк и) охваты вает от 3 до 10 лет. Наиболее достоверны и пок азательны данные по месторождениям, прошедшим повторную апроба цию в ГК З СССР (например, Холмогорское, К арамовск ое, Яунлорск ое, Западно-Варьеганск ое, Толумск ое, Усть-Ба лыкское, Солкинское, Быстринское, Северо-Пок ачевск ое) (табл. 3.2).
По данным СибНИИНП на Суторминском месторож дении при пересчете запасов, проведенном спустя 6 лет после пер вого подсчета запасов нефти, установлено сок ращение балан совых запасов нефти промышленных к атегорий на 40 %. По Повховск ому месторож дению, по данным БашНИПИнефть, установлено сок ращение балансовых запасов на 35 %.
Таблица 3. Примеры изменения запасов при повторном утверж дении в ГК З СССР Год утверж дения запасов в Уменьшение ГК З СССР М есторож дение Пласт запасов, % Первичное Пересмотр Холмогорское БС11 1978 1988 13, Карамовское В целом 1982 1988 5, Яунлорское То ж е 1979 1988 27, Западно- л 1986 1988 62, Варьеганское По Пограничному месторож дению запасы нефти были ут верж дены в 1985 г. по результатам бурения 14 разведочных ск важ ин. В 1985Ц1988 гг. месторож дение разбурено основ ной сетк ой проек тного фонда ск важ ин. Установлено значи тельное сок ращение площади нефтеносности в восточной и юго-восточной частях месторож дения. За счет сокращения площади нефтеносности запасы нефти по пласту БС уменьшились на 25 %.
По результатам эк сплуатационного и разведочного буре ния запасы нефти Лас-Еганск ого месторож дения сок ратились по сравнению с утверж денными ГК З СССР на 37,4 %.
Установлено значительное уменьшение площади нефте носности по пластам 3, 1 Ай-Еганск ого;
БВ0, БВ1Ц2, БВ5, БВ6, БВ7, БВ8 Тюменск ого;
Ю Новомолодеж ного;
Ю Ершово 1 го;
БВ6 - БВ8 Северо-Поточного, АС10 - Северо-Алехинск ой площади Алехинск ого;
АС9 - Таняюнск ой площади Лянтор 2 ск ого, 11 - Южно-Ягунск ого;
11 - Друж ного месторо ж дений.
По результатам бурения 2030 эк сплуатационных ск важ ин на Талинск ом месторож дении в пределах разбуренных участ к ов по пластам ЮК и ЮК установлено сок ращение пло 10 щади нефтеносности соответственно на 4 и 14 % и эффек тивных нефтенасыщенных мощностей на 17 и 28 %, что при вело к уменьшению запасов нефти по пластам на 21 и 40 % соответственно.
Другая причина сок ращения запасов нефти - уменьше ние нефтенасыщенных объемов в результате выделения и расширения газовых шапок, так, по пласту АП6 Верхнепур пейск ого месторож дения запасы нефти сок ратились на 40 %.
Аналогичные уменьшения объемов нефтесодерж ащих пород произошли по залеж ам 1 Бахиловск ого и БВ7 Тагринского месторож дений.
Рассмотренные примеры уменьшения запасов по залеж ам являются частными случаями наблюдаемого на прак тик е об щего изменения представлений о строении залеж ей в про цессе доразведк и и эк сплуатационного бурения. Геологам разведчик ам хорошо известны фак ты приращения запасов нефти, увеличения (иногда значительного) первоначальной оценк и за счет увеличения ряда параметров (площади нефте носности, нефтенасыщенной толщины, к оэффициентов из влечения нефти и т.д.) в процессе эк сплуатационного буре ния и разработк и Самотлорск ого, Холмогорск ого, М ыхпай ск ого, Вать-Еганск ого, Вахск ого, Усть-Балыкского, Южно Сургутск ого и других месторож дений Западной Сибири.
Несмотря на то, что наблюдаются изменения, разные по знаку, тем не менее, не на приростах, а на списаниях фикси руют внимание специалисты нефтедобывающих предпри ятий. Это связано с тем, что, во-первых, случаи значительной недооценк и запасов нефти в границах первоначального под счета на прак тик е редк и. Чаще всего недооценк а запасов нефти не превышает 5Ц10 %, а эта величина не может суще ственно повлиять на величину годовых отборов нефти, опре деляющую мощности нефтепромысловых к оммуник аций. Во вторых, при проек тировании нефтепромысловых объек тов, к ак правило, предусматривается технологическ и обосно ванный резерв мощностей (до 30 % производительности) по внутрипромысловому транспорту и подготовк е нефти. Этот резерв вполне достаточен для приема и обработк и нек оторо го дополнительного объема нефти на ранее запроек тирован ных производственных мощностях. Но даж е в тех редк их случаях, когда прирост запасов достигает значительной вели чины, издерж к и этого фак та ограничиваются переработк ой проек тной док ументации на строительство с учетом дополни тельных объектов и уж совсем редко - проведением некото рых работ по рек онструк ции ранее запроек тированных сис тем обустройства.
М еж ду тем негативное последствие уменьшения первона чальной величины запасов залеж и (месторож дения) проявля ется в уменьшении самого важ ного пок азателя разработк и - проек тной (расчетной) добычи нефти. Так, по 19 месторож дениям Западной Сибири сниж ение расчетной добычи нефти на 1995 г. оценивается в 42,4 млн т (табл. 3.3).
К роме того, негативные последствия уменьшения запасов, особенно часто встречающегося случая сок ращения первона- Таблица 3. Сниж ение расчетных объемов добычи нефти из-за уменьшения запасов в сравнении с оценк ами 1986 г. (по данным СибНИИНП) Сниж ение расчетной Уменьшение объемов М есторож дения добычи нефти в 1995 г., запасов, % тыс. т Суторминское 40,1 Варьеганское 41,4 Бахиловск ое 74,2 Западно-Варьеганское 64,1 Тагринское 44,8 Ван-Еганск ое 25,8 Ершовое 39,7 Правдинское 20,4 Новогоднее 19,6 Холмогорское 23,3 Лас-Еганск ое 22,9 Николаевское 46,8 Кетовское 19,2 Сороминск ое 78,6 Среднебалыкское 20,8 Орехово-Ермаковское 14,6 Северо-Губк инск ое 58,9 Нивагальское 18,2 Русско-Реченск ое 100 В среднем 40,6 Всего 42 чальной площади нефтеносности, проявляются в неполном использовании к апитало- и трудоемк их нефтепромысловых сооруж ений. Так ие издерж к и в значительных размерах про явились в последние годы в Западной Сибири, которая отли чается от других нефтегазоносных регионов высок ими тем пами освоения новых месторож дений, большими объемами эк сплуатационного бурения и беспрецедентно широк им при менением многоствольного к устового бурения.
К рупномасштабные буровые работы с массовым использо ванием к устовых оснований обеспечиваются тщательной под готовительной работой, проводимой в значительном объеме и задолго до начала бурения первой ск важ ины к уста (отсыпк а к устовых оснований, подъездных путей, строительство линий элек тропередач, монтаж буровых). Для своевременного обес печения этих работ нефтепромысловые геологи вынуж дены определять местополож ение проек тных эк сплуатационных ск важин на залежах и участк ах, во многих случаях еще не завершенных разведк ой, а подготовленных по к атегории С2.
Естественно, нарушение нормального ритма работ, к огда ме стополож ение к аж дой новой эк сплуатационной ск важ ины определяется тольк о после завершения бурения соседних скважин, ведет во многих случаях к негативным последстви ям, примеры к оторых приведены в табл. 3.4.
Всего за три года (1986Ц1988 гг.) на разрабатываемых ме сторож дениях Тюменск ой области (Главтюменнефтегаз) в результате сок ращения площади нефтеносности отменено бурение 5877 ск важ ин, отпала необходимость использования 158 к устовых площадок, из к оторых 23 уж е были отсыпаны.
Из 455 эк сплуатационных ск важ ин, ок азавшихся в неблаго приятных геологическ их условиях, 106 лик видированы по геологическ им причинам. Суммарный экономическ ий ущерб составил более 28 млн руб. (табл. 3.5).
Таблица 3. Примеры негативных последствий сок ращения площади нефтеносности (по Главтюменнефтегазу) Сокращение Данные, под площади неф тверж дающие Негативные М есторож дение Пласт теносности в сокращение последствия пределах к ате площади горий В+ С1, % Восточно- 67 5 ск в. Отменено буре Сургутское ние 48 ск в., по строено 18 к м дороги, ЛЭП Пограничное БС11 19 9 ск в. Отсыпаны 3 ку стовые площад ки. Отменено бурение 80 ск в.
Лас-Еганск ое 26 20 ск в. по ГИС Отменено буре водонасыще ние 123 добы ны. Опробова вающих скв. по но 11 ск в.
пластам 1, АВ2 и БВ АВ2 61 За внешним контуром 90 ск в., опро бовано - БВ6 33 За контуром нефтеносности 18 ск в., опро бовано - Северо- БВ6 24 За контуром Поточное 18 ск в., опро бовано - 7, получена пла стовая вода БС8 28 За контуром 12 ск в., опро бовано - Продолжение т абл. 3. Сокращение площади неф- Данные, подтвер Негативные М есторож дение Пласт теносности в ж дающие сок раще последствия пределах к ате- ние площади горий В+ С1, % Южно-Ягун- 21 За к онтуром 30 ск в., ское (юж ное + испытано - основные зале жи) Друж ное 11 24 За контуром 30 ск в., испытано - Тюменское 49 За к онтуром 27 ск в. Отменено бурение 5 ск в.
БВ6 80 25 скв. То ж е БВ5 91 25 скв. 13 ск в.
БВ1Ц2 69 15 скв. То ж е БВ0 69 20 скв. 33 ск в.
БВ7 62 27 скв.
Ай-Еганск ое 36 Более 20 ск в.
1 30 13 скв.
Значительные по эк ономическ ому ущербу негативные по следствия при подготовк е запасов нефти в Западной Сибири обусловлены: высок ими и постоянно возрастающими темпа ми освоения ресурсов, к оторые не обеспечиваются сохране нием соответствующего к ачества работ;
наступлением перио да преимущественного освоения запасов нефти, приурочен ных к низк опродук тивным неоднородным к оллек торам тю менск ой свиты, ачимовск ой пачк и, газонефтяным залеж ам и другим слож нопостроенным объек там;
преобладанием в струк туре приращиваемых запасов небольших по размерам месторож дений нефти и газа, требующих большего удельно го объема разведочных работ;
исчерпанием возмож нос тей методическ их приемов поиск ов и разведк и, разработан ных для к рупных, относительно просто построенных объек тов.
В нек оторой степени сниж ение к ачества разведочных ра бот обусловлено ослаблением общих требований к степени изученности месторож дений, подготовляемых к разработк е.
Сниж ение достоверности баланса запасов нефти, от к оторой непосредственно зависит надеж ность планирования добычи Таблица 3. Неподтверж дение нефтеносности на землях производственных объединений (1Ц10) Главтюменнефтегаза в процессе эк сплуатационного разбуривания месторож дений, принятых от Главтюменгеологии (1986Ц1988 гг.) (по данным Главтюменнефтегаза) Показатели 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Всего Число отменен- - 2 - 4 1 - 8 5 - 3 ных отсыпан ных кустов Число отменен- 10 - 24 6 30 1 62 - Ц 25 ных проектных кустов Число отменен- 163 35 318 47 379 6 2171 252 1680 826 ных проектных скваж ин Число пробу- 9 8 - 4 - 3 20 15 282 114 ренных ск ва жин, попавших за контур неф теносности Ликвидировано 1 - 14 11 1 12 18 - 28 21 по геологиче ским причинам скваж ин:
со спуском - Ц - Ц - Ц - Ц - 5 эксплуата ционной колонны без спуск а 1 - 14 11 1 12 18 - 28 16 эксплуата ционной колонны нефти, не мож ет быть оправдано. Для предотвращения воз мож ного роста затрат и продолж ительности разведк и место рож дений при уж есточении требований к информативности поиск ово-разведочного процесса необходимо использовать полезный опыт методик и и техник и работ, нак опленный за прошедшие годы.
В частности целесообразно:
считать обязательным проведение на наиболее геологиче ск и слож ных объек тах детализационных сейсмическ их работ ЗД в тесном к омплексировании с разведочным бурением;
на слож нопостроенных месторож дениях (нефтегазовых, с нетрадиционными к оллек торами и др.) до утверж дения запа сов проводить опытно-промышленную эк сплуатацию для по лучения достоверной информации о рабочих дебитах нефти и газа, поведении их во времени, для изучения реж има разра ботки, возможных агентов для закачки в пласты, рациональ ной расстановк и ск важ ин и т.д.
3.3. СОДЕРЖАНИЕ И ДИНАМИКА ЗАПАСОВ КАТЕГОРИИ С Категория С2 в действующей к лассифик ации является к райне разнородной по содерж анию. В связи с тем, что в ней мож но обнаруж ить к ак элементы запасов, так и элементы ресурсов, анализ к атегории С2 представлен отдельно.
В соответствии с к лассифик ацией к к атегории С2 относят наименее изученные запасы залеж ей, наличие к оторых обос новано данными геологическ их и геофизическ их исследова ний в неразведанных пластах залеж и, примык ающих к участ к ам с запасами более высок их к атегорий, в промеж уточных и вышезалегающих неопробованных горизонтах разведанных месторож дений.
Состав этой к атегории запасов и ее объем претерпели из менения во времени (см. рис 2.1 или 3.1).
В прежних классификациях к категории С2 относили так называемые перспек тивные запасы по новым площадям. Не к оторые исследователи (Н.И. Буялов и др., 1961 г.) в к атего рию С2 вк лючали запасы всех подготовленных геофизиче ск ими методами струк тур. М.А. Ж данов (1962 г.) [19] считал, что перспек тивность площади и достоверность запасов к ате гории С2 определяются не подготовленностью струк туры гео физическ ими методами или струк турным бурением, а к ом плек сом геологическ их к ритериев, обосновывающих возмож ную ее нефтегазоносность. К к атегории С2 предлагалось от носить тольк о запасы по струк турам, выявленным в пределах установленных и изученных нефтегазоносных площадей, и по пластам, продуктивность которых уже доказана.
Из-за того, что используемые в нашей стране и за рубе ж ом к лассифик ации ресурсов и запасов углеводородов осно ваны на разных принципах [66, 70, 80, 81], их сопоставление может быть проведено очень условно даже по всей совокуп ности. Еще более неопределенным представляется выделение аналогов отдельных отечественных к атегорий ресурсов и за пасов в зарубежных классификациях (табл. 3.6). Ни один из исследователей, предпринимавших попытк и сопоставления, не выделил прямых аналогов запасов к атегории С2 [45, 70].
Так им образом, мож но считать, что предварительно оценен ные запасы - к атегория тольк о отечественной к лассифик а ции.
Значение предварительно оцененных запасов в современ ном понимании определяется тем, что находясь в общем ряду Таблица 3. Сопоставление к лассифик аций запасов и ресурсов нефти и газа Франция, Германия, Северная СССР СШ А, К анада, Саудовск ая Аравия Нидерлан- Африка ды Запасы Разведанные А Открытые Пок азанные Разбуренные, Измерен- Доказан- Доказан разрабатывае- ные ные ные мые В Неразрабаты- ваемые С1 Предполагае- Вероятные мые Вероятные Предварительно С2 Рассчитанные ?
оцененные Потенци- Перспективные С3 Возмож ные альные ресурсы Прогнозные Д1 Гипотетические ?
Д2 Умозрительные запасы - ресурсы на стык е промышленных запасов и пер спек тивных ресурсов, они согласно К лассифик ации долж ны быть основным резервом пополнения запасов А, В и С1. Важ ность и однозначность этого подчерк ивается тем, что ни один док умент не рассматривает возмож ность неподтверж дения какой-либо части запасов в процессе дальнейших разведоч ных работ. Вероятно, именно это обстоятельство - отсутст вие в официальных док ументах четк ого полож ения о воз мож ности неподтверж дения нек оторой части запасов и не к ондиционности другой - не в последнюю очередь послуж и ло основанием для широк ой, ведущейся много лет диск уссии по методическ им вопросам подтверж даемости запасов всех категорий, среди которых запасы категории С2 занимают ве дущее полож ение [22, 58].
Степень изученности запасов к атегории С2, определенная К лассифик ацией, долж на свидетельствовать о так ой досто верности объемов нефти в пласте, к оторая позволяет пере вести их из ресурсов (менее вероятных) в запасы, вероят ность к оторых достаточно высок а. Однак о в запасах к атего рия С2 занимает самую низшую ступень изученности и это определяет ее потенциальную динамичность (это запасы, к о торые еще нуж но изучить), подчерк ивает к оротк ий срок ее ж изни (на изучение к атегории уж е затрачены средства и время, и поэтому в сравнении с ресурсами требуется меньше усилий и времени, чтобы получить из них достоверные запа сы). Поэтому именно предварительно оцененные запасы ис пользуют для планирования геологоразведочных работ и оп ределения перспек тив разработк и месторож дений.
Таким образом, к атегория С2 предназначена быть пок аза телем возмож ного прироста запасов в тек ущий момент вре мени, определяющим наиболее в сравнении с ресурсами ве роятный, доступный и подготовленный к реализации резерв пополнения промышленных запасов. Теоретическ и в соответ ствии с К лассифик ацией предварительно оцененные запасы являются основным источник ом прироста запасов промыш ленных к атегорий. Однак о на прак тик е тольк о часть прироста промышленных запасов обеспечивает предварительно оце ненные запасы. Так, анализ динамик и прироста запасов по территории деятельности М инистерства нефтяной промыш ленности СССР за семь лет пок азал, что запасы промышлен ных к атегорий тольк о наполовину пополняются из к атегории С2 (табл. 3.7). Другая половина прироста образуется за счет ресурсов (С3, Д1 и Д2) и запасов, полученных в результате пе реоценк и в процессе разведочных работ и ревизии геолого Таблица 3. Динамик а прироста запасов (в %) по территории деятельности М иннефтепрома за 1981Ц1987 гг. (по В.В. Аленину) Источник и прироста 1981 г. 1982 г. 1983 г. 1984 г. 1985 г. 1986 г. 1987 г.
запасов К атегории:
запасов С2 35 40 49 54 62 67 ресурсов С3, Д1 и Д2 19 9 7 9 8 12 За счет ревизии геолого- 46 51 44 37 30 21 промысловых материалов промысловых материалов. За 1981Ц1987 гг. от 6 до 19 % при роста запасов промышленных к атегорий по территории дея тельности М инистерства нефтяной промышленности СССР составляли объемы нефти, к оторые из ресурсов к атегорий С3, Д1 переводились непосредственно в запасы, минуя к атего рию С2.
Еще более пок азательны данные по Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, к оторая, к ак известно, почти три десятилетия обеспечивала основные приросты запасов в нашей стране. По данным В.Ф. Ник онова (СибНИИНП) с 1961 по 1985 гг. из перспек тивных ресурсов С3 и прогнозных Д1 и Д2 непосредственно в промышленные к атегории В и С переходило от 46 до 70 %, в среднем 56 %. Так ой ск ачк ооб разный (без фик сации к атегории С2) перевод ресурсов в за пасы теоретическ и возмож ен или при наличии неучтенных ранее площадей, или при дефиците запасов С2.
Первая научно обоснованная оценк а начальных потенци альных ресурсов (НПР) всей перспек тивной территории Тю менск ой и Томск ой областей проведена в 1957 г. С тех пор неоднок ратно НПР переоценивались и к аж дый раз все пер спек тивные площади охватывались подсчетом. Для Западной Сибири харак терно непрерывное и быстрое пополнение ба ланса запасов нефти к атегории С2. Несмотря на то, что зна чительная часть поступивших на баланс запасов С2 переводи лась в промышленные к атегории В и С1 (46 % за 26 лет), а часть их (36 %) списывалась, объем предварительно оценен ных запасов с 1961 по 1987 г. вырос в десятк и раз. Причем величина этого остатка такова, что он почти в 15 раз превы шает годовой прирост промышленных запасов.
Так им образом, для Западной Сибири прирост промыш ленных запасов за счет перспек тивных и прогнозных ре сурсов не является результатом дефицита запасов к атего рии С2.
Обращает на себя внимание тот фак т, что в постоянно по полняющемся объеме запасов С2 Западной Сибири тольк о часть предварительно оцененных запасов является подвиж ной, убывающей в высшие к атегории, или списываемой к ак неподтвердившаяся.
Ежегодно поступающие на баланс свежие запасы к ате гории С2, так ж е как и ранее числящиеся, делятся на две час ти - активную и пассивную. За счет пассивной части и про исходит главным образом абсолютный рост остаточных запа сов к атегории С2.
Анализ струк туры запасов к атегории С2 пок азал, что в ба лансе нефтедобывающих предприятий Тюменск ой области более половины (62 %) составляли запасы, сосредоточенные в низк опроницаемых к оллек торах (проницаемость менее 0,05 мк м2). На Суторминск ом, М уравленк овск ом, К арамов ск ом и др. месторож дениях более 70 % запасов С2 содер ж атся в низк опроницаемых к оллек торах неок ома, перифе рийных участк ах разрабатываемых месторож дений с мало мощными нефтенасыщенными пластами, водонефтяными, нефтегазовыми и газоводонефтяными зонами. Прак тическ и все запасы к атегории С2 в юрск их и ачимовск их отлож ениях месторож дений Среднего Приобья сосредоточены в низк о проницаемых к оллек торах с низк одебитными приток ами нефти.
При постоянном росте предварительно оцененных запасов прирост запасов промышленных к атегорий за счет перспек тивных ресурсов, на первый взгляд, к аж ется незак ономер ным процессом. М еж ду тем перевод с перепрыгиванием че рез ступеньк у без фиксации запасов С2 находит свое логи ческ ое объяснение, если проанализировать процесс форми рования плана геологоразведочных работ и выбора очередно сти бурения ск важ ин. На прак тик е при планировании геолого-поиск овых и разведочных работ предпочтение отдают тем доступным для производства площадям и участк ам, с к о торыми связывают возможность подготовки более эффектив ных запасов, имеющих большую промышленную ценность, независимо от к атегорийности. В то ж е время участк и и объ екты с большей степенью изученности (С2), но имеющие по данным ГИС низк ую продук тивность, оставляют про запас и не вк лючают в план работ тек ущего года. Иногда так ие объек ты долго не попадают в планы разведочных работ, осо бенно, к огда вновь поступающие на баланс запасы более эф фек тивны, чем имеющиеся. Вместо освоения малоэффек тив ных запасов выходят с бурением в зоны повышенного риск а с прогнозными ресурсами, еще не подготовленными до сте пени изученности к атегории С2.
Попытк и дифференцировать объек ты по их вероятной промышленной ценности, к онечно, предпринимаются и на ранних этапах поиск ово-разведочных работ, но тольк о по данным ГИС (к атегории С2) создается реальная возмож ность отбрак овк и объек тов и их частей от малоценных и нек онди ционных запасов. В первую очередь так ая отбрак овк а воз мож на для неразведанных горизонтов залеж ей, примык аю щих к участк ам с запасами более высок их к атегорий (проме ж уточные и вышезалегающие пласты разведанных месторо ж дений).
По данным изучения наиболее достоверных запасов про мышленных к атегорий месторож дений Западной Сибири продук тивность (дебит) ск важ ин в пределах даж е одной за лежи может меняться на несколько порядков - от сотен к и лограммов до десятк ов и сотен тонн в сутк и. Соответственно и промышленная ценность отк рытых залеж ей меняется в широк ом диапазоне - от высок оценных и высок орентабель ных до низк оценных, малорентабельных и нерентабельных.
В отечественной прак тик е анализа движ ения запасов ши рок ое распространение получила харак теристик а их под тверж даемости (к оэффициент подтверж даемости).
Понятие подтверж даемость относилось вначале к оценк е достоверности запасов определенной группы за конк ретный временной отрезок, затем многие исследователи стали ис пользовать его к ак дополнительный параметр, харак тери зующий к оличественно обоснованность той или другой к ате гории запасов. Предлож ены разные методическ ие приемы оценк и этого параметра, используя к оторые мож но получить величины подтверж даемости, существенно отличающиеся меж ду собою. Несмотря на отсутствие общепринятого мето дическ ого приема, величина подтверж даемости является важ ным интегральным параметром, отраж ающим определен ную к ачественную харак теристик у запасов и особенности геологическ ого строения того или иного к омплек са пород.
Проиллюстрируем это полож ение на примере Западной Си бири. Исследователи, анализировавшие динамик у запасов нефти к атегории С2, несмотря на подчас существенное раз личие методическ их приемов, отмечают значительную разни цу в величине подтверждаемости по разным продук тивным нефтегазоносным к омплек сам (НГК ). По данным В.Ф. Ник о нова, наиболее полно изучившего динамик у запасов нефти к атегории С2 по Тюменск ой области, подтверж даемость запа Таблица 3. К оэффициенты подтверж даемости запасов К оэффициенты подтверж даемости Индек с нефтегазонос ного комплекса Абсолютная величина Относительная величина А 0,45 1, В 0,41 0, Ю 0,40 0, Ач 0,29 0, В целом по Тюменской 0,44 1, области сов в четырех основных НГК в целом за 1961Ц1986 гг. соста вила 0,44. Разница между НГК с минимальной подтверждае мостью (ачимовск ая пачк а) и с мак симальной (А) оценивает ся в 1,55 (табл. 3.8).
Анализируя фак тическ ие данные о подтверж даемости за пасов к атегории С2 различных НГК и продук тивных толщ, мож но прийти к выводу о том, что чем лучше к оллек торск ие свойства, выше геологическ ая однородность, выше продук тивность и средний дебит, тем выше подтверждаемость запа сов данного комплекса при переходе их в высшие категории.
И наоборот, чем ниж е харак теристик а фильтрационно емкостных свойств (Ф ЕС) и ниж е продук тивность пластов, тем ниж е подтверж даемость запасов так ого НГК. Очевидно, это связано с тем, что продук тивные пласты с низк ими Ф ЕС отличаются большей неоднородностью, резк ой изменчиво стью геологическ их параметров. Полная к артина этой измен чивости не проявляется при редкой сети поисковых и разве дочных ск важ ин и, естественно, не мож ет быть учтена на стадии изученности запасов к атегории С2. Тем не менее, при определении параметров в первую очередь нефтенасыщен ной мощности и площади нефтеносности ориентируются, к ак правило, на удачные продук тивные ск важ ины, иск лючая при подсчете средних величин данные по ск важ инам сухим, малодебитным, зак онтурным и т.д. В результате для слож но неоднородных, изменчивых, прерывистых пластов с низк ими Ф ЕС ресурсы и запасы объек тивно оцениваются более опти мистично, чем реальные объемы. При последующем их изу чении бурением разведочных и эк сплуатационных ск важ ин геологическ ие модели строятся на более достоверной инфор мации, выявляющей зоны отсутствия и замещения к оллек то ров, низк ой проницаемости, разрыва полей нефтеносности и т.д. Вследствие этого часть предполагаемых ресурсов и запа сов не подтверж дается.
Продук тивные пласты с лучшей характеристик ой Ф ЕС, к ак правило, более однородны, выдерж аны по площади и их параметры достаточно полно выявляются при редк ой сети разведочных ск важ ин по данным ГИС. Неудивительно, что при уплотнении сети разведочных скважин по мере увеличе ния объема информации средние параметры так их пластов меняются незначительно, а оценк а запасов при переводе их в высшие к атегории очень близк а к первоначальной.
Из этого вытек ает методическ ий вывод о том, что уж е при оценк е запасов к атегории С2 продук тивных пластов и НГК, имеющих различные геолого-физическ ие и фильтрационно емк остные свойства, долж ен быть применен дифференциро ванный подход.
Естественно, наиболее правильным было бы усилить тре бования к объему геолого-физическ ой информации в зави симости от харак теристик и объек тов. Очевидно, что измен чивые, неоднородные продук тивные пласты и НГК с относи тельно низк ими ФЕС требуют сравнительно большего объема достоверной информации (более плотной сети разведочных ск важ ин) для обоснования подсчетных параметров, чем про дук тивные пласты и НГК с лучшими ФЕС. Однак о требова ние повысить объем информации (увеличить плотность раз ведочных скважин) на низкопродуктивные пласты вступает в противоречие с эк ономическ ими к ритериями оценк и эффек тивности разведочных работ. Поэтому с целью достоверной оценк и запасов низк опродук тивных пластов на стадии изу ченности к атегории С2 можно было бы предложить следую щие методическ ие приемы:
1. Использование ниж них пределов параметров, обосно ванность к оторых недостаточна.
2. Ориентация преимущественно на параметры подсчета, достоверность к оторых не вызывает сомнения, т.е. главным образом на параметры, полученные путем прямых инстру ментальных замеров.
3. Использование эмпирическ их пониж ающих к оэффици ентов, установленных по результатам анализа динамик и запа сов продук тивных толщ и НГК - аналогов подсчетного объ ек та.
4. Применение неск ольк их методов подсчета запасов.
К роме традиционного объемного метода полезно использо вать методы вероятностные, статистическ ие, материального баланса.
Несмотря на то, что для получения исходной информации в этих случаях потребуется проведение опытно-промыш ленной эк сплуатации, соответствующие затраты и время, це лесообразность так их работ очевидна, особенно при предпо лож ительно значительных объемах запасов.
Другой методическ ий вывод, вытек ающий из фак та непод тверж даемости запасов, зак лючается в следующем. Запасы того или другого объек та следует оценивать не только кате горией, пок азывающей степень ее изученности, но и пара метром их промышленной значимости (продук тивность, од нородность, ФЕС и т.д.). Особенно это было бы полезно при планировании разведочных работ и прироста запасов. М ож но ожидать, что дифференциация запасов с учетом их ФЕС бу дет способствовать повышению эффек тивности разведочных работ. На прак тик е, после установления предварительно оце ненных запасов по данным ГИС разведочные работы, естест венно, проводят преимущественно на участк ах, с к оторыми связывают вероятность получения большего прироста и более продук тивных пластов (если, к онечно, эти участк и соответст вующим образом опоиск ованы и нет других препятствий для работ). Разведку малопродуктивных зон откладывают на дол гие годы. Геологическ ие служ бы к омпаний не ск лонны идти на пополнение баланса малорентабельными запасами.
Доразведку низкоэффективных запасов эксплуатационны ми ск важ инами до сих пор считали позитивной, так к ак, во первых, появляется возможность разведочный метраж напра вить по своему прямому назначению - на доразведку све ж их запасов, а во-вторых, существенно уменьшить расходы на бурение за счет более дешевого эк сплуатационного буре ния. Однак о отвлечение части эк сплуатационного метраж а на доразведку не мож ет не сказаться на выполнении прямого назначения новых эк сплуатационных ск важ ин - обеспечи вать текущую (годовую) добычу нефти. Учитывая значитель ные масштабы так ого использования эк сплуатационного мет раж а, мож но полагать, что и тек ущие потери в добыче нефти будут немалыми. К сож алению, систематизированных стати стическ их данных, харак теризующих так ие потери, нет. До сих пор раздельный учет прибыли и убытк ов, так ж е к ак и сравнительный анализ не проводился. Имеются тольк о дан ные по величине еж егодного прироста запасов, к оторый до последнего времени ск ладывали с приростом, получаемым за счет разведочного бурения. Из полученной суммы определяли эффек тивность разведк и (в т/ м, руб/ м, тыс. т/ ск в).
Вполне очевидно, что переход на новые эк ономическ ие условия требует точного учета поэлементных затрат и ре зультата работ. М ож но ож идать, что, подсчитав издерж к и прироста запасов нефти за счет эксплуатационных скважин, многие предприятия отк аж утся от так ой прак тик и.
В советск ое время предприятия долж ны были согласно плановым заданиям по переводу запасов разбуривать прак ти ческ и тольк о площадь нефтеносности к атегории С2 незави симо от промышленной значимости объек тов. В результате большая часть метраж а шла не на прирост ак тивных запа сов, а на перевод малорентабельных запасов из к атегории С2 в С1.
При выполнении планов, основанных на учете суммарного объема запасов к атегории С2, прак тик овалось использование метраж а для разбуривания зон независимо от их продук тив ности. Наряду с высок опродуктивными зонами разбурива лись и низкопродуктивные зоны с малорентабельными запа сами, харак теризующиеся и большей степенью риск а непод тверж дения. Естественный результат этого, - с одной сторо ны, пополнение неак тивной части запасов промышленных к атегорий, массовый ввод в разработк у к оторых предусмат ривается тольк о в будущем, а с другой стороны, - списание с баланса значительных объемов С2.
Так, по данным В.Ф. Ник онова, в Тюменск ой области за 1961Ц1985 гг. из всего объема перебывавших в к атегории С запасов на к аж дую тонну, переведенную в к атегорию С1, приходилось 1,3 т списанных запасов. К онечно, само по себе повышение достоверности баланса запасов - полож ительное явление, если бы оно не осуществлялось за счет дорогостоя щего бурения, к оторое могло быть направлено на пополнение баланса свеж ими высок опродук тивными запасами. Ок оло 46 % объема геологоразведочных работ за этот период мож но было бы ск онцентрировать на прямом приросте и пополне нии баланса ак тивными запасами, если бы разведк а велась на дифференцированные по промышленной значимости запасы к атегории С2, а прирост планировался бы из суммарных объ емов предварительно оцененных запасов.
В новых эк ономическ их условиях, дифференциация запа сов С2 по их промышленной значимости, продук тивности с учетом ее при планировании и в ходе геологоразведочных работ позволит нефтяным к омпаниям установить целесооб разную и разумную очередность разведк и площадей с запа сами к атегории С2. Представляется, что, в к онечном счете, удастся сэк ономить немалое к оличество ск важ ин, к оторые раньше нуж но было обязательно (для выполнения плана) пробурить в зоне повышенного риска на низк орентабельные запасы. Оценки показывают, что если решительно отказаться от бурения ск важ ин на промышленно низк означимые запасы НГК, то в Западной Сибири удалось бы вдвое повысить эф фек тивность разведочных работ.
С целью более обоснованного планирования прироста за пасов промышленных к атегорий на базе запасов к атегорий С2 мож но предлож ить следующее:
1. К началу планируемого периода проводить анализ ре зультатов разведочных работ, полученных за предшествую щий период, выявлять и иск лючать из баланса неподтвер дившиеся запасы.
2. Дифференцировать реальную часть запасов С2 на осно ве детальной струк туры и техник о-эк ономическ их пок азате лей их разведк и и разработк и.
В итоге полезно выделить, к ак минимум, две основные группы запасов - эффек тивную и малоэффек тивную. К эф фек тивным [70] относятся запасы месторож дений и залеж ей с нормальной вязк остной харак теристик ой (до 30 мПас), со средоточенные в пластах с относительно высок ими к оллек торск ими свойствами (проницаемость более 0,05 мк м2), на глубинах до 3,5 к м с нормальной геологическ ой средой в рай онах с развитой инфраструк турой (с устойчивыми дебитами ск важ ин более 20 т/ сут). М алоэффек тивные - это запасы и ресурсы с высок ой вязк остью (более 30 мПас), в пластах с низк ими к оллек торск ими свойствами (проницаемость менее 0,05 мк м2). К ак правило, начальные дебиты ск важ ин не пре вышают 10 т/ сут. К малоэффек тивным относят так ж е запасы подгазовых залеж ей и водонефтяных зон с малой нефтена сыщенной мощностью. Возмож но, малоэффек тивные запасы и ресурсы нефти целесообразно подразделить на группы с учетом условий их разведк и и разработк и [70, 81].
В итоге ресурсы и запасы необходимо объединить в груп пы, провести ранж ирование этих групп в соответствии с их геолого-эк ономическ ой оценк ой и условиями их освоения.
Результат ранж ирования долж ен стать основой планирования прироста запасов. Так, на ближ айшую перспек тиву (на год) базой планируемого прироста долж на быть тольк о группа, занимающая первое место (или первые места) в ранговой к лассифик ации. На более длительный период (пятилетк а, или 15 лет) потребуется использовать объем запасов неск оль к их первых групп или всю сумму ресурсов и запасов.
3.4. ОСОБЕННОСТИ ВЫДЕЛЕНИЯ КАТЕГОРИИ С2 В ГЛУБОКОПОГРУЖЕННЫХ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖАХ МАССИВНОГО ТИПА На прак тик е встречены случаи необходимости выделения предварительно оцененных запасов (к атегории С2) в глубок о погруж енных залеж ах массивного типа с высок им этаж ом нефтеносности. В этих случаях затруднения возник ают в свя зи с тем, что инструк цией по применению к лассифик ации [24] предусматривается выделение запасов к атегории С2 иск лючительно по горизонтальной составляющей по площа ди, по напластованию, в промеж уточных и вышезалегающих пластах. Между тем в массивных глубокопогруженных зале ж ах для решения задачи продолж ения разведк и требуется оценк а запасов в подстилающих, ниж них частях залеж и. Рас смотрим так ие случаи на примере двух уник альных месторо ж дений: Тенгиз (Республик а К азахстан) и Белый Тигр (Рес публик а Вьетнам).
3.4.1. НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ ТЕНГИЗ Нефтяное месторож дение Тенгиз - к рупнейшее в рес публик е К азахстан по размерам и запасам относится к су пергигантам. Располож ено оно в пределах К аратон-Тенгиз ск ого поднятия Прик аспийск ой впадины. Отк рыто в 1979 г., а введено в разработк у в 1992 г.
М есторож дение приурочено к к рупной эрозионно-тек то ническ ой струк туре к оробчатой формы с к рутыми к рыльями и широким пластовым сводом. Нефтеносность связана с от лож ениями средне-ниж нек аменно-угольного и девонск ого возраста (рис. 3.3).
Глубина к ровли в своде 3867 м. ВНК условно принят на отметк е - 5415 м. Залеж ь - массивного типа высотой 1548 м.
Разрез продук тивной толщи слож ен преимущественно обло мочными, органогенно обломочными известняк ами и доломи тизированными мергелями. К оллек торы трещинные, к авер ново-трещинные, порово-трещинные. Отк рытая пористость 0,1Ц24 %, проницаемость 1Ц30 мк м2, к оэффициент нефтена сыщенности 0,82. Начальный газовый фак тор 487 м3/ т. На чальный дебит нефти 500 т/ с при 10-мм штуцере. Начальное пластовое давление 84,24 М Па, температура 105 С. Плот ность нефти 789 к г/ м3. Нефть сернистая, парафинистая, ма Рис. 3.3. Схема выделения к атегорий запасов на месторож дении Тенгиз лосмолистая. Растворенный в нефти газ содерж ит до 18Ц 19 % сероводорода и диок сид.
В процессе разведк и бурением более 25 глубок их ск важ ин к началу 1988 г. нефтеносность была установлена до глубины 5400 м. (Всего к началу 1991 г. были пробурены 41 разведоч ная и 17 эк сплуатационных ск важ ин.) Бурение ск важ ин на большую глубину ослож нялось наличием аномально-высок их пластовых давлений и агрессивной среды в пластовых ус ловиях, чреватыми аварийностью ск важ ин с тяж елыми по следствиями для техническ ого персонала и нарушениями эк ологии. Несмотря на установление этаж а нефтеносности, превышающего 1,5 к м, ВНК вск рыт не был.
Необычайно слож ные горно-геологическ ие условия разре за: наличие в разрезе мощных соленосных толщ, АВПД в подсолевом к омплек се, высок ое содерж ание в пластовых флюидах сероводорода и углек ислого газа - препятствовали завершению разведк и и определению ниж ней замык ающей границы залеж и. Из-за этого задерж ивалась достоверная оценк а запасов и оценк а добычного потенциала месторож дения.
Для предварительных оценок запасов нефти месторож де ния использовали условные ниж ние границы залеж и, соот ветствующие тек ущей степени разведанности. Центральная К омиссия по запасам М иннефтепрома триж ды рассматривала результаты разведк и Тенгизск ого месторож дения, последова тельно увеличивая величину промышленных запасов по мере увеличения глубины и интервала разреза, освещенного опро бованием. К аж дый раз ниж е границы (плоск ости), условно принимаемой при подсчете нефтенасыщенного объема по к атегории С1, оценивали запасы к атегории С2 и С3. К началу 1988 г. извлек аемые запасы нефти оценили по к атегории С 571 млн т, по С2Ц733 млн т, по к атегории С3Ц144 млн т (см.
рис. 3.3).
Таким образом, Цент ральная К омиссия по запасам Мини ст ерст ва нефт яной промышленност и СССР, от вет ст венная за разведку мест орождения, несмот ря на от сут ст вие в Классификации запасов и инст рукции по ее применению ука заний по выделению запасов кат егории С2 и С3 в нижележа щих част ях массивных залежей, правомерно счит ала необхо димым провест и оценки возможных объемов нефт енасыщен ных пород.
Проведенная оценк а способствовала дальнейшему успеш ному продолжению разведочных работ. Были найдены новые техническ ие решения, обеспечившие безаварийную провод к у и завершение опробования и испытание ск важ ин. Разве дочные работы, продолж енные на Тенгизск ом месторож де нии, подтвердили предварительную оценку запасов, позволи ли установить его огромные размеры и значительные запасы углеводородного сырья.
3.4.2. ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ В ФУНДАМЕНТЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР (ВЬЕТНАМ) К рупная нетрадиционная залеж ь нефти в фундаменте ме сторож дения Белый Тигр (Вьетнам) является уник альной по многим параметрам. Особенности ее геологическ ого строения и свойств к оллек торов детально рассмотрены в работах Е.Г. Арешева, Ч.Л. Донга, В.П. Гаврилова, Н.Ч. Тина, Ч.В. Хоя, Ф.Д. Хая, А.Н. Гриценк о, А.В. Борисова, В.В. Поспелова, О.А. Шнипа и других исследователей, много лет посвятивших изучению этого уник ального природного объек та [4, 5, 9, 18, 33].
Залеж ь нефти располож енного на шельфе Вьетнама ме сторож дения Белый Тигр (ЗФ БТ), содерж ащая основные за пасы месторож дения и обеспечивающая 95 % добычи нефти СП Вьетсовпетро, приурочена к к рупному высок оампли тудному выступу гранитоидов. Выступ облек ают осадочные отлож ения олигоцена, а глинисто-аргиллитовые отлож ения верхнего олигоцена служ ат изолирующей пок рышк ой для залеж ей фундамента и ниж него олигоцена. М орфологически выступ, описываемый к ак трехсводовая горст-антик линаль, простирается в северо-восточном направлении на расстояние свыше 28 к м при ширине 5Ц7 км. Западный склон выступа ослож нен серией высок оамплитудных взбросов (надвигов).
По данным сейсморазведк и 3-Д плоск ости надвигов погру ж аются в юго-восточном направлении и имеют выпуклую форму.
Из 104 эк сплуатационных ск важ ин к середине 2001 г. ото брано более 88 млн т нефти. Средний тек ущий дебит нефти действующих 72 ск важ ин - 480 м3/ сут, средняя обводнен ность - 5 %. Через 26 нагнетательных ск важ ин зак ачивается морск ая вода для поддерж ания пластового давления со сред ней приемистостью 2400 м3/ с.
На месторож дении пробурено 204 ск важ ины. Породы фундамента вск рыты в 118 ск важ инах в интервале отметок минус 3000 - минус 5000 м. До абсолютной отметк и минус 4450 м породы фундамента вск рыты в 43 ск важ инах и в 12 на отметк ах, близких к ней. В 9 ск важ инах бурение зак ончено на отметк ах ниж е минус 4650 м, а в 6 - близк их к ней.
На месторож дении выполнены сейсморазведочные работы 2-Д и 3-Д, ВСП (22 ск важ ины). Проведен значительный объем лабораторных и нефтепромысловых исследований (гидроди намическ их, поток ометрии, термометрии, зак ачк а индик ато ров, промыслово-геофизическ их - FMI, FMS, ARI, TV, PLT, MPLT).
На основании данных бурения, эк сплуатации ск важ ин и проведенного к омплек са исследований составлены в целом обоснованные общие представления о геологическ ом строе нии нетрадиционного объек та разработк и.
Несмотря на значительный объем геолого-физическ ой ин формации, проведенный к омплек с гидродинамическ их иссле дований и тринадцатилетний срок эк сплуатации, ряд важ ных особенностей геологическ ого строения остаются недостаточ но изученными. Среди них: типы фильтрационно-емк остных свойств пород, обоснованность подсчетных параметров к оллек торов, полож ение и к онфигурация замык ающей сни- зу границы нефтяной залеж и и нек оторые другие. Из-за этого, в частности, до сих пор не удается с необходимой точ ностью подсчитать геологическ ие и извлек аемые запасы нефти.
Уник альность высок опродук тивной и к рупной по запасам нефти залежи зак лючается в приуроченности ее к гранито идным породам фундамента, к оторые по традиционным пред ставлениям лишены к оллек торов, способных содерж ать и от давать промышленно значимые объемы нефти. По слож ив шимся представлениям большинства исследователей емк о стью, в к оторой зак лючена и фильтруется нефть, является пустотное пространство, образованное преимущественно трещинами и к авернами. Имеется представление о наличии в гранитоидах других типов к оллек торов - порового, трещин но-порового, к аверно-порового, вторично-порового.
Расхож дения в представлениях исследователей о харак те ре емк ости и типе к оллек тора связаны с различием в исход ных данных и методик е выделения к оллек торов. Одни иссле дователи базируются на данных промыслово-геофизическ их исследований, методическ ие основы к оторых разработаны для традиционных пористых терригенных и пористо-кавер нозно-трещиноватых к арбонатных к оллек торов. Другие - на результатах лабораторного исследования к ерна, не харак те ризующего фильтрационно-емк остные свойства резервуара в целом, из-за того, что:
вынос к ерна составляет менее 1 % от проходк и отбора;
к ерн харак теризует наиболее плотную часть породы;
лучшие по фильтрационно-емкостным свойствам интерва лы продук тивного разреза не освещены к ерном.
По мнению В.А. Кошляка и Х.В. Куи [33] пустотное про странство фундамента месторож дения Белый Тигр представ лено блок овой, трещинной и к авернозно-трещинной типами пустотности.
Породы с блоковым типом пустотности харак теризуются низк ими значениями пористости и проницаемости и относят ся при подсчете запасов к нек оллек торам, хотя рядом иссле дователей не исключается возможность их участия в форми ровании определенной доли полезной емк ости в массиве по род. Из пород, обладающих блок овой пустотностью, промыш ленных приток ов нефти получено не было, все промышлен ные приток и нефти получены из зон с к оллек торами трещинного и к авернозно-трещинного типов. По этой причи не область развития к оллек торов трещинного и кавернозно трещинного типов в теле выступа фундамента мож но считать к арк асом нефтенасыщенного, отдающего нефть резервуара.
По данным А.В. Борисова и Чана Ван Хоя [9] ни в одной из скваж ин, пробуренных до официально принятого замка струк туры минус 4450 м не было получено достоверных дан ных о наличии пластовой воды, хотя на соседних месторож дениях (Ю го-Восточный Драк он, Заря и др.) все массивные залеж и в фундаменте подстилаются водой. При испытании интервалов, располож енных ниж е отметк и минус 4450 м в ряде ск важ ин месторож дения Белый Тигр были получены приток и нефти, другие ок азались сухими. Это мож ет ук а зывать либо на то, что в условиях Белого Тигра нижним ог раничением резервуара является граница развития трещин ных и к авернозно-трещинных к оллек торов, либо на то, что замок струк туры, определенный по материалам сейсмораз ведки ЗД, находится глубже официально принятой в настоя щее время абсолютной отметк и и водонефтяной к онтак т не был подсечен бурением.
По исследованиям Ю.И. Демушк ина (1997 г.) к онтак т нефть - вода должен находиться в интервале абсолют ных отметок минус 4830 - минус 4850 м. Из 126 ск важ ин, вск рывших фундамент, тольк о четыре достигли ук азанных отметок (458, 459, 484 и 905). Ниж няя граница поглощения при бурении (прямой признак наличия к оллек торов) в ск ва ж ине 458 зафик сирована на абсолютной отметк е минус 4741 м, в ск важ ине 459 - на минус 4861 м, в ск важ ине 484 - на минус 4888 м. В ск важ ине 905, пробуренной в 1992 г., данные о наличии поглощений отсутствуют. Однак о по к аро таж у к оллек торы были выделены в разрезе до отметк и минус 4736 м. При освоении был получен приток нефти с неболь шим дебитом.
Работы по подсчету запасов нефти в фундаменте специа листами совместного предприятия Вьетсовпетро проводятся с 1991 г. Для подсчета был выбран объемный метод подсчета запасов и общие методическ ие приемы, рек омендованные российск ой К лассифик ацией запасов и ресурсов и соответст вующей Инструк цией по ее применению [24, 28].
Однак о специфическ ие особенности строения залеж и дик товали необходимость внесения в традиционные приемы су щественных небесспорных поправок. Так, при разделении запасов нефти по к атегорийности для массивной залежи в фундаменте потребовалось сформулировать принципы выде ления к атегорий запасов по вертик альной составляющей в отличие от традиционно используемой в российск ой прак ти ке - площадной. Пользуясь аналогами в российск ой К лас сифик ации [24, 28], сформулированы следующие принципы выделения ниж них границ к атегорий запасов (верхняя гра ница залеж и, фик сируемая к ровлей фундамента, четк о и однозначно определяется геолого-физическ ими данными):
ниж няя граница к атегории В определялась по к аж дой к он к ретной ск важ ине по самой ниж ней точк е док азанной при точности по термометрии и (или) профилю приток а;
ниж няя граница к атегории С1 определялась для к аж дого разбуренного ск важ инами участк а по ниж ней (мак симально глубок ой) отметк е док азанной приточности;
ниж няя граница к атегории С2 принята по нижним точкам вероятного наличия к оллекторов.
На рис. 3.4 представлена схема выделения к атегорий запа сов по Фунг Дак Хаю. К ак видно из этой схемы, нижняя гра ница к атегории С2, замык ающая снизу весь объем объек та подсчета запасов, представляет собою ступенчатую линию.
Следовательно, объек том подсчета запасов нефти в фунда менте является не залеж ь к ак единое геологическ и замк нутое тело с определенными установленными границами, а сово к упность подсчетных блок ов, выделенных и ок онтуренных по признак у к атегорийности запасов. В обоснование ниж ней замык ающей границы в свою очередь полож ена общая пред посылк а сниж ения вероятности наличия к оллек торов. Осно ванием для ее возник новения явилась установленная в ин тервале глубин 3050Ц4050 м зависимость уменьшения числа Рис. 3.4. Схема выделения к атегорий запасов залежи нефти в фундаменте месторож дения Белого Тигра по Ф унг Дак Хаю промышленных приток ов с глубиной. На основании этой об щей предпосылк и для к аж дого подсчетного блок а установле на своя глубина нулевой вероятности промышленного прито к а, к оторая, в к онечном счете, и принята в к ачестве ниж ней границы подсчета запасов.
М етодическ ий подход, использованный при определении подсчетного объема путем обоснования к атегорийности запа сов, привел к следующим последствиям:
1. К отказу от традиционных, логически предшествующих любому подсчету запасов выбору и обоснованию к онечных границ и к онечного объема подсчетного объек та, соответст вующих док азанным или предполагаемым геологическ и объ яснимым границам природной ловушк и. В результате подсчет запасов выполнен не для всего объема предполагаемой зале ж и, а тольк о для ее части, промышленная нефтеносность к о торой подтверж дена промышленными приток ами. По суще ству, правомерно считать, что подсчитанные запасы охваты вают объемы залеж и, изученные в соответствии с россий ск ой К лассифик ацией по к атегориям В+ С1.
2. К ослаблению внимания к принципиально важному во просу изучения и объяснения ниж ней замык ающей границы залежи в фундаменте. Очевидно, что в соответствии с обще известными фак тами мировой прак тик и ниж ней границей залеж ей подобного типа долж на быть поверхность водонеф тяного к онтак та. Вполне вероятно, что зерк ало воды залегает ниже глубин, достигнутых к настоящему времени бурением.
(Самая глубок ая ск важ ина 905 достигла абсолютной отметк и минус 5013 м.) Соответственно и отметк а замк а струк туры, условно принятая сейчас на отметк е минус 4450 м, будет ни ж е. В связи с этим соображ ением было бы целесообразно для определения суммарного потенциала углеводородов залеж и предварительно оценить вероятные запасы, зак люченные в объеме пород меж ду ниж ней границей к атегории С1 и пред полагаемой границей ВНК.
3. К малоинформативной оценк е запасов к атегории С вследствие того, что во-первых, выполненная оценк а не от раж ает полного потенциала требующих предварительной оценк и запасов (что является приоритетной задачей так ой оценк и), а во-вторых, не является побудительной и привлек а тельной для проведения работ по переводу этих запасов в высшие к атегории из-за их заведомо низк ой продук тивности и мак симальной глубины залегания.
Не случайно, что среди специалистов СП Вьетсовпетро ск ладывается негативное отношение к достоверности и целе сообразности выделения предварительно оцененных запасов.
Это проявляется в том, что для харак теристик и запасов зале ж и в фундаменте при решении прак тическ их геолого промысловых задач пользуются лишь запасами категорий В+ С1. Одновременно проводится работа по переоценк е (главным образом списанию) запасов к атегории С2. К началу 2000 г. доля к атегории С2 в сумме запасов по сравнению с 1991 г. уменьшилась с 24 до 10 %, а в абсолютном исчислении объем запасов С2 уменьшился в 3,2 раза.
В связи с выявившимися на прак тик е затруднениями при выделении и обосновании предварительно оцененных запа сов в залеж и массивного типа в фундаменте месторож дения Белый Тигр полезно обратится к К лассифик ации запасов и ресурсов и Инструк ции по ее применению [24, 28] - основ ным док ументам, к оторые долж ны были быть полож ены в основание выполненной работы.
В соответствии с Инструк цией [24] запасы к атегории С выделяются на неразведанных частях залеж и, примыкающих к участ кам с запасами более высок их к атегорий в промежу т очных и вышезалегающих неопробованных пласт ах разве данных месторож денийЕ (п. 4.1.4 Инструк ции). Если к этому добавить определения слов участ ок и пласт из словаря Русск ого язык а1, то станет ясно, что российск ая К лассифик а ция и Инструк ция рассматривают иск лючительно случаи вы деления к атегорий запасов по площади, по напластованию, по горизонтальной составляющей. Упоминаются лишь вск ользь промеж уточные и вышезалегающие пласты. Но нигде нет оп ределения относительно нижезалегающих неизученных час тей залеж и, подст илающих, примыкающих снизу к хорошо изученным частям залеж ей. Разделение запасов по к атегори ям в вертик альном измерении в единой залеж и российск ой К лассифик ацией не предусмотрено.
Из этого можно сделать вывод, что объем запасов нефт и в фундамент е мест орождения Белый Тигр, от носимый к ка т егории С2, залегающий ниже запасов с уст ановленной неф т еносност ью, не соот вет ст вует понят ию предварит ельно оцененные по Российской К лассификации запасов нефт и [28].
Выше отмечалось, что значение предварительно оценен ных запасов определяется тем, что находясь в общем ряду запасы - ресурсы на стыке промышленных запасов и пер спек тивных ресурсов, они являются основным резервом по полнения запасов к атегорий А1, В1, С1. В нашем случае, как пок азал анализ за прошедший период со времени постановк и запасов на учет, запасы к атегории С2 не были источник ом пополнения запасов высок их к атегорий.
Прогноз на обозримую перспективу также свидетельству ет о бесперспек тивности возмож ного прироста запасов высо к их к атегорий из объемов, числящихся сейчас в к атегории С2, из-за низк ой вероятности получения приток ов нефти из ниж ней части фундамента, вскрытого бурением ск важ ин.
Этот вывод сделан специалистами СП Вьетсовпетро на ос новании обобщения информации по бурению и испытанию значительного числа глубок их ск важ ин, вск рывших геологи ческ ий разрез ниж е принятой условной границы нефтенос ности (рис. 3.5). Несмотря на наличие к оллек торов, установ ленных по данным ГИС, и признак ов нефтеносности в ниж ней части разреза фундамента, промышленных приток ов нефти получить не удалось. Существует неск ольк о возмож Участ ок - отдельная часть земельной площади. Словарь Русского язы к а, т. IV, с. 542. М.: Изд-во Русск ий язык, 1984.
Пласт - горизонт альный слой осадочной породы. Словарь Русского язык а, т. III, с. 133. М.: Изд-во Русск ий язык, 1984.
Пласт - геологическ ое тело, имеющее плоскую форму, при которой его мощность во много раз меньше размеров площади его распространения.
Геологическ ий словарь, т. 2, с. 95. М.: Недра, 1978.
Рис. 3.5. Схема вск рытия фундамента месторож дения Белый Тигр ных причин отсутствия приток а, к оторые требуют дополни тельных исследований и анализа. Однак о фак т отсутствия приток а при применяемой на месторож дении технологии вск рытия и испытания является общепризнанным.
Признание бесперспек тивности перевода запасов С2 в вы сок ие к атегории не иск лючает необходимости серьезного изучения возмож ной нефтеносности интервала разреза от условной принятой сейчас границы нефтеносности до веро ятной поверхности водонефтяного контак та. Однак о в соот ветствии с российск ой К лассифик ацией возмож ные перспек тивы нефтеносности в данной ситуации следует отнести к ресурсам, а не запасам. Для изучения этого прак тическ и и теоретическ и важ ного вопроса, сулящего новую перспек тиву для месторож дения, потребуются специальные дорогостоя щие исследования, вк лючая бурение глубок их (сверхглубо к их) ск важ ин по специальной к онструк ции.