Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Геологическая основа оценки нефтегазоносности 10
1.1 .Физико-географические условия 10
1.2. Геолого-геофизическая изученность 15
1.3. Особенности литолого-стратиграфического разреза .20
1 АТектоническое строение 38
1.5.Типизация ловушек 45
1 .б.Гидрогеологические показатели нефтегазоносности 47
Глава 2. Нефтегазовый потенциал района исследований 56
2.1. Нефтегазогеологическое районирование 56
2.2. Ресурсная база . 57
2.3. Геохимия нефти и газа . . 69
2.4. Характеристика месторождений 74
2.4.1. Газоконденсатные месторождения 75
2.4.2.Месторождения нефти 82
Глава 3. Геолого-экономическая оценка условий освоения перспективных объектов зоны Восточно-Колвинского разлома 99
3.1. Проектирование технологических показателей 99
3.2. Основные экономические положения 101
3.3. Исходные данные для гео лого-экономических расчетов 104
3.4. Основные проектные решения и результаты оценки .105
Глава 4. Прогноз нефтегазоносности локальных объектов 130
4.1. Восточно - Возейская зона нефтегазонакопления 130
4.2. Кэйньюско - Быстринская зона нефтегазонакопления 140
4.3. Среднехатаяхско - Веякская зона нефтегазонакопления 144
Заключение . 148
Список литературы 151
- Особенности литолого-стратиграфического разреза
- Газоконденсатные месторождения
- Проектирование технологических показателей
Введение к работе
Зоны сочленения крупных структур, приуроченные к региональным разломам -глубинным и глубокого заложения, отличаются не только сложным геологическим строением, но и высокими перспективами нефтегазоносности на территории Восточно-Европейской и других древних платформ.
Как правило, залежи нефти и газа открываются в них по прошествии ряда лет после выявления первых залежей углеводородов в традиционных ловушках, которые достаточно уверенно картируются сейсмическими методами.
В зонах пограничных структур преобладают ловушки сложного строения с тектоническим, литологическим и стратиграфическим экранированием продуктивных горизонтов, что затрудняет их выявление и подготовку к бурению стандартными геофизическими методами.
В ряде случаев открытие залежей УВ происходит в зонах сочленения при разбуривании крупных ловушек, расположенных на некотором расстоянии от зоны глубинного разлома.
Так, в частности, было открыто крупное Верхневозейское месторождение в зоне сочленения Колвинского мегавала и Хорейверской впадины, ряд месторождений нефти в зонах региональных разломов - Речицко-Вишанского в Припятской впадине, Калининградского в Балтийской синеклизе, северной прибортовой зоне Днепровско-Донецкой впадины и др.
Актуальность темы. Рассматриваемая в диссертации зона сочленения Колвинского мегавала и Хорейверской впадины, протягивающаяся вдоль глубинного Восточно-Колвинского разлома, в настоящее время является одним из наиболее перспективных районов в пределах Тимано-Лечорской нефтегазоносной провинции (ТПП). Здесь уже открыт целый ряд нефтяных месторождений, приуроченных преимущественно к карбонатному ордовикско-нижнедевонскому нефтегазоносному комплексу и ряд локальных объектов в пределах зон нефтегазонакопления, являющихся первоочередными для постановки геологоразведочных работ (ГРР).
Известно, что территория Колвинского мегавала и прилегающих структур западного борта Хорейверской впадины является одной из наиболее изученных геофизическими методами и бурением в ТПП, обладающей и наибольшей в провинции плотностью запасов и ресурсов углеводородного сырья. Крупные нефтяные месторождения Колвинского мегавала (Усинское, Возейское, Харьягинское), наряду с прилегающим к востоку Верхневозейским, по-прежнему дают в настоящее время до 70% всей добычи нефти в ТПП.
Однако первые два из них разрабатываются уже более 25 лет и находятся в состоянии падающей добычи, что делает необходимым прирост запасов нефти за счет открытия новых месторождений и восполнения ресурсной базы.
Рассматриваемые в работе перспективные структуры, протягивающиеся вдоль Восточно-Колвинского разлома, представляют собой, как правило, небольшие - до 10-30 км2 объекты, связанные со сложными комбинированными (литологически и тектонически экранированными) ловушками, с которыми, как свидетельствует практика геологоразведочных работ, связан дальнейший прирост запасов углеводородного сырья.
Эти структуры расположены в районе с хорошо развитой инфраструктурой, вблизи разрабатываемых месторождений и, как показывает в том числе и настоящая работа, являются рентабельными для освоения.
Их поиск и разведка требуют новых технологических и методологических решений, всесторонней геолого-экономической аргументации выбора первоочередных объектов с целью их скорейшего освоения. Именно этим и определяется актуальность выполненной работы.
Цель работы. Прогнозирование перспективных объектов в зоне сочленения Колвинского мегавала и Хореиверской впадины вдоль Восточно-Колвинского разлома и оценка их нефтегазоносности.
Основные задачи.
1. Выделение зон нефтегазонакопления и уточнение ресурсов углеводородного сырья в пределах исследуемой территории;
2. Обоснование гидрогеологических показателей условий нефтегазоносности зоны сочленения Колвинского мегавала и Хореиверской впадины;
3. Характеристика геолого-геохимических и промысловых параметров типичных месторождений нефти и газа района исследований, оценка запасов;
4. Разработка системной методологии геолого-экономической оценки эффективности освоения локальных поисковых объектов зоны сочленения;
5. Выбор первоочередных объектов освоения зоны сочленения и сопредельных территорий Хореиверской впадины вдоль Восточно-Колвинского разлома.
Научная новизна
1. Предложен рациональный комплекс исследований сложнопостроенных объектов зоны сочленения крупных мобильных и стабильных геоблоков, применение которого позволило уточнить и выделить зоны
нефтегазонакопления и дать прогноз нефтегазоносное™ перспективных локальных структур.
2. Выработаны газогидрогеохимические критерии оценки условий нефтегазоносности локальных объектов исследуемой территории, обоснованы перспективы освоения гидроминерального сырья.
3. Разработана системная методология геолого-экономической оценки, с помощью которой показана эффективность ввода в разработку локальных объектов.
Практическая значимость. Выполненный всесторонний геологический анализ, с учетом геолого-экономической оценки и методологии определения эффективности ввода в разработку оцененных структур, позволил составить и научно обосновать программу геологоразведочных работ в пределах исследуемой территории.
Основные защищаемые положения.
1. Наиболее предпочтительными объектами освоения являются структуры с комбинированным типом ловушек, приуроченные к зонам нефтегазонакопления, расположенным вдоль Восточно-Колвинского глубинного разлома - Восточно Возейской, Кэйньюско-Быстринской, Усинской, Возейской, Мастерьельской, Инзырейской.
Резервуарами для углеводородов являются органогенные постройки типа биостромов в отложениях верхнеордовикско-нижнедевонского нефтегазоносного комплекса, в первую очередь, в отложениях нижнего силура (западный борт Хорейверской впадины). Резервуары установлены также в терригенном среднедевонско-нижнефранском, верхнедевонском и верхневизейско-нижнепермском биогенно-карбонатных комплексах.
2. Благоприятные условия нефтегазоносности по гидрогеологическим данным существуют в отложениях ордовикско-нижнедевонского, верхнефранско-турнейского и визеиско-артинского водоносных комплексов. С этими же комплексами связаны основные перспективы освоения гидроминерального сырья.
3. Выбор первоочередных объектов освоения углеводородного сырья, осуществленный на базе геолого-экономической оценки, позволил рекомендовать следующие из них: Восточно-Возейская зона нефтегазоносности (ЗНГН), Кэйньюско-Быстринская ЗНГН и Среднехатаяхско-Веякская ЗНГН.
Апробация работы.
Основные положения диссертационной работы неоднократно обсуждались на конференциях во ВНИГРЙ, ИГиРГИ, институте геологии Коми НЦ УрО РАН, опубликованы в четырех статьях и ряде отчетов.
Фактический материал.
Диссертация построена на результатах многолетних исследований автора. Собраны и обобщены многочисленные материалы по исследуемой территории и прилегающим районам, с использованием данных геофизических исследований и глубокого бурения, научным исследованиям и аналитическим работам, проводимым в разное время ВНИГРИ, ИГиРГИ, 1111 «Ухтанефтегазгеология», ТП НИЦ, Коми НЦ УрО РАН и др.
Структура работы
Диссертационная работа общим объемом 155 страниц состоит из общей характеристики, 4 глав, заключения, содержит 28 рисунков, 10 таблиц, список использованной литературы из 71 наименования. Выполнена под руководством доктора гео лого-минералогических наук, профессора В.Н.Макаревича, которому автор выражает самую искреннюю признательность за постоянную помощь, внимание и поддержку в процессе выполнения работы. Автор также признателен сотрудникам ВНИГРИ И.М.Гильдеевой, Г.А.Григорьеву, Ю.И.Зытнеру, А.А.Отмасу и коллегам из ИГи РГИ за высказанные ими практические замечания и советы, которые несомненно привели к улучшению качества работы и позволили избежать возможных неточностей.
Особенности литолого-стратиграфического разреза
В осадочном чехле региона выделяются два крупных комплекса: катаплатформенный (промежуточный), представленный образованиями рифейского возраста, и ортоплатформенный, сложенный отложениями палеозоя, мезозоя и антропогена. Геологические разрезы центральной части Хорейверской впадины, южной части НАО, сейсмологический разрез района Сынатыских структур и геолого-геофизический разрез по региональному опорному профилю ГСЗ Мезень -Нарьян-Мар - Воркута представлены соответственно на рисунках 1.2. - 1.5.
Катаплатформенный (промежуточный) комплекс
Рифейские образования комплекса слагают породы разнопогруженных блоков Колвинского мегавала и Большеземельского свода. Рифейские отложения вскрыты, в частности, Баганской скв.№1, где они представлены слабо метаморфизованными кварц-карбонат-хлорсерицитовыми сланцами. На всей остальной территории развиты, по всей видимости, различные глинисто-слюдистые и углеродистые сланцы с прослоями кварцитов. По данным ГСЗ, проведенного в 1988-90 годах, с горизонтом VII, прослеживающимся внутри рифейского комплекса может быть связано распространение метаморфизованных карбонатных пород.
Мощность комплекса по совокупности геофизических данных оценивается в пределах южной части Печоро-Колвинского авлакогена в 6-8 км, на Болынеземельском своде в 2-4 км.
Ортоплатформенный комплекс
Возрастной диапазон платформенных отложений, залегающих на размытой поверхности рифейского комплекса, очень широк: от среднего кембрия-нижнего ордовика до нижнего мела и антропогена. Представление об их составе и внутреннем строении получены по данным буровых работ и результатам сейсмических исследований МОГТ с использованием сейсмофациального анализа.
Разрезы платформенного чехла Печоро-Колвинского авлакогена и южной части Болыпеземельского свода, входящих в состав изучаемой территории, имеют определенные отличия. Это связано с различной историей тектонического развития этих крупных структур региона, особенно на ранних его стадиях.
Мощность платформенных образований от 4.0-5.5 км на Болыпеземельском своде и его склонах до 8.0 км в наиболее погруженных частях Печоро-Колвинского авлакогена.
Среднекембрийско-нижнеордовикские отложения.
В основании платформенного чехла вскрыта вулканогенно-осадочная толща, представленная чередованием алевросланцев, песчаников и туффитов с межпластовыми телами липарит-дацитовых порфиров и фельзитов (Возей). Толща перекрыта красноцветными конгломератами, содержащими обломки подстилающих эффузивов. Мощность всей этой части разреза, в настоящее время уверенно датируемой как средний кембрий- ранний ордовик (тремадок), достигает 470 м.
В скважине № 1-Баганская, находящейся в присводовой части Болыпеземельского свода, в основании платформенного чехла вскрыты ритмично чередующиеся темно-бурые песчаники с прослоями конгломератов в подошве, алевролиты и аргиллиты, которые с некоторой долей условности датируются как раннеордовикские. Мощность их первые десятки метров.
Развитие вулканогенно-осадочных образований, синхронных среднему кембрию-раннему ордовику, судя по данным МОГТ, можно ожидать в погруженных блоках южной части Печоро-Колвинского авлакогена и на склоне Болыпеземельского свода - в погруженных частях Сынянырдского прогиба, где их мощность может возрастать до 200-500 м.
Ордовикская система - О
В составе ордовикских отложений, залегающих со стратиграфическим перерывом на среднекембрийско-нижнеордовикской толще, по палеонтологическим данным выделяются средний и верхний отделы, которые в свою очередь подразделяются на местные горизонты и свиты.
Средний ордовик представлен карбонатными породами: известняками, мергелями и вторичными доломитами с прослоями песчаников в нижней части разреза. Отложения, залегающие с угловым и стратиграфическим несогласием на породах рифея и среднего кембрия - нижнего ордовика, распространены в пределах погруженных блоков Печоро-Колвинского авлакогена. Мощность их до 600 м.
В пределах Болыпеземельского свода средний ордовик, в объеме карадокского яруса, представлен маломакарихинской свитой, сложенной преимущественно вторичными доломитами, содержащими тонкие прослои песчаников и аргиллитов в нижней части. Мощность свиты до 180 м.
В зоне сочленения Печоро-Колвинского авлакогена (Колвинского мегавала) открытые в последнее десятилетие месторождения содержат залежи нефти преимущественно в верхнеордовикско-нижнедевонском карбонатном комплексе (отложения нижнего силура).
Наиболее полно изучены эти отложения на Верхневозейском разрабатываемом месторождении, поэтому их характеристика дается по данным, полученным при исследовании силурийских отложений этого комплекса (А.В. Мартынов, Н.Д. Танинская, В.А. Жемчугова) /11, 40, 41, 61-64 и др./. Другие подразделения осадочного чехла изучены в рассматриваемом районе менее детально, они характеризуются в работе не столь подробно.
Верхнеордовикские и силурийские отложения повсеместно распространены на территории ТПП, в том числе и в пределах Хорейверской впадины, в западной прибортовой зоне которой находится Верхне-Возейская площадь. Верхний отдел Ашгильский ярус
Нижняя часть яруса, толщиной от 40 до 64 м, сложена однородными осадками открытого шельфа, отвечающими начально трансгрессивной фазе цикла. Это, в основном, доломиты темно- и светло-серые, мелко-горизонтально- и волнисто-слоистые, плитчатые, неравномерно глинистые, тонко-мелкозернистые и сгустково-комковатые с редкими перекристаллизованными органическими остатками остракод и брахиопод, с тонкими прослоями черного аргиллита. Доломиты местами пористые (5% и более), участками слабо окремненные (1-2%), с мелкозернистым пиритом (1-2%) и с редкими минеральными трещинами, выполненными мелкозернистым доломитом.
Нижняя свита толщиной от 16 м до 31 м представлена трансгрессивными темно-серыми доломитами мелко-средне- и среднемелкозернистыми, глинистыми (5-10%), трещиноватыми, слабо пористыми (до 1,5%) крупно- и мелкогоризонтально-слоистыми, реже массивными, с детритом гастропод и брахиопод, с кавернами и линзами, выполненными крупнозернистым прозрачным доломитом, реже флюоритом (1%). В породах отмечается стилолитизация, рассеянный мелкозернистый пирит (2-3%) и темно-коричневый битум (5%), выполняющий поры доломитизации-перекристаллизации.
Вышележащие отложения толщиной от 93 м до 119 м, перекрывающие нижнюю свиту, по литологическому составу, четко подразделяются на две части. Нижняя охарактеризована керном и представлена темно-серыми доломитами от тонко-мелкозернистых до средне-мелкозернистых тонко-горизонтально- и линзовидно-слоистыми, реже обломочными (конгломерато-брекчий), плитчатыми с тонкими прослоями темно-цветных аргиллитов, трещиноватых, неравномерно глинистых (5-10%) с темно-коричневым битумом (5-7%), с пиритом (1-2%), с органическими остатками крупных криноидей и их детрита (до 10-20%), сложенных крупно-среднезернистым доломитом. Реже в доломитах отмечаются остатки остракод и табулят, также сложенные доломитом.
Газоконденсатные месторождения
Ярейюское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в ПО км к востоку-северо-востоку от г. Нарьян-Мара на юге Ярейюского НГР.
По запасам Ярейюское месторождение относится к категории средних. Текущие извлекаемые запасы свободного газа составляют по кат. АВСі 9,595 млрд.м , по Сг - 12,854 млрд.м , газовые шапки соответственно - 19,787 млрд.м и 0,249 млрд.м , в сумме соответственно - 29,382 и 13,103 млрд.м . Всего в Гос. балансе учтены запасы 9 залежей свободного газа и газа газовых шапок, связанных с отложениями от ассельско-сакмарского до нижнетриасового возраста в интервале глубин от 2028 до 1429 м. Основные запасы связаны с газами газовых шапок различных пластов артинского возраста - 19,499 млрд.м (66,4% от всех запасов месторождения). Открыты залежи в разное время - с 1973 по 1996 гг. Месторождение подготовлено для промышленного освоения.
Залежь Ti-2 имеет запасы по кат. АВСі 0,841 млрд.м , по кат. Сг - 0,366 млрд.м3. Залежь газоконденсатная, пластовая, сводовая, литологически ограниченная, высотой 82,2 м, расположена на глубине 1429-1484 м. Ловушка -структурно-литологическая, высотой 108 м, коэффициент заполнения - 76%. Коллектор - поровый, представлен песчаниками зеленовато-серыми, мелкозернистыми с прослоями глин красно-бурых, средней проницаемостью по залежи - 157,5 (по керну 260,88 мДарси, по гидродинамике - 54,0 мДарси). Покрышка - красно-бурые, аргиллитоподобные, плотные глины чаркобожской свиты мощностью 70-75 м. Площадь газоносности - 14925 тыс. м2, газонасыщенная толщина - 3,2 м, открытая пористость - 0,28, плотность газа по воздуху равна 0,630, текущее пластовое давление - 13,5 мПа, текущее содержание стабильного конденсата - 37,8 г/м3. При глубине замера (привел.) 1410 м пластовое давление составило 13,5 мПа, пластовая температура - 31 С.
Залежь Ті-1 имеет запасы по кат. АВСі 4,631 млрд.м3, по кат. Сг - 9,284 млрд.м3. Расположена на глубине 1499-1581 м. Площадь газоносности - 30275 тыс. м2, газонасыщенная толщина - 7,0 м, открытая пористость - 0,27, плотность газа по воздуху равна 0,630, текущее пластовое давление - 13,5 мПа, пластовая температура -31С. Состав газа залежей триасовых отложений характеризуется содержаниями азота - 4,4-12,5%, является низкогелиеносным - 0,01-0,019% с содержаниями гомологов метана от 4 до 20,55%, углекислый газ и сероводород не обнаружены.
Залежь Р2-8 имеет запасы свободного газа по кат. ABC і 2,588 млрд.м3, по кат. Сг - 1,762 млрд.м . Залежь газоконденсатная, пластовая, литологически ограниченная, высотой 61,8 м, расположена на глубине 1539-1601 м. Ловушка -структурно-литологическая, высотой 118, коэффициент заполнения - 52%. Коллектор - поровый, представлен песчаниками зеленовато-серыми, мелкозернистыми, горизонтально-слоистыми с прослоями серых глин, средней проницаемостью по залежи - 35,8 (по керну 59,6 мДарси). Покрышка - серые, темно-серые, аргиллитоподобные, плотные глины уфимского возраста мощностью 15-40 м. Площадь газоносности - 20275 тыс.м , газонасыщенная толщина - 6,0 м, открытая пористость - 0,24, газонасыщенность - 0,4, плотность газа по воздуху равна 0,66, текущее пластовое давление - 14,4 мПа, текущее содержание стабильного конденсата - 37,8 г/м . При глубине замера (привед.) 1530 м пластовое давление составило 14,3 мПа, пластовая температура- 30С.
Залежь 2-6 имеет запасы свободного газа по кат. ABC] - 0,424 млрд.м3, по кат. Сг - 0,997 млрд.м3. Залежь газоконденсатная, пластовая, литологически ограниченная, высотой 27,3 м, расположена на глубине 1610-1664 м. Ловушка -структурно-литологическая, высотой 106, коэффициент заполнения - 26%. Коллектор - поровый, представлен песчаниками зеленовато-серыми, мелкозернистыми, с обугленными детритом, с единично определенной по гидродинамике проницаемостью 5,2 мДарси. Покрышка - аргиллиты уфимского возраста, темно-серые, плитчатые с прослоями глинистых алевролитов мощностью 10-50 м. Площадь газоносности - 9750 тыс.м , газонасыщенная толщина - 2,3 м, открытая пористость - 0,21, газонасыщенность - 0,49, текущее пластовое давление -14,85 мПа, текущее содержание стабильного конденсата - 37,8 г/м3. При глубине замера (привед.) 1600 м пластовое давление составило 14,8 мПа, пластовая температура 35,5 С.
Залежь Р2-5 имеет запасы свободного газа по кат. ABC] - 0,816 млрд.м3, по кат. Сг - 0,445 млрд.м3. Залежь газоконденсатная, пластовая, сводовая, литологически ограниченная, высотой 47,3 м, расположена на глубине 1637-1684 м. Ловушка - структурно-литологическая, высотой 60, коэффициент заполнения - 79%). Коллектор - поровый, представлен песчаниками серыми, зеленовато-серыми, среднезернистыми, массивными, с включениями гальки, с единично определенной по гидродинамике проницаемостью 182 мДарси. Покрышка - аргиллиты уфимского возраста, темно-серые до черных, плитчатые, углистые мощностью 15-50 м. Площадь газоносности - 3650 тыс.м2, газонасыщенная толщина - 2,3 м, открытая пористость - 0,21, газонасыщенность - 0,56, текущее пластовое давление - 15,6 мПа, плотность газа по воздуху - 0,69, текущее содержание стабильного конденсата -37,8г/м . При глубине замера 1630 м пластовое давление составило 15,6 мПа, пластовая температура - 39С.
Залежь Р2-4а имеет запасы свободного газа по кат. ABQ - 0,925 млрд.м3. Залежь газоконденсатная, пластовая, сводовая, литологически ограниченная, высотой 22,9 м, расположена на глубине 1700-1718 м. Ловушка - структурно-литологическая, высотой 97 м, коэффициент заполнения - 24%. Коллектор -поровый, представлен песчаниками зеленовато-серыми, мелкозернистыми, полимиктовыми, неяснослоистыми, с проницаемостью по керну 10,3, по гидродинамике (1 определение) - 30 мДарси. Покрышка - неравномерно переслаивающиеся аргиллиты и глинистые алевролиты уфимского возраста, мощностью 20-60 м. Площадь газоносности -11550 тыс.м2, газонасыщенная толщина - 3,6 м, открытая пористость - 0,13, газонасыщенность - 0,52, текущее пластовое давление - 16,35 мПа, плотность газа по воздуху - 0,65, текущее содержание стабильного конденсата - 37,8 г/м . При глубине замера 1690 м пластовое давление составило 16,3 мПа, пластовая температура - 40С.
Состав газа по всем верхнепермским залежам следующий (%): метан - около 90, тяжелые УВ - 3,2-4,9, азот - 4,4-6,8, гелий - 0,016-0,019, сероводород - не обнаружен, углекислота - до 0,056.
Как мы уже указывали выше, основные запасы месторождения приходятся на газы газовых шапок артинского возраста. Залежь Plar-ll имеет запасы свободного газа по кат. ABQ - 8,913 млрд.м и по кат. Сг - 0,249 млрд.м , расположена на глубине 1941-2003 м. Площадь газоносности - 78750 тыс.м2, газонасыщенная толщина - 5,8 м, открытая пористость - 0,13, газонасыщенность - 0,6 текущее пластовое давление - 20,6 мПа, плотность газа по воздуху - 0,603, текущее содержание стабильного конденсата - 48 г/м .
Залежь Plar-I имеет запасы свободного газа по кат. АВСі - 10,586 млрд.м . Залежи газоконденсатно-нефтяные, 2-х пластовые, сводовые, литологически ограниченные, расположены на глубине 1977-2026 м. Ловушка - структурная, куполовидная, высотой до 200 м. Коллектор - поровый, трещинно-поровый, представлен известняками органогенно-детритовыми, микро-мелкозернистыми с примесью терригенного и кремнистого материала, со средней проницаемостью для газа - 6,85мДарси. Покрышка - глинисто-алевритовая пачка кунгурского и артинского ярусов, мощностью 25-50 м. Площадь газоносности - 78475 тыс.м2, газонасыщенная толщина - 7,6 м, открытая пористость - 0,12, газонасыщенность -0,69.При глубине замера 1966 м пластовое давление составило 21,1 мПа, пластовая температура - 51 С. Состав газа следующий (%): метан - около 90, тяжелые УВ -3,2-4,9, азот - 4,5-7,0, гелий - 0,016-0,019.
Проектирование технологических показателей
Методически геолого-экономическая оценка ресурсов нефти, связанных с объектами резервного фонда, существенно отличается от оценки прогнозных ресурсов. При проектировании этапа освоения она больше отвечает оценке месторождения, находящегося на стадиях опоискования или начала разведки, поскольку в отличие от прогнозных ресурсов перспективные являются локализованными, т.е. приуроченными к вполне определенному геологическому объекту с присущими ему характеристиками / 3, 6, 16, 22, 24, 27, 28, 33, 34, 42, 43, 47, 54, 55, 57, 59, 67, 69 и др./.
Оценка затрат на геологоразведочный этап, при известных нормативах и реальных показателях, достигнутых предприятиями работающими в регионе, не вызывает больших трудностей. Наиболее сложные и трудоемкие задачи - оценка капитальных затрат на освоение, оценка текущих эксплуатационных расходов, построение кривой отбора нефти и газа, оценка затрат на создание инфраструктуры и транспортировку.
В качестве теоретической основы метода используются зависимости по характеру обводнения, полученные во ВНИИ им. академика А.П.Крылова для разных режимов залежей, свойств коллекторов (пористости, проницаемости), свойств нефтей (плотность, вязкость, содержание парафина и т.д.), установленные как для реально эксплуатируемых объектов, так и экспериментальным путем.
Продолжительность проекта определялась исходя из условия полноценного извлечения нефти из недр (достижение проектируемого коэффициента нефтеотдачи), либо ограничивалась моментом достижения минимального уровня текущей добычи, компенсирующего текущие эксплуатационные расходы, налоги и отчисления. В большинстве проектов продолжительность была определена по второму критерию. Принятый коэффициент извлечения нефти по месторождениям - аналогам при проектировании, в целом, за редким исключением, не достигался (по всем объектам с положительными экономическими оценками отклонение составило 10-15%).
Описанный подход формирования технологических показателей разработки на этапах предварительной оценки объектов резервного фонда или опоискования месторождений (без проекта разработки или технологической схемы) реализован в компьютерной технологии и является одним из блоков системы оценки инвестиционных проектов. Он опробован при выполнении геолого-экономический оценки конкретных локальных объектов резервного фонда Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (в т.ч. на территории Республики Коми - в южной части Колвинского мегавала и Ижма-Печорской впадины) /1, 43/.
Основные решения при выполнении оценки сводились к следующему:
Промысловое обустройство и инженерное обеспечение объектов разработки. Оценка добывных возможностей объектов разработки проведена в соответствии с методикой, изложенной выше.
Внутрипромысловые коммуникации и нефтепромысловые объекты проектируется создавать на всех объектах разработки с подтвердившимися запасами, освоение которых может быть рентабельно.
Основные решения по обустройству проектируются в соответствии со следующими принципами.
От устья скважины, оборудованного фонтанной арматурой, по выкидным линиям добываемая нефть будет поступать на замерный участок. От замерного участка нефть транспортируется по нефтесборным трубопроводам к дожимной насосной станции (ДНС). Стоимость системы нефтесбора определяется средним расчетным диаметром в зависимости от величины максимального уровня добычи в пределах одного куста скважин. В расчетах использованы три основных диаметра с пропускной способностью до 50, 100 и 150 тыс.т в год.
Для обеспечения работ по направлениям деятельности, для ремонта техники и оборудования, для хранения необходимых запасов материалов предусмотрено строительство специализированных баз и участков. Мощности и размеры баз определяются по количеству и характеристике обслуживаемых сооружений - по фонду скважин, количеству ДНС и КНС, мощности электростанций и т.д.
Строительство скважин (эксплуатационных и нагнетательных) будет вестись с кустовых скважинных площадок. Количество скважин, пробуриваемых с одного куста, определяется в зависимости от плотности сетки разработки и глубины скважин и колеблется в отдельных проектах от 5 до 12. Общая площадь куста - от 50 до 400 тыс.м2. Сетки размещения скважин приняты 3x3,3x4, 5x5с расстояниями между центрами 9 метров.
Опорная база промысла создается на каждом объекте разработки для обеспечения работы буровых, проведения текущего ремонта, обеспечения хранения резервных материалов и оборудования.
Транспорт нефти осуществляется либо по нефтепроводам соответствующих диаметров для прокачки объема нефти, определяемого максимальным объемом в течение всего периода добычи.
По целевому назначению в пределах ЦНД и объектами существующей инфраструктуры намечено строительство внепромысловых, межпромысловых и внутрипромысловых дорог. Дороги являются основными коммуникациями в центрах нефтедобычи, обеспечивая грузоперевозки между месторождениями и соседними промысловыми участками. Они соединяют кусты скважин, объекты промобустройства и так далее. По грузонапряженности и интенсивности предполагается строительство дорог двух категорий на промыслах - IY и Y, и двух категорий между объектами разработки и центральными сооружениями - III и IY. Существенное удорожание при строительстве дорог предполагается в случае устройства мостов через крупные реки.
В расчетной модели принято, что поддержание пластового давления предусматривается посредством внутриконтурного заводнения, по системе пятиточечных и девятиточечных элементов. Закачку воды в объекты разработки намечено производить на ранних стадиях освоения (не позже момента отбора из пласта 12-15% извлекаемых запасов).
