1.2. Понятие о трудноизвлекаемых запасах и их классификация

Анализ структуры остаточных извлекаемых запасов округа показывает, что дальнейшая реализация его добычного потенциала связана с вовлечением в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти – низкопроницаемых коллекторов ачимовской толщи и тюменской свиты, отложений баженовской свиты, объектов с высоковязкой нефтью, мелких залежей, пластов с высоким газовым фактором.

В соответствии с современными представлениями трудноизвлекаемые запасы нефти содержатся в залежах или частях залежей, отличающихся сравнительно неблагоприятными для извлечения УВ геологическими условиями залегания нефти и (или) аномальными физическими её свойствами. В пластах с трудноизвлекаемыми запасами наблюдается чрезвычайно сложный механизм вытеснения нефти, связанный с одновременным влиянием множества факторов, таких, как капиллярные явления, вязкостные силы, фазовые переходы в сочетании со слоистой неоднородностью. Разработка таких объектов сказывается на технико-экономических показателях из-за необходимости применения нетрадиционных технологий, специального несерийного оборудования и пр.

В «Классификации трудноизвлекаемых запасов» (Халимов Э. М., Лисовский Н. Н., 2005 г.) все критерии отнесения запасов к трудноизвлекаемым объединены в пять групп по признакам аномальности свойств нефтей и газов (вязкость), неблагоприятности характеристик коллекторов (низкие значения коэффициентов пористости, нефтенасыщенности, проницаемости, латеральная и вертикальная неоднородность пластов), типам контактных зон (нефть-пластовая вода, нефть-газовая шапка), технологическим причинам (выработанность) и горногеологическим факторам, осложняющим (удорожающим) бурение скважин и добычу нефти.

Причины осложнения выработки запасов нефти можно разделить на две составляющие: естественные и техногенные, в соответствии с которыми при определении принадлежности залежей к группе ТрИЗ используются геологические, технологические и экономические критерии. По данным Государственного баланса запасов в достаточной степени достоверно судить о доле и характеристике ТрИЗ можно, используя только геологические критерии их определения.

В «Классификации…» достаточно формализованы признаки трудноизвлекаемости по свойствам нефтей, к которым можно отнести вязкость (>30мПа*с), битуминозность (плотность при 20оС >0.895 г/см³) нефти, содержание в ней парафина (>6%) и серы (>3.5%). Эти параметры и их граничные значения учитывают технологию добычи, транспортировки, переработки сырья, обеспечивают его комплексное использование и содержатся в характеристиках залежей данных Госбаланса РФ. Дополнительно при отнесении залежей очень сложного геологического строения к группе ТрИЗ используется предельная величина КИН, равная по экспертной оценке 0.230.

По геологическим критериям в категорию ТрИЗ на территории ХМАО-Югры отнесены 1150 залежей, которые характеризуются аномальными физико-химическими свойствами нефти, являются подгазовыми зонами нефтегазоконденсатных залежей (нефтяные оторочки небольшой мощности) или приурочены:

• к продуктивным отложениям текстурного строения типа «рябчик»;

• к породам доюрского комплекса с латеральной и вертикальной неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств резервуара, преобладающим кавернозно-порово-трещинным типом коллектора;

• к макро- и микроанизотропным коллекторам отложений тюменской свиты «мозаичного» строения с высокой степенью неоднородности разреза;

• к отложениям ачимовской толщи с ловушками клиноформного строения и неоднородным характером строения резервуара;

• к отложениям баженовской свиты, характеризующимся сложным типом коллектора и резервуара.

Залежи содержат начальные геологические/извлекаемые запасы (НГЗ/НИЗ) нефти промышленных категорий АВС в количестве 7994/1926 млн.т и 6583/1294 млн.т по категории С₂.

Залежи нефти с аномальными физико-химическими свойствами. В эту категорию ТрИЗ по данным Госбаланса относится 268 залежей большой группы пластов 52 месторождений ХМАО-Югры с начальными геологическими/извлекаемыми запасами (НГЗ/НИЗ) нефти промышленных категорий АВС₁ в количестве 3178/511 млн.т и 1115/255 млн.т по категории С₂. Накопленная добыча нефти составляет 459.2 млн.т – 47.3% от НИЗ категорий АВС₁. По критерию вязкости нефти из 52-х в эту категорию входят шесть месторождений: Ван-Еганское, Восточно-Янлотское, Жумажановское, Западно-

Варьеганское, Остапенковское и Экутальское, суммарные НИЗ которых составляют 16% и 8% категорий АВС₁ и С₂, накопленная добыча – 0.3%, степень выработанности запасов – 1.7% от НИЗ. Четыре месторождения из этих шести располагаются в западной части округа в пределах Красноленинской, Приуральской и Фроловской нефтегазоносных областей (НГО).

Залежи в отложениях пластов с «рябчиковой» текстурой сложены песчано-глинистыми породами алымской свиты, характеризующимися сильной литологической неоднородностью, тонким переслаиванием песчаных и глинистых включений различной формы и размеров. Основная отличительная особенность коллекторов «рябчиковой» текстуры состоит в том, что она представляет собой тонкое переслаивание песчано-алевролитовых и глинистых пород. В пачке «рябчика» чередование прослоев коллекторов и неколлекторов не всегда подчиняется закону параллельного напластования, а имеет более сложную мозаичную или «рябчиковую» текстуру. При оценке подсчётных параметров этих пластов по ГИС применяется модель анизотропного коллектора, поскольку она является более адекватной по сравнению с моделью порового коллектора с рассеянной глинистостью.

В эту категорию отнесено 12 залежей 9 месторождений ХМАО-Югры с начальными геологическими/извлекаемыми запасами (НГЗ/НИЗ) нефти промышленных категорий АВС₁ в количестве 69/15 млн.т и 107/22 млн.т по категории С₂. Накопленная добыча нефти составляет 1.4 млн.т – 9.5% от НИЗ категорий АВС₁. Основная часть запасов всех категорий (92%) сосредоточена в пластах АВ₁^1-2 трёх месторождений Большого Самотлора (Мегионское, Нижневартовское, Северо-Покурское) и Лугового месторождения,

расположенных в пределах Вартовского нефтегазоносного района Среднеобской НГО.

Залежи в доюрском комплексе (ДЮК) приурочены к комплексу пород дислоцированного складчатого основания (фундамента) и промежуточного комплекса предположительно пермо-триасового возраста. Триасовые образования представлены покровами основных эффузивов с прослоями туфов, песчаников, алевролитов и аргиллитов. Фильтрационно-емкостные свойства пород доюрского комплекса невысокие. Эффективная емкость коллекторов преимущественно кавернозно-поровая, преобладающий тип

коллектора – кавернозно-порово-трещинный. Несмотря на низкие фильтрационно-емкостные свойства пород по керну, при опробовании пород доюрского комплекса получены неплохие притоки нефти, обусловленные наличием трещин.

К образованиям доюрского комплекса приурочено 48 залежей 24 месторождений ХМАО-Югры с начальными геологическими/извлекаемыми запасами (НГЗ/НИЗ) нефти промышленных категорий АВС₁ в количестве 338/66 млн.т и 137/25 млн.т по категории С₂. Накопленная добыча нефти составляет 8.7 млн.т - 13.2% от НИЗ категорий АВС₁.Основная часть запасов всех категорий (91%) сосредоточена в отложениях триаса и коры выветривания фундамента четырёх месторождений: Рогожниковского (с Северо-Рогожниковским), Высотного, Красноленинского и Северо-Даниловского. Территориально месторождения расположены в западной части округа в пределах Красноленинской и Приуральской НГО.

Залежи тюменской свиты приурочены к продуктивным отложениям с

неравномерным переслаиванием аргиллитов, алевролитов, песчаников и углей аален- байос-бат-раннекелловейского возраста.. Особенностями продуктивного разреза тюменской свиты являются сильная фациальная изменчивость отложений. По результатам керновых, гидродинамических и индикаторных исследований установлена высокая степень послойной и зональной фильтрационной неоднородности отложений. Зачастую по разрезу скважины проницаемость слоев-коллекторов меняется на порядок и более, что существенно сказывается на однородности выработки запасов. Толщина отдельных проницаемых прослоев невелика и составляет, в основном, 0.5-2.0 м. Песчанистость разреза тюменской свиты увеличивается вниз по разрезу, где, как правило, мощные песчаные тела оказываются водонасыщенными. Среднее значение суммарной эффективной

нефтенасыщенной толщины залежей в скважинах изменяется в диапазоне 0.1-15 м и составляет, в среднем, около 4 м.

Запасы нефти отложений тюменской свиты имеют со стратиграфические индексы Ю_{2- 9}, ЮС_2-9, ЮК_2-9, ЮВ_2-9, Т_1-3 и «тюменская свита». На Государственном балансе РФ в отложениях тюменской свиты по ТрИЗ числится 329 залежей 109 месторождений, содержащих (НГЗ/НИЗ) 1672/350 млн.т нефти промышленных категорий АВС₁ и 3575/642 млн.т по категории С₂. Накопленная добыча нефти составляет 39.0 млн.т - 11.2% от НИЗ категорий АВС₁. Наибольшая часть запасов всех категорий (60%) содержится на 11 месторождениях (Ай-Пимское, Восточно-Сургутское, Галяновское, Кечимовское,

Красноленинское, Ловинское, Рогожниковское, Родниковое, Русскинское, Средненазымское, Федоровское) с НИЗ в диапазоне 10-105 млн.т, расположенных в западной и центральной частях округа в пределах Красноленинской, Приуральской, Фроловской и Среднеобской НГО.

Залежи ачимовской толщи приурочены к отложениям нижней части осложненного подкомплекса неокома, разрез которого представляет собой неравномерное, часто линзовидное переслаивание алевролитов, песчаников и аргиллитоподобных глин. Из особенностей строения продуктивных пластов ачимовской толщи, осложняющих продуктивный резервуар, следует отметить высокую степень неоднородности как по латерали, так и по разрезу, а также преимущественно невысокие фильтрационно-емкостные свойства коллекторов - доминируют коллекторы IV-V класса по А.А. Ханину со средними значениями пористости 17% и нефтенасыщенности 51%. Среди коллекторов преобладают алевролиты, реже аркозовые песчаники средней сортировки с многочисленными включениями сидерита.

Продуктивные пласты индексируются по-разному, поэтому на Государственном балансе РФ запасы нефти ачимовских отложений учтены в объектах стратиграфических индексов: как БС₁₆-БС₂₂ и БС₁₈-БС₂₂ (до 1985 года), Ач, Ач₂...Ач₆ (после 1985-1991 г.г.). В последние годы при постановке на учёт Госбаланса подсчётным объектам ачимовской толщи присваивается двойной индекс – к примеру Ач(БС₁₀), в скобках указывается синхронный ачимовскому пласт покровного залегания на шельфе. На Государственном балансе РФ по ТрИЗ отложений ачимовской толщи числится 378 залежей 90 месторождений ХМАО-Югры с НГЗ/НИЗ промышленных категорий АВС₁ в количестве 568/113 млн.т и 771/147 млн.т по категории С₂. Наибольшая часть запасов всех категорий (75%) содержится на 34 месторождениях с НИЗ 1-14 млн.т, расположенных в центральной и восточной частях округа. Накопленная добыча нефти составляет 15.8 млн.т - 14.0% от НИЗ категорий АВС₁.

Залежи, связанные с подгазовыми зонами нефтяных оторочек небольшой мощности. На Государственном балансе РФ числится 22 нефтегазоконденсатные залежи группы пластов ПК_15-20, АС_4-10, БВ_6-21 по 11 месторождениям. Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов достаточно высокие: пористость и нефтенасыщенность изменяются в широких пределах (Кп=19-34%, Кн=37-65%), преобладают коллекторы со средними значениями пористости 24% и нефтенасыщенности 51%. В 22 залежах содержатся НГЗ/НИЗ промышленных категорий АВС₁ в количестве 651/144 млн.т и 43/8 млн.т по категории С₂. Накопленная добыча нефти составляет 122.1 млн.т - 84.9% от НИЗ категорий АВС₁.

Залежи нефти баженовской (тутлеймской) свиты характеризуются сложным строением структуры порового пространства. Выделяется три морфологических типа коллекторов: трещинно-поровый, трещинный и трещинно-кавернозный. Пласты баженовской свиты характеризуются невысокими фильтрационно-емкостными свойствами: пористость 8-10%, трещинная ёмкость невелика и составляет 0.1-0.3%, проницаемость для коллекторов трещинного и трещинно-порового типа составляет 0.01-0.020 мкм², нефтенасыщенность – около 80-90%. Продуктивность отложений слабо зависит от ёмкости порового пространства и, в большей степени, определяется фильтрационной сообщаемостью пор.

Особенности строения продуктивных отложений баженовской свиты влияют на однозначность определения стратиграфической принадлежности подсчётного объекта и на достоверность оценки запасов углеводородов. В настоящее время отсутствуют методики определения подсчётных параметров коллекторов в скважинах и площадного картирования продуктивного резервуара баженовских отложений по данным полевых и дистанционных методов исследований. При оперативных оценках запасов в последние годы параметры утверждаются условно в зависимости от результатов опробований: при получении притока нефти эффективная нефтенасыщенная толщина принимается как 1/3 от общей в высокоомной части свиты, величина открытой пористости коллекторов - равной 8% и нефтенасыщенности - 85%, площадь нефтеносности залежи ограничивается зоной дренирования скважины.

На Государственном балансе РФ запасы нефти отложений баженовской свиты учтены в пластах со следующими стратиграфическими индексами: Ю₀, ЮК₀, ЮК_0-1, ЮС₀, ЮС_О^К и «баженовская свита» по 93 залежам 44 месторождений, в которых содержится (НГЗ/НИЗ) 1058/269 млн.т нефти промышленных категорий АВС₁ и 834/194 млн.т по категории С₂. Накопленная добыча нефти составляет 5.6 млн.т - 2.1% от НИЗ категорий АВС₁. В нераспределённом фонде недр ХМАО-Югры находятся 77% НИЗ всех категорий, в том числе 83% промышленных категорий ВС₁. Основную часть составляют уникальные по объёму запасы нефти пласта Ю₀ Салымского месторождения, однако достоверность их невысока, поскольку полный пересчёт запасов нефти этого месторождения не проходил Госэкспертизу ГКЗ с 1986 года. Доля начальных извлекаемых запасов нефти остальных месторождений, экспертиза которых осуществлялась ФГУ «ГКЗ» Роснедра в последние годы, незначительна и составляет в общем балансе не более 20% (10% промышленных категорий ВС₁). Залежи нефти в пласте Ю₀ расположены в западной и центральной частях округа в пределах Красноленинской, Фроловской и Среднеобской НГО.