3.1 Оценка ресурсного потенциала методом геологических аналогий

В соответствии с количественной оценкой 2011 г. [Михайлов Д.Г., 2011ф] в границы Шистеровского участка входят фрагменты четырех расчетных участков по НГК С₂, C₁v, D₃-C₁t и трех расчетных участков по НГК Dt (рис.3.1). Удельные плотности НСР, плотности ресурсов С₃+Д и начальный расчет ресурсов Шистеровского участка приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Расчет ресурсов Шистеровского участка по плотностям

Рис.3.1. Расчетные участки для количественной оценки

Как видно из таблицы, расчет по плотностям НСР дает нереально высокие значения суммарных ресурсов для Шистеровского участка (37,5 млн.т извлекаемых), что вызвано очень высокими плотностями НСР РУ-22. Расчетный участок РУ-22 относится к высокоперспективной гребневой зоне юго-восточного борта ККСП, где основную долю НСР составляют запасы промышленных категорий. Высокие плотности НСР обусловлены, в первую очередь, запасами пяти крупных месторождений: Гондыревского, Альняшского, Шагиртско-Гожанского, Быркинского, Красноярско-Куединского. Плотность промышленных запасов на площади этих месторождений в 3 раза превышает среднюю по РУ-22 плотность НСР. Следовательно, в неизученной части РУ-22 плотность НСР должна быть в несколько раз меньше средней плотности.

Таким образом, использовать расчет ресурсов Шистеровского участка через плотности НСР нецелесообразно.

Запасы промышленных категорий на Шистеровском участке крайне малы, залежи недоизучены. Следовательно, можно говорить о том, что практически весь ресурсный потенциал участка составляют ресурсы С₃+Д, и для прогноза их величины целесообразно использовать плотности неразведанных ресурсов.

В таблице 3.1 приведен условный расчет извлекаемых ресурсов по удельным плотностям С₃+Д при условии их равномерного распределения по площади (при этом получено значение 3,1 млн.т).

Фактически же плотность неразведанных ресурсов, также как и промышленных запасов, в пределах одной ЗНГН распределена неравномерно: как правило, большая концентрация ресурсов ожидается в неизученных перспективных частях, существенно меньшая – в пределах хорошо изученных месторождений и малоперспективных частях территории.

Для уточнения количественной оценки Шистеровского участка выполнена корректировка плотностей ресурсов С₃+Д для наиболее перспективной южной половины (расчетные участки РУ-22 и РУ-19):

- из общей площади РУ-22 и РУ-19 исключена площадь месторождений по обобщенному контуру;

- внесены поправки на недоразведанность территории Шистеровского участка.

НГК С₁v и D₃-C₁t

Изученность участка только сейсморазведкой 2D, отсутствие сейсмики и низкая плотность структурного бурения в наиболее перспективной части на юге участка, невысокая плотность поисково-разведочного бурения позволяют прогнозировать увеличение плотности ресурсов относительно средней удельной. Поправочный коэффициент для плотности ресурсов принят 1,3.

НГК Dt

По этому комплексу в пределах Шистеровского участка выделяются фрагменты ЭУ-1, ЭУ-2, РУ-3. Наиболее перспективная часть участка относится к ЭУ-1. Анализ размещения нефтеносности в пределах ЭУ-1 показывает закономерное уменьшение перспективности девонских терригенных отложений с запада на восток (уменьшение доли коллекторов в разрезе, увеличение плотных зон, ухудшение ФЕС). Соответственно перспективы нефтеносности выше на западе, и основная доля неразведанных ресурсов комплекса сконцентрирована в западной половине ЭУ-1. Шистеровский участок расположен в западной половине ЭУ-1, поэтому плотность ресурсов С₃+Д здесь ожидается выше среднего удельного значения. Поправочный коэффициент для плотности ресурсов принят 1,5.

НГК С₂

Корректировка плотности ресурсов данного комплекса требует более детального анализа итогов количественной оценки.

По количественной оценке 2011 г. [Михайлов Д.Г., 2011ф] недоразведанность РУ-22 принята одинаковой для всех комплексов, т.е. величина неразведанных ресурсов каждого комплекса прямо пропорциональна величине его запасов. Основные запасы нефти РУ-22 сосредоточены в среднекаменноугольных и визейских терригенных отложениях – 76 млн.т и 84 млн.т извлекаемых, или 42% и 46% от общих запасов по разрезу (табл.3.2). Соответственно, и плотности ресурсов С₃+Д распределены аналогично – плотность ресурсов НГК С₂ составляет 41%, плотность НГК С₁v – 47% от суммарной по разрезу плотности (табл. 3.2).

Высокая доля запасов НГК С₂ определяется запасами пяти крупных месторождений - Гондыревского, Альняшского, Шагиртско-Гожанского, Быркинского, Красноярско-Куединского. Их промышленные залежи приурочены к крупным, высокоамплитудным и высокоемким гребневым поднятиям борта, которые достаточно интенсивно проявляются как по отражающим горизонтам нижнего карбона, так и по кровле верейских и башкирских отложений. По НГК C₂ эти пять месторождений содержат 98% от всех запасов участка.

Результаты ГРР в зоне юго-восточного борта, в том числе и в пределах РУ-22, показали, что для более мелких промышленных объектов доля запасов среднекаменноугольных отложений существенно ниже. В таблице 3.2 приведено распределение запасов нефти на РУ-22 за исключением 5 крупных месторождений - это 11 месторождений, включающих 27 поднятий. Как видно из таблицы, при сохранении в качестве основного по запасам комплекса C₁v (50% от суммарных запасов), доля запасов НГК С₂ составляет только 12% и в 3 раза меньше доли запасов НГК D₃-C₁t.

Таблица 3.2

Р аспределение запасов нефти и плотностей на РУ-22 и РУ-19

Вероятно, неразведанные ресурсы среднекаменноугольного НГК, определенные по количественной оценке для РУ-22, в большей степени сконцентрированы в районах крупных недоизученных поднятий гребневой зоны. Это вполне возможно: анализ динамики запасов крупных месторождений РУ-22 за последние 10 лет показал увеличение геологических запасов нефти НГК С₂ (каширо-верейские, верейские и башкирские залежи) на Шагиртско-Гожанском, Быркинском, Красноярско-Куединском месторождении. Прирост запасов промышленных категорий без подготовки новых объектов происходит за счет категории Д₁, следовательно, вполне правомерно связывать концентрацию неразведанных ресурсов среднего карбона с гребневыми частями борта.

Принимая во внимание все вышеизложенное, поправочный коэффициент для плотности ресурсов принят 0,8.

Расчет ресурсов по скорректированным плотностям представлен в таблице 3.3. В пределах Шистеровского участка ожидается порядка 4,8 млн.т извлекаемых ресурсов нефти категории С₃+Д.

Для прогноза ожидаемых запасов выполнен анализ подтверждаемости ресурсов по месторождениям бортовой и внутренней прибортовой зоны Шалымского прогиба, с исключением крупных объектов, площади которых на порядок больше прогнозируемых сегодня структур (табл.3.4). Исключены Альняшское, Гондыревское, Красноярско-Куединское, Шагиртско-Гожанское, Москудьинское месторождения. Также исключено Калмиярское месторождение, поскольку ресурсы входящих в него Калмиярской, Кигинской и Бикбардинской структур были оценены в 1976-1978 гг. для площади более 10 км² и составляли в сумме более 15 млн.т извлекаемых.

Для перевода ресурсов в запасы использованы коэффициенты подтверждаемости геологических ресурсов, чтобы избежать влияния изменения КИН в процессе разработки месторождений.

Принятые коэффициенты для перевода ресурсов в запасы: НГК C₂ Кпдт=0,5, НГК С₁v Кпдт=0,65, НГК D₃-C₁t Кпдт=1, НГК Dt Кпдт=0,68.

Суммарные ожидаемые извлекаемые запасы Шистеровского участка прогнозируются в количестве 3,2 млн.т (табл.3.5).

Таблица 3.3

Расчет извлекаемых ресурсов С₃+Д по плотностям

Таблица 3.4

Коэффициенты подтверждаемости ресурсов по месторождениям юго-восточного борта

Таблица 3.5

Ожидаемые запасы нефти