11.2. Эталонные участки для сравнительного геологического анализа

Крупнейшие объекты нефтегазонакопления - НГО, прогнозные ресурсы которых могут быть относительно надежно определены всеми описанными выше подсчетными методами. Естественно, самая надежная оценка плотностей ресурсов достигается, если на территории НГО открыты промышленные залежи нефти и газа и возможно обоснование эталонных участков. НГО, лишенные пока открытых залежей, менее надежно могут оцениваться по аналогии с нефтегазопродуктивными НГО (в частности, путем сравнения показателей, связанных с условиями сохранности залежей и применения метода внешних аналогий). Более мелкие объекты – ЗНГН, которые характеризуются однородными структурными, литолого-фациальными и иными условиями, обеспечивающими аккумуляцию и сохранность залежей УВ (главное здесь, помимо одновозрастности отложений, структурного положения – вал, т.д., наличие надежных покрышек, отсутствие или слабое проявление разрушающих факторов - магматизм, разрывы, гидрогеологическая раскрытость). Резкое изменение всех или одного из названных показателей ограничивает зону и означает переход к другой, более или менее благоприятной зоне; разграничение зон надежно производится путем графического наложения карт различных признаков. Предполагается, что в пределах зон возможно равномерное распространение плотностей ресурсов эталонных участков на всю территорию зоны. Удобно крупномасштабные продуктивные объекты именовать зонами, а части их и мелкомасштабные изолированные объекты – подзонами. За редким, исключением, зоны являются подсчетными объектами, а подзоны – эталонными участками.

Основные требования к эталонным участкам и примеры эталонных объектов:

1) однородность геологического строения и нефтегазоносноти эталонного участка и подобие их с условиями расчетного участка; 2) замкнутость в структурно-миграционном отношении; 3) расположение в едином элементе тектонического районирования; 4) хорошая буровая и геофизическая изученность, а совокупность включаемых в участок залежей должна отражать фактическое разнообразие их в регионе; 5) достаточные запасы категорий С₁+С₂; 6) представительность эталона и недопустимость включения в выборку месторождений с исключительными для региона по количеству и качеству запасами; 7) корректность определения площади участка.

Плотность ресурсов на эталоне определяется путем деления суммы: накопленная добыча + С₁+С₂+С₃+ предполагаемые неоткрытые ресурсы Д на площадь эталона. Площадь расчетных участков не должна превышать площадь эталона более, чем в 2 раза.

Примеры эталонных участков приведены ниже.

Лено-Тунгусская НГП. Верхневилючанский эталонный участок (рис. 10).

Расположен на северо-восточной периклинали Непско-Ботуобинской антеклизы. В структурном отношении приурочен к седловине, разделяющей Мирнинский и Сунтарский своды и ограничен с севера и юга изогипсой – 1.5 км по кровле вендских отложений.

На участке разведано 3 месторождения: Иктехское – нефтегазоконденсатное (НГК), Верхневилючанское – нефтегазоконденсатное (НГК) и Вилюйско-Джербинское – газоконденсатное (ГК), приуроченные к антиклиналям, а основные запасы категорий С₁+С₂ связаны с венд-кембрийским карбонатным юряхским горизонтом (табл. 16). Северное и южное крылья участка практически не изучены глубоким бурением: здесь ожидаются новые открытия преимущественно в неантиклинальных залежах, в том числе в терригенных харыстанском и вилючанском горизонтах венда; доля неоткрытых ресурсов С₃+Д оценивается в 30% от разведанных запасов С₁+С₂. Площадь участка ~ 8000 км².

Таблица 16. Расчетные параметры ресурсов УВ Верхневилючанского эталонного участка

	Фазовый состав флюида	С1+С2геол/извл. млн.т; млрд.м3	Неоткры-тые ресурсы, %	Всего геол/извл. млн.т; млрд.м3	Доля нефти		Плотность ресурсов
							геол. тыс.т/км2	извлек. тыс.т/км2
	нефть (н)	90,0/18,0	30%	117,0/23,0	0,36/0,1
	газ (г)	160,0	30%	208,0	-
	Всего н+г	250,0/178,0	30%	325,0/231,0			41,0	29,0
						Рис. 10. Верхневилючанский эталонный участок Месторождения: 1 – Иктехское НГКМ, 2 – Верхневилючанское НГМ, 3 – Вилюйско-Джербинское ГМ

Условные обозначения:

1 – границы эталонного участка; 2 – изогипсы кровли вендских отложений, км; 3-8 – месторождения: 3 – газовые (Г), 4 – газоконденсатные (ГК), 5 – нефтегазоконденсатные (НГК), 6 – нефтегазовые (НГ), 7 – газонефтяные (ГН), 8 – нефтяные (Н).

Лено-Тунгусская НГП. Ботуобинский эталонный участок (рис. 11).

Приурочен к Мирнинскому своду и ограничен изогипсой кровли венда – 1.25 км. Занимает наиболее повышенную часть северо-востока Непско-Ботуобинской антеклизы.

На участке разведано 4 месторождения: Среднеботуобинское (НГК), Тас-Юряхское (НГК), Бесюряхское (Г) и Хотого-Мурбайское (Г), приуроченных к осложненным разрывами антиклиналям и содержащим основные запасы С₁+С₂в песчаном ботуобинском горизонте и частично в улаханском (песчаный) и осинском (карбонатный). Участок хорошо изучен бурением, но на северо-западном краю его прогнозируются мелкие неантиклинальные залежи, а на юго-восточном – связанные с разрывами антиклинальные. Ввиду хорошей изученности неоткрытые ресурсы оцениваются в 10% от запасов С₁+С₂. Площадь участка ~ 9600 км² (табл. 17).

Таблица 17. Расчетные параметры ресурсов УВ Ботуобинского эталонного участка

Фазовый состав флюида	С1+С2геол/извл. млн.т; млрд.м3	Неоткры-тые ресурсы, %	Всего геол/извл. млн.т; млрд.м3	Доля нефти	Плотность ресурсов
					геол. тыс.т/км2	извлек. тыс.т/км2
нефть (н)	377,0/74,0	10%	415,0/81,0	0,54/0,2
газ (г)	306,0	10%	337,0
Σн+г+гр+ +конд.	692,0/385,0	10%	762,0/424,0		80,0	44,0

Гр – газ растворенный, конд. – конденсат.

Рис. 11. Ботуобинский эталонный участок Месторождения: 1 – Среднеботуобинское НГКМ, 2 – Тас-Юряхское НГКМ, 3 – Бесюряхское ГМ, 4 – Хотого-Мурбайское ГМ. Условные обозначения на рис. 10.

Хатангско-Вилюйской НГП. Хапчагайский эталонный участок (рис. 12).

Участок приурочен к Хапчагайскому мегавалу, амплитуда которого превышает 1000 м; мегавал (и эталонный участок) оконтуривается изогипсой подошвы мезозоя – 4 км, а его присводовая часть изогипсой –3 км. В пределах участка разведано 6 газоконденсатных местороджений, приуроченных к высокоамплитудным локальным структурам; основные запасы на западе и северо-востке мегавала связаны с нижнетриасовыми отложениями, а в центре его с пермскими и юрскими. Это связано с выклиниванием нижнетриасовой мономской покрышки в центре мегавала. Изученность мегавала высокая, однако на бортах его прогнозируются небольшие литологически ограниченные залежи в пермских и триасовых отложениях, неокрытые ресурсы которых оцениваются в 10% от суммы С₁+С₂. Площадь участка – 6300 км² (табл. 18).

В западной части мегавала, где развита более чем 100 метровая мономская покрышка, сложенная пластичными глинами, плотность ресурсов на площади 2500 км² составляет: геол/извл. 100 тыс.т/км²/88 тыс.т.км².

Таблица 18. Расчетные параметры ресурсов УВ Хапчагайского эталонного участка

Фазовый состав флюида	С1+С2геол/извл. млн.т; млрд.м3	Неоткры-тые ресурсы, %	Всего геол/извл. млн.т; млрд.м3	Доля нефти	Плотность ресурсов
					геол. тыс.т/км2	извлек. тыс.т/км2
газ+конденсат	337,5/310,0	10%	370,0/340,0	-	59,0	54,0

Рис. 12. Хапчагайский эталонный участок. Месторождения: 1 – Средневилюйское ГКМ; 2 – Толонское ГКМ; 3 – Мастахское ГКМ; 4 – Соболох-Неджелинское ГКМ; 5 – Бадаранское ГМ; 6 – Нижневилюйское ГМ Условные обозначения: 1 – изогипсы подошвы мезозоя, км; 2 – границы эталонного участка; 3 – граница выклинивания мономской покрышки (Т1); 4-5 – месторождения: 4 – газовые, 5 – газоконденсатные.