- •Кафедра геологии и разведки месторождений полезных ископаемых
- •21 Линия в.О., 2
- •Содержание
- •Обозначения и сокращения, принятые в нефтегазовой литературе
- •Введение
- •1. Современное состояние ресурсной базы нефтегазового комплекса России
- •2. Нефть, природный горючий газ и воды нефтяных и газовых месторождений
- •3. Происхождение нефти и газа – гипотезы, концепции и теории нефтегазообразования
- •Родилась органическая гипотеза.
- •4. Состав и строение нефтегазовмещающих толщ – коллекторы и покрышки – нефтегазоносные комплексы
- •Ловушки, контролирующие залежи – скопления нефти и газа
- •Главные элементы нефтегазового природного резервуара:
- •Размеры залежей и их формы определяются масштабами и морфологией ловушек.
- •Классификация месторождений нефти и газа по величине извлекаемых запасов нефти и геологических запасов газа *) [10]
- •Класс I. Антиклинальный Группа 1.1. Залежи антиклинальных и купольных структур
- •Класс II. Рифогенный
- •Класс III. Литологические
- •Класс IV. Стратиграфические
- •6. Зоны нефтегазонакопления – объекты локального прогноза
- •7. Система и уровни прогноза нефтегазоносности
- •8. Тектоническое и нефтегазогеологическое районирование
- •9. Показатели прогноза нефтегазоносности
- •Гидрогеохимические показатели. К числу гидрогеохимических косвенных показателей нефтегазоносности недр относятся [1, 37, 53]:
- •10. Методы оценки ресурсного потенциала нефтегазогеологических объектов и эталонные участки для сравнительного геологического анализа
- •Основные требования к эталонным участкам и примеры эталонных объектов:
- •Лено-Тунгусская нгп. Верхневилючанский эталонный участок (рис. 12).
- •11. Методы подсчета запасов нефти и газа
- •Начальные балансовые (общие, геологические) запасы нефти в залежах определяются по формуле:
- •Извлекаемые запасы нефти подсчитываются по следующей формуле:
- •Где Qизвл - извлекаемые запасы нефти, млн.Т;
- •12. Методы прогноза нефтегазоносности
- •13. Методы поисков залежей нефти и газа
- •Комплексирование независимых друг от друга по виду анализов или объектов изучения методов, безусловно, повышает достоверность получаемых результатов [23].
- •Этапы и стадии геологоразведочных работ на нефть и газа
- •15. Нетрадиционные виды и источники углеводородного сырья и проблемы их освоения
- •16. Развитие геологоразведочных работ на нефть и газ в условиях континентального шельфа
- •Заключение
- •Литературные источники, использованные в учебном пособии
- •Список таблиц
- •Список иллюстраций
- •Рекомендуемая литература
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.
Лено-Тунгусская нгп. Верхневилючанский эталонный участок (рис. 12).
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+С2 геол/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. 12. Верхневилючанский эталонный участок Месторождения: 1 – Иктехское НГК, 2 – Верхневилючанское НГ, 3 – Вилюйско-Джербинское Г
|
|
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. 13)
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+С2 в 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+С2 геол/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. 13. Ботуобинский эталонный участок Месторождения: 1 – Среднеботуобинское НГК, 2 – Тас-Юряхское НГК, 3 – Бесюряхское Г, 4 – Хотого-Мурбайское Г.
Условные обозначения на рис. 12. |
Хатангско-Вилюйской НГП. Хапчагайский эталонный участок (рис. 14)
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).
Таблица 18. Расчетные параметры ресурсов УВ Хапчагайского эталонного участка
Фазовый состав флюида |
С1+С2 геол/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 |
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.
|
Рис. 14. Хапчагайский эталонный участок Месторождения: 1 – Средневилюйское ГК; 2 – Толонское ГК; 3 – Мастахское ГК; 4 – Соболох-Неджелинское ГК; 5 – Бадаранское Г; 6 – Нижневилюйское Г Условные обозначения: 1 – изогипсы подошвы мезозоя, км; 2 – границы эталонного участка; 3 – граница выклинивания мономской покрышки (Т1); 4-5 – месторождения: 4 – газовые, 5 – газоконденсатные. |
Хатангско-Вилюйской НГП. Малыкай-Логлорский эталонный участок (рис. 15)
Участок приурочен к северо-восточной приразломной части Малыкай-Логлорского вала и ограничен с юго-востока разломной зоной (вблизи изогипсы подошвы мезозоя – 4 км, а с юго-запада зоной выклинивания мономской свиты нижнего триаса. Амплитуда осложняющей его Среднетюнгской структуры превышает 300 м; шарнир ее, как и шарнир вала наклонен на северо-восток. На участке открыты пока 2 газоконденсатных многопластовых месторождений с залежами в нижнетриасовых и пермских отложениях. На участке плохо изучены северо-восточная и юго-западная его части, неоткрытые ресурсы оцениваются в 20% от суммы С1+С2. Площадь участка – 4400 км2 (табл. 19).
Таблица 19. Расчетные параметры ресурсов УВ Малыкай-Логлорского эталонного участка
Фазовый состав флюида |
С1+С2 геол/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 |
186,0/183, |
20% |
220,0/200,0 |
- |
50,0 |
45,0 |
|
Рис. 15. Малыкай-Логлорский эталонный участок Газоконденсатные месторождения: 1 – Среднетюнгское, 2 – Андылахское
Условные обозначения на рис. 14. |