Отдел локального прогноза нефтегазоносности
ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАБОТ
- Экспертиза паспортов структур, подготовленных к поисково-оценочному бурению и обоснованности ресурсов категории D0 по ним.С 2008 г. и по настоящее время нами выполняется экспертиза кондиционности паспортов объектов, подготовленных к глубокому бурению на распределенном и нераспределенном фонде недр, их достоверности и обоснованности перспективных ресурсов и их мониторинг.
Ревизию достоверности ресурсов D0 прошли более 2500 паспортов структур, или более 4000 залежей Волго-Уральской, Прикаспийской и Северо-Кавказско-Мангышлакской НГО.
Из общего количества структур находящихся в Гос. балансе запасов были пересчитаны объемным методом около 800 структур.
По разным причинам рекомендованы к исключению из Гос. баланса запасов более 500 структур.
- Составление паспортов структур, подготовленных к поисково-оценочному бурению и оценка (подсчет) ресурсов категории D0.
- Оценка (подсчет) выявленных ресурсов категории Dл по выявленным нефтегазоперспективным локальным объектам (структурам).С 2013 года начата работа по экспертизе выявленных объектов нераспределенного фонда с категорией ресурсов Dл., всего около 5000 структур также в пределах Волго-Уральской, Прикаспийской и Северо-Кавказско-Мангышлакской НГО. Ресурсы Dл всех объектов оценены (подсчитаны) объемным методом, с учетом параметров залежей-аналогов.
Отчетные материалы по кондиционности локальных объектов и их ресурсной базе содержат, как правило, заключения достаточно формального характера (в соответствии с геолого-техническим заданием проекта). При этом почти каждый объект имеет свои индивидуальные особенности в части его подготовки (выявления) и подсчета ресурсной базы. Эта часть экспертизы не отражается в официальных заключениях, но имеется у экспертов.
- Составление паспортов выявленных структур и оценка (подсчет) ресурсов категории D0.
- Составление электронных паспортов подготовленных и выявленных нефтегазоперспективных локальных объектов (структур).
- Прогноз качественного состава и фазового состояния пластовых флюидов.
Полученные результаты позволяют дать прогноз на существование в районе месторождений Жанажол и Урихтау в отложениях толщи КТ-3 газоконденсатной залежи (залежей) с нефтяной оторочкой.
При выполнении работ по прогнозу фазового состояния УВ в залежах юго-запада Бузулукской впадины и Иргизского прогиба были выделены зоны распространения нефтяных (включая «летучие нефти») и газоконденсатных залежей в зависимости от глубины залегания в отложениях средне-верхнедевонского карбонатно-терригенного комплекса.
Таким образом, на данной стадии изученности, в объектах расположенных в зоне I (южнее раздела) в отложениях среднего девона можно прогнозировать преимущественно газоконденсатные залежи, возможно с большой степенью недонасыщенности компонентами С5+ (пониженные значения газоконденсатных факторов).
В зоне II (севернее раздела), в интервале глубин 3200-4600 м системы с газосодержанием менее 1200 м3/т могут быть отнесены к нефтяным, более 1200 м3/т к газоконденсатным, для данной зоны близким к предельному насыщению жидкими УВ.
Нижнюю границу уверенного прогнозирования нефтяных систем в зоне II можно провести на глубине 4100-4200 м. Глубже этой границы вероятность существования нефтяных залежей с глубиной снижается.
Этот прогноз был подтвержден последующим открытием здесь Кустовского, Яружского, Северо-Кожевского, Железнодорожного и Кожевского месторождений, где газоконденсатные залежи присутствуют только в воробьевских отложениях, а в ардатовских и выше – только нефтяные.
Таким образом, на данной стадии изученности, в объектах расположенных в зоне I (южнее раздела) в отложениях среднего девона можно прогнозировать преимущественно газоконденсатные залежи, возможно с большой степенью недонасыщенности компонентами С5+ (пониженные значения газоконденсатных факторов).
В зоне II (севернее раздела), в интервале глубин 3200-4600 м системы с газосодержанием менее 1200 м3/т могут быть отнесены к нефтяным, более 1200 м3/т к газоконденсатным, для данной зоны близким к предельному насыщению жидкими УВ.
Нижнюю границу уверенного прогнозирования нефтяных систем в зоне II можно провести на глубине 4100-4200 м. Глубже этой границы вероятность существования нефтяных залежей с глубиной снижается.
Этот прогноз был подтвержден последующим открытием здесь Кустовского, Яружского, Северо-Кожевского, Железнодорожного и Кожевского месторождений, где газоконденсатные залежи присутствуют только в воробьевских отложениях, а в ардатовских и выше – только нефтяные.
- Ранжирование локальных объектов по степени их перспективности. Обоснование и рекомендации по выбору участков для лицензирования. Оценка нефтегазоматеринского потенциала литолого-стратиграфических комплексов и территорий. Количественная оценка ресурсного потенциала территорий всех категорий запасов и ресурсов по продуктивным горизонтам.Количественная оценка ресурсного потенциала углеводородов и перспектив нефтегазоносности лицензионных участков :
- Согласованная геологическая модель строения и формирования скоплений УВ для лицензионных участков (участка) и прилегающих территорий.
- Детальная и обоснованная количественная оценка ресурсов нефти, газа и конденсата в масштабе 1:200 000 – 1:100 000 по НГК в целом и отдельно по каждому продуктивному пласту по категориям D1, D л, D0, по сравнению с оценкой по НГК в масштабе 1:1000 000. Такая оценка имеет более прикладное значение и направленность для недропользователя.
- Ранжирование объектов по степени их перспективности и рекомендации по очередности их ввода в поисковые работы (сейсморазведка, бурение).
Такие работы могут быть выполнены как для лицензионных участков (участка) недропользователя, так и для потенциальных к лицензированию территорий нераспределенного фонда.
- Обоснование нефтегазогеологического районирования. Выполнение работ по бассейновому моделированию (БМ) на региональном, зональном и локальным уровнях на основе авторской методики БМ.
Ранее, практически при каждой очередной количественной переоценке ресурсов, "исчезали" старые и "появлялись" новые нефтегазоносные области (НГО) и районы (НГР).
При оценке ресурсов УВ на 01.01.1999г. было предложено нефтегазогеологическое районирование Российской части Прикаспийской НГП, основанное на методических подходах бассейнового моделирования, используемое до настоящего времени.
При оценке ресурсов на 01.01.1988г., в пределах западного и северо-западного секторов Прикаспийской впадины, нами впервые был выделен район преимущественно нефтенакопления (ГНР), ранее выделявшийся как преимущественно газоносный район. Более поздними буровыми работами этот прогноз был подтвержден притоками нефти на Южно-Плодовитенской, Лободинской, Ново-Никольской и Упрямовской площадях.
При оценке ресурсов УВ на 01.01.1999г. было предложено нефтегазогеологическое районирование Российской части Прикаспийской НГП, основанное на методических подходах бассейнового моделирования, используемое до настоящего времени.
При оценке ресурсов на 01.01.1988г., в пределах западного и северо-западного секторов Прикаспийской впадины, нами впервые был выделен район преимущественно нефтенакопления (ГНР), ранее выделявшийся как преимущественно газоносный район. Более поздними буровыми работами этот прогноз был подтвержден притоками нефти на Южно-Плодовитенской, Лободинской, Ново-Никольской и Упрямовской площадях.
Севернее месторождения Карачаганак была выделена зона (V), с увеличенной долей жидких УВ в залежах (по сравнению с Карачаганаком). Значения ГК факторов здесь ниже ГКФ Карачаганакского ГКМ и увеличением доли свободной нефти.
В результате последующих работ, северо-западнее Карачаганаксокого месторождения, в пределах зоны V, было открыто Чинаревское месторождение, где в турнейских отложениях установлена нефтяная залежь с газоконденсатной шапкой. Таким образом, в данном случае зональный прогноз также подтвердился.
Использование методических подходов авторской методики бассейнового моделирования объясняет наличие газоконденсатных залежей на Астраханском своде и нефтяных на Каратон-Тенгизской зоне поднятий. Дан прогноз присутствия в потенциальных ловушках Гурьевского и Биикжальского сводов в основном газоконденсатных залежей, близких по характеристикам Астраханскому месторождению и, возможно, с меньшими содержаниями сероводорода и диоксида углерода в пластовых смесях.
В результате последующих работ, северо-западнее Карачаганаксокого месторождения, в пределах зоны V, было открыто Чинаревское месторождение, где в турнейских отложениях установлена нефтяная залежь с газоконденсатной шапкой. Таким образом, в данном случае зональный прогноз также подтвердился.
Использование методических подходов авторской методики бассейнового моделирования объясняет наличие газоконденсатных залежей на Астраханском своде и нефтяных на Каратон-Тенгизской зоне поднятий. Дан прогноз присутствия в потенциальных ловушках Гурьевского и Биикжальского сводов в основном газоконденсатных залежей, близких по характеристикам Астраханскому месторождению и, возможно, с меньшими содержаниями сероводорода и диоксида углерода в пластовых смесях.
Разработаны критерии оценки степени перспективности локальных объектов Жаркамысско-Темирского района, которые впоследствии были подтверждены результатами поискового бурения. В частности подтвердились добуровой прогноз и отрицательные оценки нефтегазоносности подсолевых отложений на площадях Аккудук, Аккум, Сев. Бактыгарын на Темирском своде (все структуры оказались обводненными) и, напротив, на высоко оцененной структуре Локтыбай в южной части Жаркамысского свода в последующем было открыто нефтяное месторождение.
Предварительный анализ использованных в Жаркамысско-Темирском районе критериев, на опоискованных объектах юга Бузулуксклй впадины (без соответствующей адаптации) показал коэффициант успешности 0,7.
Предварительный анализ использованных в Жаркамысско-Темирском районе критериев, на опоискованных объектах юга Бузулуксклй впадины (без соответствующей адаптации) показал коэффициант успешности 0,7.
- Подготовка пакетов геологической информации по участкам недр.
- Палеоструктурные реконструкции и анализ истории развития тектонических структур.
- Геоинформационное картографирование, ГИС-проекты.
- Определение первоочередных, наиболее актуальных направлений тематических исследований, ОМР и НИР.
- Обоснование и составление программ параметрического и сверхглубокого бурения на глубокопогруженные подсолевые отложения Прикаспийской впадины.
- Подготовка проектов поисковых работ на нефть и газ.