Основные залежи нефти Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции сосредоточены в Ханты-Мансийском округе, и мы считаем, что найденные зависимости и закономерности могут быть распространены на всю Западную Сибирь.
В настоящее время Центр рационального недропользования (ЦРН) завершает количественную оценку ресурсов юрских НГК в пределах ХМАО. Для отложений юры были проанализированы три нефтегазоносных комплекса – верхнеюрский (васюганский), среднеюрский (тюменский) и нижнеюрский. НГК отличаются различной степенью геолого-геофизической изученностьи и геологическим строением. Менее всего изучены отложения нижней юры, в них открыто и поставлено на баланс в пределах ХМАО всего 30 залежей нефти, а наиболее изучены отложения верхней юры, где на балансе находится 557 залежей с общими геологическими запасами более 6 млрд.тонн.
Взаимосвязь между площадями и геологическими запасами залежей
Рис. 1. Зависимость величины геологических запасов от площади залежей васюганского НГК
Многие исследователи считают, что уверенная корреляционная зависимость между запасами залежи и их площадями отсутствует и что влияние других факторов, таких как эффективная мощность, пористость, нефтенасыщенность, делает вывод такой зависимости невозможным. Эту зависимость действительно трудно обнаружить, что связано не с ее отсутствием, а с нелинейным законом распределения размеров залежей – маленьких по запасам залежей значительно больше, чем крупных. Многими работами [1,2,3] было показано, что распределение залежей по размерам носит логарифмический характер. На первом шаге были сделаны попытки проанализировать зависимости площадей залежей от запасов, но логарифмический характер распределения не позволил выявить такие зависимости. Поэтому для вывода зависимости мы использовали логарифмические координаты, т.е. построили зависимости (рис. 1) между логарифмом площади (S) и логарифмом начальных геологических запасов залежей нефти (Q). Отметим, что при использовании логарифмических шкал для васюганского НГК зависимость (1) приобретает линейный характер и коэффициент корреляции очень высок – R2=0.88. После преобразования уравнения выглядят следующим образом:
(1)
Число залежей – 556, R2 = 0.88.
Аналогичные зависимости получены для среднеюрского НГК (2) и нижнеюрского НГК (3):
(2)
Число залежей – 312, R2 = 0.88.
(3)
Число залежей – 30, R2 = 0.95.
По приведенным зависимостям можно отметить следующее. Площадь залежи является основным фактором, определяющим ее запасы. Это дает понимание и того, что если в каком-то оцениваемом районе неизученная площадь мала, то и прогнозировать наличие залежей крупных размеров по запасам не представляется возможным. Из анализа приведенных графиков и формул следует также то, что концентрация запасов нефти залежей растет с увеличением их размеров (табл. 1).
Таблица 1. Распределение средних плотностей запасов залежей нефти по нефтегазоносным комплексам
Кроме оценки параметров по юрским залежам, мы выполнили расчеты для всех залежей, стоящих на балансе ХМАО вне зависимости от их принадлежности к нефтегазоносным комплексам. Получена общая зависимость, отображенная на рис. 2 и численно представленная следующими формулами:
(4)
Число залежей – 3238, R2 = 0.87
Рис. 2. Зависимость площади от величины начальных геологических запасов для всех залежей нефти ХМАО
Взаимосвязь между коэффициентами извлечения нефти (КИН) и концентрацией запасов залежей
Рис. 3. Зависимость КИН от плотностей геологических запасов
На первый взгляд кажется, что коэффициенты извлечения нефти связаны с плотностью запасов залежей. Наши расчеты показали, что такая корреляционная зависимость отсутствует. На рис. 3 представлена зависимость КИН от плотностей геологических запасов васюганского НГК. Этот график показывает не только отсутствие зависимости между КИН и плотностями запасов, но и ярко выраженную группируемость величин КИН около значений 0.1, 0.2, 0.3. Это же хорошо видно и на гистрограмме (рис. 4) распределения значений КИН для васюганского НГК. Такой эффект можно назвать «человеческим фактором» при определении значений КИН. Можно также считать, что точность определений КИН в большинстве случаев составляет ±0.05. Подобный характер распределений значений КИН отмечается и по другим нефтегазоносным комплексам, и в целом по всем залежам ХМАО. Средние КИН по юрским НГК составили – для залежей васюганского НГК – 0.31, для залежей среднеюрского НГК – 0.22, для залежей нижнеюрского НГК – 0.25. Эти значения КИН могут приниматься для региональных прогнозов, количества извлекаемых запасов и степени их извлекаемости при количественной оценке потенциальных и прогнозных ресурсов нефти Западной Сибири.
Рис. 4. Гистограмма распределения значений КИН для васюганского НГК
В этой статье мы рассмотрели только самые общие закономерности и взаимосвязи между параметрами залежей нефти. Расчетами подтвердилась сильная зависимость между площадями залежей и их запасами. Взаимосвязей между КИН и запасами залежей пока не обнаружено.
ЛИТЕРАТУРА
1. Конторович А.Э., Демин В.И. Методы оценки количества и распределения по запасам месторождений нефти и газа в крупных нефтегазоносных бассейнах.
— Геология нефти и газа.
— 1977.
— №12
— С. 18–26.
2. Нестеров И.И., Шпильман В.И. Теория нефтегазонакопления.
— М.: Недра. – 1987.
— 232 с.
3. Шпильман В.И. Количественный прогноз нефтегазоносности.
— М.: Недра.
— 1982.
— 215 с.
Автор: Шпильман А.В. (ГУП ХМАО НАЦ РН им. В.И.Шпильмана)
