Стратиграфическое расчленение нижнесреднеюрских отложений Томской области базируется на представлениях о трансгрессивно-регрессивном заполнении Западно-Сибирского бассейна на фоне общего погружения территории. Цикличность разреза выражена в региональном чередовании толщ преимущественно глинистого и алеврито-песчаного составов, получивших ранг региональных горизонтов, отраженных в стратиграфических схемах. На этой основе установлены самостоятельные нефтегазогеологические подразделения, получившие наименование по проницаемой части нефтегазоносных комплексов: зимний, шараповский, надояхский, вымский и малышевский нефтегазоносные комплексы (НГК) в составе урманской, тогурской, пешковской (салатской) и тюменской свит. Оценка их ресурсов была выполнена в соответствии с регламентирующими документами МПР РФ.
Расчет ресурсной базы и нефтегазогеологическое районирование осуществлено с учетом базального характера и полифациального состава отложений. Ведущим фактором принят структурно-тектонический, с учетом стратиграфического и лито-фациального наполнения разреза, геохимии пород и УВ, гидрогеохимических показателей. По этим критериям выделены 28 нефтегазоносных и перспективных районов.
Относительно высокая степень изученности нижнесреднеюрского разреза и зоны контакта с фундаментом характеризует западные районы Томской области. Там открыто более шестидесяти залежей УВ, значительная часть которых в настоящее время не числится на балансе предприятий. Восточная половина Томской области сейсморазведочными работами и глубоким бурением изучена совершенно недостаточно.
В распределении залежей по нефтегазоносным районам прослеживается, характерная для всех НГК Западно-Сибирской НГП, увеличение количества газовых залежей в юго-восточном направлении, что вероятно связано с возрастающим объемом углистого ОВ. Степенью изученности нижнесреднеюрских НГК обусловлено равномерное увеличение количества открытых залежей вверх по разрезу. Максимальные дебиты нефти колеблются от первых кубометров до более 100 м3/сут из вымского резервуара Вартовской залежи. Максимальные дебиты характерны и для гидродинамически связанных резервуаров юры и зоны дезинтеграции фундамента.
К наиболее надежно картируемому параметру относится структурный — уверенно прослеживаемый сейсморазведочными работами на локальном и региональном уровнях в пределах всей оцениваемой территории. С помощью этого параметра выделены объекты оценки на уровне структур первого порядка: своды, мегавалы, седловины, структурные ступени, моноклинали и впадины.
Достаточно надежно на зональном и региональном уровне картируются литолого-фациальные параметры, базирующиеся на фаунистических находках, керновом и каротажном материале. При картировании различных фациальных обстановок использован метод анализа мощности НГК по скважинам с применением сейсмических материалов по отражающим горизонтам верхней (Б), нижней и средней юры (Т, Т1, Т2, Т3, промежуточных) и фундамента (Ф2).
Значимость геохимических критериев (Сорг, Бхл, доля сапропелевого вещества и др.) ограничена скудностью аналитических определений по оцениваемым объектам. Весьма ограничены и аналитические определения степени катагенетического преобразованности органического вещества; в ряде случаев они рассчитаны, исходя из глубин и температурных условий оцениваемых объектов. Это обстоятельство обусловило использование геохимических параметров на достаточно крупных территориях в виде экспертных поправочных коэффициентов.
Гидрогеологическая группа параметров использовалась как основной региональный показатель разделения оцениваемой территории на перспективную и малоперспективную. Эта процедура производилась по величинам минерализации и химического состава вод, содержанию в них растворенных газов, химического состава последних и суммарному содержанию в них гомологов метана. Гидрогеологические показатели использовались как дополнительные при анализе изолированных друг от друга цениваемых НГК.
С помощью вышеперечисленных критериев по каждому НГК определены зоны влияния эталонных участков — тех расчетных участков, которые оценивались с помощью одного и того же эталона. Количество таких зон влияния соотнесено с количеством эталонных участков. По расчетным участкам в пределах зон влияния определялись значения критериев оценки и по степени их различия с эталонами вводились поправочные коэффициенты переноса плотностей ресурсов с эталонного участка на расчетный. Информативность критерия определялась диапазоном значений поправочных коэффициентов от минимального до максимального. Для каждого эталонного участка наряду с его площадью, установленной по Госбалансам, величиной накопленной добычи, разведанных (кат. С1) и предварительно оцененных (кат. С2) запасов, плотностью запасов, определены площади всех фациальных и структурных элементов, расположенных на его территории. В сумме эти площади составляют площадь эталонного участка. В качестве «шага» плотности запасов принято значение 20 тыс.т./км2. Таким образом, в основу расчета ресурсной базы положен метод внутренних аналогий. При этом учтено одно важное обстоятельство: накопленный к настоящему времени опыт разработки открытых месторождений показывает, что в ряде случаев количество добытых УВ этих месторождениях приближается, а иногда и превышает количество утвержденных в них запасов нефти, газа и конденсата, поэтому полученная оценка может быть только заниженной.
В общем виде формула расчета ресурсов имеет следующий вид:
qps= qэs х кa ,
где: qps — плотность углеводородов на расчетном участке, qэs - плотность углеводородов на эталонном участке, ка — коэффициент аналогии расчетного и эталонного участка, рассчитываемый как: ка = кстрхкфацхкгеох , где кстр, кфац и кгеох — поправочные коэффициенты для структурного, фациального и геохимического критериев.
Расчетные данные приведены в таблице:
С помощью системы уравнений раздельная оценка ресурсов нефти, газа и конденсата Томской области была произведена, и ее результаты излагаются в следующей таблице:
Две трети суммарных геологических ресурсов углеводородов сосредоточены практически поровну в двух нижних комплексах — надояхском и шараповском. Среди типов углеводородных флюидов львиную долю — более 92 % занимают нефть с газом растворенным в ней; «чистая» нефть составляет более 80 % от суммарных ресурсов.
Извлекаемые ресурсы углеводородов нижне-среднеюрских отложений в пределах Томской области оцениваются в 2,4 млрд. т. УУВ. Только ресурсы нефти равны 1,5 млрд. т. Из них 2/3 ресурсов — около 1 млрд. т., примерно пополам распределены между надояхским и шараповским НГК. Коэффициент разведанности ресурсов нижнесреднеюрских отложений Томской области (отношение запасов промышленных категорий А+В+С1+С2 и накопленной добычи к начальным суммарным ресурсам) составляет примерно 7,5 %. Следовательно, более 90 («92,5) процентов ресурсов УВ относится к категориям перспективных и прогнозных. Эта же пропорция справедлива и для извлекаемых ресурсов нефти, газа и конденсата.
Автор: В.П. Девятов, В.И. Демин, А.Е. Еханин, А.М. Казаков, О.В. Серебренникова, Л.В. Смирнов, В.С. Сурков, О.В. Шиганова ФГУП «СНИИГГиМС»
