Курсовая работа: Становление, освоение и динамика развития нефтегазового комплекса Западной Сибири
Форсированный отбор запасов из наиболее высокопродуктивных
залежей (из залежи пласта БВ8 месторождение Самотлор годовой отбор на пике
добычи составлял, например 20%) привел к последовательному накоплению на
балансе трудноизвлекаемых запасов. Доля ТИЗ в общем балансе разведанных запасов
нефти в Западной Сибири от первых процентов в начале разработки возрастала и
составила в середине 70-х годов более 10%, а ныне более - 50%. Этот показатель
следует учитывать, так как темп отбора ТИЗ на одинаковых стадиях разработки в
4-5 раз ниже, чем для запасов, которые стали в противоположность
трудноизвлекаемым называть "активными" [5].
Таковы качественные характеристики запасов нефти
промышленных категорий в Западной Сибири и тенденции их динамики. Ближайшим
резервом наращивания запасов категорий ABC1 являются предварительно оцененные
запасы (С2).
На запасы нефти категории С2 Западной Сибири приходится
значительная часть нефтяного потенциала месторождений и они связаны в основном
(81%) с разведуемыми и подготовленными к разработке месторождениями. На
разрабатываемых месторождениях концентрация запасов нефти категории С2 невысока
и составляет в среднем 3-6 млн. т на объект. Выполненная дифференциация запасов
нефти категории С2 показала, что 51% их объема сосредоточен в отложениях
шельфового неокома и васюганского комплекса, которые имеют в целом лучшие
фильтрационно-емкостные свойства. Остальная часть относится к менее
продуктивным горизонтам тюменской и баженовской свит, ачимовской толще, которые
характеризуются коллекторами с низкими фильтрационно-емкостными свойствами и
высокой долей трудноизвлекаемых запасов с низкой продуктивностью скважин. Однако
и в неокомских отложениях в северной части провинции, в Надым-Пурской и
Пур-Тазовской нефтегазоносных областях, значительная часть запасов нефти
категории С2 относится к ТИЗ (Восточно-Мессояхское, Салекоптское, Ен-Яхинское,
Уренгойское и другие месторождения. Более 50% запасов нефти категории С2
оценены на залежах с дебитом скважин менее 5-10 м/сут.
По данным ИГиРГИ и СибНИИНП подтверждаемость запасов нефти
категории С2 при переводе в разведанные запасы в регионе широко изменяется и в
среднем равна 0,6. [3, c. 70]
Таким образом, запасы нефти категории С2 Западной Сибири при
их большой количественной оценке по качественным характеристикам уступают не
только уже реализованным запасам, но и текущим запасам категории АВС1.
Неразведанные ресурсы нефти. Количественная оценка
неразведанных ресурсов нефти Западной Сибири на протяжении многих лет является
предметом острых дискуссий. При принятой официальной оценке неразведанные
ресурсы (С3+ Д1 + Д2) составляют около 60% НСР Западной Сибири и количественно
представляют огромный резерв для подготовки запасов промышленных категорий.
Опустив в данном случае споры о количестве, как не имеющие отношение к
рассматриваемой теме, дадим оценку их качественным особенностям.
Перспективные ресурсы (категория С3) размещены в основном в
северных нефтегазоносных областях: 80% их сосредоточено в Надым-Пурской,
Среднеобской, Пур-Тазовской и Фроловской НГО. Стратиграфически наибольшие
объемы перспективных ресурсов нефти связаны с неокомским (35%), тюменским
(31%), ачимовским (19%) и васюганским (15%) комплексами, причем более активная
и достоверная часть приурочена к неокомскому и васюганскому комплексам.
Отличительной особенностью ресурсов нефти категории С3 является их низкая
концентрация на многих структурах. Поэтому открытия месторождений на
структурах, оцененных по категории С3, будут в основном мелкими по запасам,
главным образом 3-10 млн. т.
Перспективные ресурсы нефти из-за приуроченности их
значительной части к низкопродуктивным коллекторам имеют неблагоприятную
характеристику по продуктивности. Так, ресурсы с дебитом скважин менее 10 т/сут
составляют 50%.
На состояние ресурсов нефти категории С3 негативное влияние
оказывает их низкая подтверждаемость при переводе в разведанные и
предварительно оцененные запасы. Коэффициент достоверности перспективных
ресурсов широко изменяется во времени и по отдельным нефтедобывающим районам.
По данным ИГиРГИ и СибНИИНП его величина в последнее десятилетие составила 0.4.
Приведенные данные свидетельствуют о напряженном положении в
регионе с выбором наиболее перспективных структур для ввода их в глубокое
бурение.
Подавляющая часть неразведанных ресурсов нефти (около 80%) в
Западной Сибири приходится на прогнозные ресурсы. При этом в связи с высокой
степенью изученности нефтеносности провинции на региональном уровне практически
все ресурсы отнесены к категории Д1. Около 30% прогнозных ресурсов нефти
оценены в труднодоступных северных районах Западной Сибири - Надым-Пурской,
Пур-Тазовской, Ямальской и Гыданской НГО.
Для прогнозных ресурсов нефти характерно значительное
сокращение (по сравнению с накопленной добычей и разведанными запасами нефти)
их доли в высокопродуктивном неокомском комплексе пород (рис.1). Если из
отложений неокомского комплекса добыто 86% нефти, а доля разведанных запасов в
этих отложениях составляет около 55%, то удельный вес неразведанных ресурсов
нефти (категории Д1+ Д2 + С3) составляет в них лишь 39%. Возрастает доля
ресурсов в глинистых полимиктовых коллекторах тюменской свиты (24,0%), имеющих
в основном низкие фильтрационно-емкостные свойства. Ресурсы нефти, связанные с
ними, относятся в значительной мере к трудноизвлекаемым. Велика доля
трудноизвлекаемых ресурсов в отложениях ачимовского и даже неокомского
комплексов. В последнем почти одна треть ресурсов нефти связана с нефтегазовыми
залежами. [7, c. 45]
Опыт геологоразведочных работ последних лет в Западной
Сибири свидетельствует о постепенном увеличении количества несводовых ловушек,
вовлекаемых в разведку. Поэтому значительная часть прогнозных ресурсов нефти
связана с залежами более сложного геологического строения, чем разведанные
запасы. Если последние в основном приурочены к сравнительно простым, уверенно
обнаруживаемым геофизическими методами антиклинальным поднятиям, то для
прогнозных ресурсов ожидается существенное увеличение доли ловушек различных
неантиклинальных типов. Согласно последней прогнозной оценке доля ресурсов
нефти в неантиклинальных ловушках составляет в Западной Сибири 67%. Выявление и
подготовка к бурению подобных ловушек требуют более совершенных методов геолого-поисковых
работ, прежде всего, сейсморазведки, а подготовка запасов на них - большего
объема глубокого бурения.
К важнейшей характеристике качества запасов и неразведанных
ресурсов нефти относится крупность запасов месторождений. Анализ ретроспективы
открытий и экстраполяция складывающихся соотношений на перспективу показали,
что самые значительные средних размеров запасы были открыты в 1965-1971 гг.
(более 300 млн. т). К настоящему времени средний размер запасов открываемых
нефтяных месторождений уменьшился до 20 млн. т. В перспективе будет происходить
дальнейшее снижение средних размеров запасов и размеров наиболее крупных
месторождений (рис. 3).
Рисунок 2. Динамика средней величины запасов нефти открытых
месторождений
Среди открытых в Западной Сибири нефтяных и нефтегазовых
месторождений 50% относятся к категории мелких с максимумом в интервале запасов
3-10 млн. т. Однако 37% начальных разведанных запасов приходится на семь уникальных
месторождений.
График распределения открытых месторождений по классам
крупности имеет симметричный вид, где число месторождений снижается для
наиболее крупных и мелких месторождений. Оценка структуры неразведанных
ресурсов на основе математического распределения Парето [2,4] показала
существенное отличие прогнозируемого распределения от фактического в области
мелких и средних по размерам запасов месторождений. В целом, чем меньше запасы
месторождений, тем больше их число. Прогнозируется, что большая часть
неразведанных ресурсов нефти представлена несколькими тысячами мелких (менее 10
млн. т) и 250-300 средних по запасам месторождений. Среди крупных будут
преобладать нефтяные месторождения с запасами 30-100 млн. т. Прогнозируются к
открытию несколько крупных месторождений с запасами 100-200 млн. т. Особым
вопросом является оценка вероятности открытия уникальных по запасам нефти
месторождений. В Западной Сибири в соответствии с количественной оценкой
прогнозных ресурсов нефти и используемым законом распределения возможно
открытие одного-двух уникальных месторождений. Однако сопоставление площадных
размеров уникальных месторождений (300 км2 и более) свидетельствует о невысокой
вероятности открытия в Западной Сибири месторождений, уникальных по размерам запасов
нефти. Кстати, уникальные по запасам месторождения не были открыты в Западной
Сибири с 1983 г.
Итак, для Западно-Сибирской провинции, крупнейшей по объему
ресурсов нефти всех категорий, характерен в последние годы серьезный спад
добычи, важнейшей геологической причиной чего служит ухудшение качества
запасов, в том числе высокая степень выработанности разрабатываемых
месторождений и последовательное накопление на балансе запасов более низкого
качества, в том числе трудноизвлекаемых, доля которых в общем объеме текущих
разведанных запасов превысила половину. Крупные по объему неразведанные ресурсы
нефти Западной Сибири качественно уступают запасам промышленных категорий как
по степени концентрации (запасам месторождений), так и продуктивности.
Впервые в Западной Сибири на окраине посёлка Берёзово 21
сентября 1953 года одна из разведочных скважин дала мощный фонтан газа. Это
открытие дало стимул для дальнейшего развёртывания геолого-разведочных работ.
Вскоре начался период целого ряда открытий нефтяных и газовых месторождений
Западной Сибири. 21 июня 1960 года было открыто первое в Западной Сибири
Трёхозёрное, 24 марта 1961 года – Мегионское, 15 октября 1961 года -
Усть–Балыкское, в агусте 1962 года – Советское, 15 ноября 1962 года –
Западно–Сургутское, 1 декабря 1964 года – Правдинское, 3 апреля 1965 года –
Мамонтовское, 29 мая 1965 года – Самотлорское нефтяные месторождения.
Страницы: 1, 2, 3, 4 |
