Approaches to evaluation of hydrocarbon potential of tight reservoirs using the example of domanic deposits of timan-pechora petroleum province

Abstract

Рассмотрены подходы и методические приемы оценки запасов и ресурсов углеводородных скоплений, приуроченных к «сланцевым» толщам. Остаточный потенциал УВ нефтегазоматеринских сланцевых толщ определяется историей осадконакопления и условиями захоронения высокоуглеродистых отложений, т.е. для надежной оценки необходимо изучать как вмещающую матрицу, так и условия зарождения и сохранения углеводородов в ней. При оценке промышленной значимости скоплений УВ сланцевых толщ в североамериканских проектах, используются данные тестовых исследований скважин, которые распространяются или интерполируются, с применением высокоразрешающей сейморазведки, на межскважинное пространство. Такой подход очень эффективный, но и очень затратный, что для России в современных условиях вряд ли применимо. Предлагается подход к оценке запасов и ресурсов в доманиковых отложениях Тимано-Печорской НГП, основанный, в первом случае, на модификации объемного метода подсчета запасов с применением подсчетных параметров, определенных в отдельных вертикальных (горизонтальных) скважинах и контроль балансовым геохимическим методом, и использовании, во втором случае, комплексного геохимического метода с контролем методом геологических аналогий. Установлено, что в силу резкой фациальной и геохимической изменчивости распространять подсчетные параметры, определенные в отдельной скважине на расстояние более 2-3 диаметров дренажа не обосновано. На основе комплексного геохимического метода с учетом оценки порового и трещинно-порового пространства объемы остаточной нефти в нефтегазоматеринской толще доманикоидной формации оценены в 4,4 млрд. т нефти и 4 трлн. м газа. Предложены методы изучения необходимые для реализации алгоритма оценки объемов скоплений УВ в сланцевых доманикоидных толщах. The paper reviews approaches and methods for estimation of reserves and resources of hydrocarbon accumulations confined to tight (“shale”) rocks. Remaining hydrocarbon potential of tight petroleum source rocks depends on depositional history and burial environment of high-carbon deposits. This means that reliable reserves estimation requires studies of the matrix rock as well as the conditions of petroleum generation and preservation. In North American shale projects, for evaluation of commercial value of shale oil and gas accumulations well production testing data are used which are extended or interpolated with respect to inter-well space using high-resolution seismic. This approach is highly efficient but very expensive, which makes it impractical for Russia in contemporary conditions. A new approach is proposed for estimation of reserves and resources of the Domanic sediments in the Timan-Pechora petroleum province. This approach consists in modification of volumetric method for reserves estimation using volumetric parameters determined for individual vertical (horizontal) wells with subsequent data verification using geochemical mass balance methods and integrated geochemical method with data control provided by geological analogue extension method for estimation of reserves; and integrated geomechanical method with data verification using geological analogue extension method for estimation of resources. Is was found that due to extensive facial and geomechanical variations, extension of volumetric parameters determined in an individual well to more than 2-3 drainage diameters is unreasonable. Based on integrated geochemical method with consideration of pore and fracture volume, residual petroleum reserves of the domanikoid petroleum source rock were estimated at 4.4 billion tons of oil and 4 trillion cubic meters of gas. Further study methods are proposed for estimation of petroleum reserves of tight domanikoid reservoirs.