Стратегия сбалансированного воспроизводства запасов и добычи неф

На правах рукописи

ПРИЩЕПА Олег Михайлович

СТРАТЕГИЯ СБАЛАНСИРОВАННОГО ВОСПРОИЗВОДСТВА ЗАПАСОВ И ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА СЕВЕРО-ЗАПАДНОГО РЕГИОНА РОССИИ

Специальность 25.00.12 — «Геология поиски и разведка

горючих ископаемых»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание учёной степени

доктора геолого-минералогических наук

Санкт-Петербург — 2007

Работа выполнена во Всероссийском нефтяном научно-исследовательском геологоразведочном институте (ВНИГРИ)

Официальные оппоненты:

Доктор геолого-минералогических наук, профессор, академик РАН,

Конторович Алексей Эмильевич

Доктор геолого-минералогических наук, профессор

Филиппов Виктор Павлович

Доктор экономических наук, профессор, заслуженный деятель науки РФ,

Ильинский Александр Алексеевич

Ведущая организация: Институт геологии и разработки горючих ископаемых (ИГИРГИ)

Защита состоится: «23» октября 2007 г. в 15 час. 00 мин.

на заседании диссертационного совета Д.212.200.02 в государственном образовательном учреждении РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу: 119991, Москва, В-296, ГСП-1, Ленинский проспект, 65, ауд. 232.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу: 119991, ГСП -1,В-296,  Москва, Ленинский проспект, 65

Автореферат разослан « ___» _______ 2007 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

кандидат геолого-минералогических наук,

доцент Леонова Е.А.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность исследования Исследование направлено на решение одной из наиболее важных научно-практических проблем современного недропользования — формирование сбалансированной по геологическим объектам и срокам стратегии воспроизводства запасов и добычи нефти и газа региона в условиях интенсивной отработки запасов.

В последние годы добыча нефти и газа в Российской Федерации, достигла и даже превышает показатели, заложенные в самый благоприятный вариант развития. Несмотря на общие позитивные тенденции по ряду нефтегазоносных районов, включая Западную Сибирь и Тимано-Печорскую нефтегазоносную провинцию (НГП), отмечается снижение обеспеченности добычи разведанными запасами, ухудшение геолого-промысловых характеристик месторождений вовлекаемых в освоение.

Причинами сложившейся ситуации является не только объективное по своей природе истощение ресурсов недр, но и отсутствие скоординированных программ воспроизводства минерально-сырьевой базы (МСБ) по основным добывающим нефтегазоносным районам страны.

Проблема сбалансированного развития минерально-сырьевой базы для удовлетворения растущих потребностей экономики страны в ресурсах углеводородного сырья в последние годы заметно актуализируется. Одним из важных шагов ее решения стало разработка МПР России Федеральной «Долгосрочной государственной программы изучения недр и воспроизводства минерально-сырьевой базы России на основе баланса потребления и воспроизводства минерального сырья» а также региональных Программ освоения ресурсов нефти и газа, в т.ч. по Северо-Западному региону.

Изучению проблемы геолого-экономического прогнозирования темпов и направлений развития МСБ нефтегазовых ресурсов посвящены работы многих отечественных ученых, в том числе: И.Х. Абрикосова, Л.З. Аминова, Ю.Н. Батурина, М.Д. Белонина, А.П. Боровинских, И.О.Брода, В.В.Бушуева, А.А. Герта, Ю.Н. Григоренко Е.Б. Груниса, Л.П. Гужновского, В.Ф.Дунаева, А.А. Ильинского, С.Я. Кагановича, С.А. Киммельмана, К.А. Клещева, А.А. Конопляника, А.Э. Конторовича, А.Г. Коржубаева, О.С. Краснова, А.А. Ледовских, В.Н. Макаревича, К.Н. Миловидова, В.И. Назарова, В.Д. Наливкина, В.П. Орлова, С.И. Сирыка, Э.М. Халимова, Н.Ю.Успенская, В.И. Шпильмана, В.И. Эскина и др.

Вместе с тем, несмотря на достаточно высокий общий уровень теоретической разработанности, целый ряд методических и особенно прикладных аспектов воспроизводства МСБ в современных условиях требует своей конкретизации и развития.

Наиболее важными среди них являются вопросы обоснования геологической модели изучения и воспроизводства запасов региона, развитие теории и практики выделения и оценки зон нефтегазонакопления, выбора генетически и морфологически однотипных объектов поисковых работ, геолого-экономической оценки разномасштабных нефтегазоносных объектов, оценка уровней добычи нефти и газа, обоснование необходимых объемов воспроизводства запасов с учетом эффективности ГРР и др.

Решение проблем развития геологической базы прогнозирования (включая геолого-экономическое) различных типов нефтегазоносных объектов имеет особое значение для Северо-Западного региона страны. Данный регион обладает значительным потенциалом расширения сырьевой базы нефтяной и газовой промышленности, его промышленные запасы с учетом ресурсов шельфа арктических морей будут играть в ближайшие годы значительную роль в топливно-энергетическом балансе и экспорте России из за выгодного географического положения и близости к рынкам сбыта.

Рассматриваемые в диссертации проблемы легли в основу составления разделов Программ Министерства промышленности и энергетики, Министерства природных ресурсов Российской Федерации, Федерального агентства по недропользованию, Российской академии наук, а также нефтегазовых компаний, выполняемых при участии автора в период 1999-2006 гг.

Цель работы. Целью диссертационной работы является научное обоснование и разработка геолого-экономического прогноза нефтегазоносности Северо-Западного региона России и формирование на этой основе стратегии сбалансированного воспроизводства запасов обеспечивающей устойчивое развитие добычи нефти и газа на современном этапе геологической изученности региона.

Основные задачи исследований:

Сформулировать парадигму устойчивого развития сырьевой базы нефтегазоносного региона, выделить проблемное поле и на этой основе обосновать факторы эффективного изучения и освоения нефтегазового потенциала Северо-запада России на современном этапе его геологической изученности и освоенности.

Разработать геологическую модель изучения и оценки нефтегазового потенциала Северо-Западного региона включая его районирование, характеристику основных структур, структурно-формационное расчленение осадочного чехла и др.

Обосновать критерии и методику выделения и оценки зон нефтегазонакопления (ЗНГН), отвечающих условию выбора генетически и морфологически однотипных объектов поисковых работ на нефть и газ в пределах (мега-) нефтегазоносных комплексов с использованием современных методов геологического моделирования.

Усовершенствовать инструментарий оценки экономической целесообразности постановки стадий геологоразведочных работ на перспективных участках и объектах, обеспечивающую оптимизацию проведения региональных и поисковых геологоразведочных работ, а также способствующей определению рационального уровня их детальности как для региона, так и компании.

На основе модели сбалансированного воспроизводства запасов разработать количественные параметры, характеризующие эффективность геологического изучения перспективных участков, обосновать приоритетные направления лицензирования недр и механизм их лицензирования.

Разработать модельно-методологический комплекс прогнозирования уровней добычи углеводородного сырья в Северо-западном регионе России включающий моделирование сценариев воспроизводства запасов, прогноз добычи нефти и газа при различных вариантах ввода месторождений в освоение по распределенному и нераспределенному фонду недр.

Разработать стратегию воспроизводства запасов нефти и газа в Тимано-Печорской провинции, включая обоснование необходимого прироста запасов, комплексную оценка качества и рентабельности освоения лицензионных участков и объемов и инвестиций, необходимых для проведения геологоразведочных работ, направленных на увеличение и поддержание добычи нефти и газа.

Фактические материалы.

В основу диссертации положены результаты личных более чем 20 летних исследований автора (с 1983 по 2007гг.) по нефтегазовой геологии, теории, методике и практике проведения поисково-разведочных работ и лицензирования и в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и в северо-западном регионе России (в т.ч. полевых наблюдений на Северном и Полярном Урале, на Тиманской гряде, гряде Чернышева, Среднепечорском поднятии и побережье Баренцева моря и др.). В работе также использованы геологические, геохимические, промысловые и буровые материалы производственных и научных организаций Нарьянмарнефтегаз, Ухтангефтегазгеология, Севергеофизика, Нарьян-Марсейсморазведка, Севергазпром, Тимано-Печорский НИЦ, ПечорНИПИнефть, СеверНИПИгаз, Севморгео, ВНИГНИ, ИГиРГИ, ВНИГРИ, Коми научный Центр Ур. Отд. РАН и др.

Защищаемые научные положения:

1. Современная парадигма недропользования при освоении нефтегазовых ресурсов региона основана на сбалансированном и устойчивом развитии его сырьевого потенциала, обеспечивающего заданные темпы отбора нефти и газа исходя из реальной геологической изученности (модели) региона, геолого-экономической оценки прогнозных ресурсов, экономически эффективных направлений и объектов геологоразведочных работ с учетом инвестиционных возможностей государства и недропользователей, синхронного с добычей с развития транспортной и перерабатывающей систем.

2. Выделение зон аккумуляции и нефтегазонакопления путем выбора генетически и морфологически однотипных объектов поисковых работ в пределах (мега-) нефтегазоносных комплексов, позволяет выполнять количественную оценку прогнозных ресурсов нефти и газа, а по совокупности оценок нескольких (мега-) комплексов формировать целенаправленные и эффективные программы геологического изучения нефтегазоперспективных земель.

3. Модель сбалансированного воспроизводства запасов нефти и газа, получившая научное обоснование в работе, отвечает как современному состоянию недропользования в регионе, его фактической изученности, так и решению государственных задач по достижению необходимой обеспеченности запасами УВ в средне- долгосрочной перспективе. На основе предложенной модели обоснованы критерии выделения экономических (нефтегазоносных) районов ближайшего, среднесрочного и будущего освоения.

4. Результаты количественной и геолого-экономической оценок ресурсной базы Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, включая ее морское продолжение, являются базой (основой) формирования стратегии изучения и освоения нефти и газа в данном регионе. Уточненные данные (от оценок проводимых ранее методами геологических аналогий) позволили скорректировать геологическую структуру прогнозных ресурсов и экономические параметры их освоения, как для отдельных комплексов, так и для нефтегазоносных областей и районов.

5. Сбалансированная программа развития региональных, и поисково-разведочных работ Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции включая ее морское продолжение, позволяет оптимизировать темпы, направления и необходимую степень детальности работ на каждой стадии, обеспечивая заданные темпы прироста запасов и инвестиционную привлекательность финансирования работ, как со стороны государства, так и частных инвесторов.

6. Научно обоснована долгосрочная (на период до 2020 г.) программа лицензирования недр и воспроизводства запасов нефти и природного газа Северо-западного региона России включая территории Республики Коми, Ненецкого Автономного Округа, а также шельфы Баренцева (Печорского) и Карского морей. Программа обеспечивает рациональное освоение нефтегазового потенциала региона на основе выбора актуальной модели воспроизводства запасов и экономически эффективных сценариев подготовки и отработки нефтегазоносных объектов.

Научная новизна:

Обоснованы методологические принципы и методы выделения зон нефтегазонакопления (ЗНГН), отвечающих условию выбора генетически и морфологически однотипных объектов поисковых работ на нефть и газ, что позволяет в пределах (мега-) комплексов сформировать целенаправленные программы геологического изучения нефтегазоперспективных земель.

Разработана геолого-экономическая модель сбалансированного воспроизводства запасов нефти и газа позволяющая на основе фактической изученности региона рационализировать уровень обеспеченности запасами УВ в средне- долгосрочной перспективе.

Предложен инструментарий и схема оптимизации регионально-зональных работ на нефть и газ для объектов различных масштабов и степени изученности. Обоснованы методологические подходы и критерии выделения экономических (нефтегазоносных) районов ближайшего, среднесрочного и будущего освоения обеспечивающих рациональное и комплексное освоение запасов нефтегазодобывающего региона.

Разработаны принципы и рекомендации по формированию программ лицензирования, отвечающих моделям воспроизводства запасов углеводородов и учитывающих темпы добычи углеводородов их изученность и конъюнктуру.

Применительно к требованиям современной системы недропользования усовершенствована методика геолого-экономической и стоимостной оценки перспективных (локализованных) ресурсов нефти и газа, обеспечивающая формирование целевой программы воспроизводства нефтегазовых ресурсов региона.

Усовершенствована методология оценки эффективности региональных, и поисково-разведочных работ на нефть и газ позволяющая научно обосновать экономическую целесообразность геологоразведочных работ разных этапов и стадий и необходимую степень их детальности.

Практическая значимость:

Сформирована комплексная программа воспроизводства запасов нефти и газа и лицензирования недр Северо-Западного Федерального округа (СЗФО) обеспечивающая достижение заданных уровней добычи и высокую геолого-экономическую эффективность освоения ресурсов нефти и газа региона.

Разработаны предложения по совершенствованию нормативно-правовой базы лицензирования и налогообложения, стимулирующих рациональное освоение ресурсов подготовленного и нераспределенного фонда недр в нефтегазоносных регионах.

Разработаны организационные подходы к процессу лицензирования недропользования в условиях реформирования нормативно-правовой базы, предложены механизмы адаптации лицензионной политики и системы налогообложения к современным условиям недропользования.

Выполнена геолого-экономическая оценка прогнозных и локализованных ресурсов УВ, а также районирование Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и на этой основе обоснованы приоритетных направления лицензирования и размещения объемов геологоразведочных работ.

Предложена геолого-экономическая модель образования, распределения и использования доходов нефтегазового комплекса основанная на выделении рентообразующих факторов возникающих на стадии подготовки запасов и отработки лицензионных участков.

Обоснованы рекомендаций и контрольные цифры освоения нефтегазовых ресурсов регионов северо-запада России, включая Республику Коми, Ненецкий Автономный Округ, а также шельф Баренцева (Печорского) моря.

Предложена методика системного анализа многоуровневой геологической информации и геоинформационные технологий долгосрочного геолого-экономического прогноза и управления процессом лицензирования нефтегазовых ресурсов на уровне региона.

Реализация результатов работы. Основные научные и прикладные положения диссертационной работы были использованы при формировании ряда отраслевых комплексных проектов, отраслевых и региональных программ и прогнозов. Основными из них являются: «Комплексный проект ГРР на нефть и газ на 1986-1990 гг. по Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции», «Долгосрочная государственная программы изучения недр и воспроизводства минерально-сырьевой базы России на основе баланса потребления и воспроизводства минерального сырья», «Государственная программа на 2004-2020 годы комплексного изучения и освоения запасов и ресурсов нефти и газа Северо-Запада России, включая Арктический шельф», «Программа комплексного освоения ресурсов УВ сырья Северо-Западного региона России на период до 2020 г.», «Программа развития и использования минерально-сырьевой базы Республики Коми на 2006-2010 годы и на период до 2015 года», «Итоговые материалы количественной оценки ресурсов нефти, газа и газового конденсата по Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции» и др.

Апробация работы. Основные положения диссертации опубликованы в печатных работах, в том числе в монографиях, неоднократно докладывались на международных и всероссийских научных конференциях и форумах. Основными из них являются научно-практические конференции: «Теория и практика геолого-экономической оценки нефтегазовых объектов» (2003 г.); «Настоящее и будущее сырьевой базы морской нефтегазовой промышленности России» (2004 г.), «Актуальные проблемы прогнозирования, поисков, разведки и добычи нефти и газа в России и странах СНГ» (2006 г), «Недра России — пути удвоения ВВП» (2005 г.), «Теория и практика стоимостной оценки нефтегазовых объектов» (2005 г.), «Роль топливно-энергетического комплекса России в социально-экономичекском развитии страны и увеличении ВВП» (2006 г.) и др. Итоговые результаты исследования рассмотрены и одобрены на Международном Петербургском Форуме «Топливно-энергетический комплекс России: региональные аспекты» (2006 г.).

Публикации. Результаты исследований автора изложены в 160 публикациях: в том числе в 8 монографиях, в докладах и статьях, из которых 24 изданы на английском языке. Основные положения диссертации нашли отражение в публикациях в рекомендованных ВАК рецензируемых журналах.

Объем и структура диссертации работы. Содержание диссертации обусловлено последовательностью решаемых задач. Работа состоит из введения, 7 разделов, заключения и 4 картографических приложений. Основной её текст изложен на 334 страницах и содержит 42 таблиц и 144 рисунка. Список литературы содержит 325 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе: «Основные концептуальные положения стратегии рационального недропользования при освоении нефтегазовых ресурсов региона» обоснованы концептуальные и методологические подходы оптимизации темпов воспроизводства МСБ, направлений лицензирования и подготовки запасов нефти и газа, предложена система геолого-экономического аудита запасов.

Минерально-сырьевой комплекс Российской Федерации обеспечивает более половины ВВП и доходов федерального бюджета страны, доля России в общемировой добыче нефти составляет 13%, газа – 25%. Экспорт УВС формирует более 70% валютных доходов России. Доля нефти и продуктов ее переработки в структуре экспорта России составляет около 40%. Поддержание добычи нефти в Российской Федерации в соответствии с утвержденной Правительством «Энергетической стратегией России до 2020 г.» является важнейшим национальным приоритетом и возможно только при форсированной подготовке новых запасов, что требуют интенсивного проведения геологоразведочных работ и соответствующих затрат.

Решение этой проблемы сводится к необходимости скорейшего формирования стимулирования добывающих компаний к геологическому изучению недр за собственный счет. Приоритеты и рекомендации по реализации такой политики показаны на рис. 1.

При формировании стратегии воспроизводства и освоения нефтегазовых ресурсов необходимо учитывать реальную геологическую изученность (модель) региона, последовательность и стадийность геологоразведочных работ, их возможную эффективность, а также методологические требования по проведению работ.

Для обеспечения активного инвестирования в ГРР, наряду с совершенствованием нормативно-правовой базы государство может непосредственное обеспечить проведение ГРР на новых перспективных направлениях поисков (новые районы, нефтегазоносные горизонты и проч.). При этом снижение геологических рисков для инвестора связано с региональными либо опережающими поисковыми работами, направленными на выявление первоочередных перспективных объектов и залежей. Снижение технологических рисков на нетрадиционных направлениях работ на нетрадиционных направлениях работ связано с проведением опытно-методических или опережающих исследований

Рис. 1. Стратегические приоритеты определяющие парадигму недропользования НГК

В методологическом плане современная парадигма управления нефтегазового комплекса должна включать наиболее важные совместимые элементы известных моделей и дополняться новыми достижениями науки и техники. Система должна интегрировать определяющие современные концепции устойчивости социально-экономического развития, рационального и экологичного недропользования, энергоэффективной экономики и др.

Парадигма недропользования должна быть дополнена требованиями сбалансированного инновационно-ориентированного развития сырьевой базы нефтегазодобычи с учетом достижение в области геологии, методики и технологии ГРР. При этом особое значение здесь приобретает стратегически ориентированный механизм использования государственного фонда недр.

Объёмы воспроизводства МСБ должны обеспечивать компенсацию их потребления добывающими отраслями, в соответствии с прогнозами развития топливно-энергетического комплекса Российской Федерации и обеспечении рационального и комплексного использования и воспроизводства минерально-сырьевых ресурсов в интересах будущих поколений РФ. Стратегическими ориентирами управления являются Энергетическая стратегия России на период до 2020 года, Федеральные целевые программы а также оценки перспектив внутреннего потребления, экспорта и импорта УВС; организация

Основополагающими факторами освоения УВС являются прогноз структуры топливно-энергетического баланса, характер спроса и потребления нефти и газа, нормативно-правовые условия недропользования, разноуровневые инвестиционные и технологические возможности компаний, согласованность добычи с подготовленностью транспортной и перерабатывающей систем.

Каждый из указанных факторов, в свою очередь, зависит от частных прогнозных моделей – спроса на энергоносители на мировых рынках и внутри России, прогноза развития систем транспортировки (внутрироссийских и экспортных), прогноза обеспеченности добычи, прогноза развития переработки и т.д. Таким образом, региональная модель освоения нефти и газа основывается на региональной модели потребления УВС с учетом факторов, собственно определяющих добычу – ресурсную базу, технологию поисков, разведки и добычи. Традиционно динамика освоения ресурсов характеризуется следующим набором показателей (или их соотношением): разведанность ресурсов; эффективность поисково-разведочного бурения; освоенность ресурсов; выработанность начальных разведанных запасов; темпы отбора от начальных разведанных запасов; обводненность добываемой продукции; удельные затраты на подготовку запасов; удельные затраты на добычу и др. Даже при первоначальном определении экзогенных входящих параметров задача создания региональной модели освоения лежит в области решения задач многофакторного анализа, с возможным ограничением на всех этапах критическими (предельными) параметрами (по принципу «наислабейшего звена»).

Геологические исследования основных нефтегазоносных бассейнов позволили установить закономерности, а также функциональные связи между основными показателями и их производными. К наиболее значимым, можно отнести разработки, касающиеся этапности и стадийности геологоразведочных работ.

Наличие этапности процесса ГРР одним из первых выявил А.А. Трофимук, показавший в серии работ (1957-1964 гг.), что в развитии этого процесса выделяются этапы с низкой эффективностью ГРР, на котором выявляются особенности геологического строения территории; максимальной эффективности, когда выявляется преобладающая часть ресурсов и, наконец, низкой и снижающейся эффективности подготовки запасов.

Большой вклад в развитие моделирования и разработку методики перспективного прогнозирования эффективности ГРР и динамики добычи нефти и газа сделан М.Хаббертом (1967), которым были установлены функциональные зависимости эффективности ГРР от степени разведанности НСР и нарастающего объема поисково-разведочного бурения, а также взаимосвязь динамики добычи нефти с динамикой годового прироста запасов, уровнем разведанности и освоенности НСР.

В настоящее время прогнозирование добычи нефти по кривым динамики освоения ресурсов для крупных нефтегазоносных территорий имеет ограниченное распространение в мировой практике. За последние годы наиболее надежным и общепринятым является прогнозирование добычи нефти исходя из оценки единичных залежей, месторождений. Прогнозирование добычи по неразрабатываемым объектам производится по модельным кривым (аналогов) с учетом индивидуальных особенностей, которые можно учесть.

Стратегия воспроизводства сырьевой базы базируется на результатах количественной оценки ресурсов УВ и представлена единичной «ячейкой» структуры ресурсов, охарактеризованной следующими параметрами: глубина залегания, площадь ожидаемых залежей, толщина нефтегазонасыщенной части пласта, доля нефти в газонефтяных залежах, плотность нефти в пластовых условиях, вязкость нефти в пластовых условиях, содержание серы и парафина в нефтях, газовый фактор, КИН, выход стабильного конденсата и др. качественным показателям.

На проблему воспроизводства сырьевой базы существует несколько точек зрения:

Разведанные и подготовленные к освоению запасы нефти и газа позволяют еще несколько лет не проводить широкомасштабные геологоразведочные работы, а для наращивания и поддержания уровней добычи следуют создавать инфраструктуру и вовлекать в освоение в основном запасы ранее выявленных месторождений.

Возможности «старых» районов и месторождений далеко не исчерпаны и существенный резерв поддержания добычи нефти и газа возможен также без проведения широкомасштабных геологоразведочных работ за счет интенсификации разработки и применения вторичных методов.

Для обеспечения развития сырьевой базы в ближайшей перспективе необходимо разворачивать широкомасштабные ГРР на принципиально новых и малоизученных направлениях (Арктический шельф, районы Восточной Сибири и др.).

Для поддержания сырьевой базы в районах с развитой нефте-(газо)добычей необходимо осуществлять расширенное воспроизводство запасов за счет новых направлений геологоразведочных работ, а в малоизученных принципиально новых районах, в среднесрочной перспективе следует проводить ограниченные ГРР, которые в дальнейшем, за пределами 2020 г., позволят создать задел развития сырьевой базы.

Всевозможные комбинации предыдущих точек зрения с вариациями по конкретным регионам.

По масштабам, характеру и изученности геологических объектов для целей стратегического планирования или подготовки и реализации стратегии освоения можно выделить несколько принципиальных уровней. Мировой и региональный уровни (в смысле группы стран) не являются предметом стратегий, базирующихся на геологических объектах. Начиная же с масштаба осадочного бассейна (в геологическом смысле) и заканчивая единичным объектом поисково-оценочных работ или минимальным скоплением углеводородов можно говорить о разномасштабных стратегиях изучения и освоения.

Определяющим для страны или ее существенной части, безусловно, является региональный уровень. В соответствии с разработками ВНИГРИ выполненными при участии автора как исторически, так и в долгосрочной перспективе различные регионы России существенно отличаются по темпам воспроизводства МСБ.

Если исходить из формальных данных государственного баланса запасов, для большинства нефтяных регионов, в ближайшее время, требуется простое воспроизводство запасов. Расширенное воспроизводство необходимо лишь для Восточной Сибири, на шельфах морей и Дальнего Востока, где намечается небольшое увеличение объема добычи нефти (табл. 1).

Табл. 1. Типы воспроизводства МСБ в долгосрочной перспективе

РЕГИОНЫ

Н Е Ф Т Ь

Г А З

Добыча млн.т

Типы

воспроизводства

Добыча млрд м3

Типы

воспроизводства

текущаяперспективная 2020 г.расширен-ноепростоечастичноетекущаяперспективная 2020 г.расширен-ноепростоечастичноеСеверо-Кавказский33+310++Урало-Поволжский8050+5090++Северо-Западный2540++360++Западно-Сибирский330300+530780+

Для газа в силу рассмотренных причин требуется расширенное воспроизводство запасов в Северо-Кавказском, Урало-Поволжском, Восточно-Сибирском и Дальневосточном регионах. В основном газодобывающем регионе страны – Западно-Сибирском в ближайшей перспективе, здесь целесообразно лишь частичное воспроизводство МСБ.

Важнейшим элементом системы недропользования при освоении ресурсов нефти и газа является система геолого-экономического аудита (ГЭА). Система регионального аудита должна решать следующие задачи:

на основе анализа количественных и качественных характеристик различных групп разведанных запасов и прогнозных ресурсов, находящихся в несходных горно-геологических и географо-экономических условиях, определить возможную рентабельность их освоения;

оценивать добычной потенциал региона, исходя из наличия рентабельных разведанных запасов и прогнозных ресурсов;

прогнозировать доход возможный эффект от освоения месторождений и прогнозных ресурсов региона;

учитывать соответствие доходов от разработки месторождений региона рентообразующим факторам (величины запасов, начальных дебитов скважин, глубины продуктивных горизонтов и др.);

дифференцировать перспективные территории региона по ценности недр и инвестиционную емкость ресурсной базы углеводородного сырья субъекта Федерации.

Рекомендуемая система ГЭА может и должна служить основой для ранжирования локальных и более крупных объектов оценки по приоритетности освоения, корректировки объемов геологоразведочных и эксплуатационных работ (вплоть до их прекращения) и необходимых для их выполнения затрат, проектирования уровней добычи нефти (газа) на тех или иных месторождениях, участия в конкурсах и аукционах, создания оптимальных вариантов освоения всей ресурсной базы в меняющихся геолого-промысловых и экономических условиях и для принятия многих других управленческих решений, связанных с текущей и перспективной деятельностью.

Во второй главе: «Геологическая модель изучения и воспроизводства запасов нефтегазового потенциала региона» рассмотрены тектоническое и нефтегазогеологическое районирование региона, структурно-формационное расчленение осадочного чехла и геологическая характеристика основных структур, произведена системная оценка ресурсов нефти и газа древне-рифейских отложений как принципиально нового направления поисков нефти и газа в ТПП.

В качестве основы для формирования региональной геологической модели должны использоваться как комплексные знания по геолого-геофизическому строению региона, его нефтегазоносности, методам и результатам оценки ресурсов нефти и газа, так и ретроспективный анализ формирования и освоения, позволяющий «настроить» модель с учетом системы входящих факторов.

Важнейшей отличительной чертой, определяющей тектоническое строение осадочного чехла ТПП является наличие в его основании мегаблоков консолидированной земной коры, отличающихся различным геотектоническим режимом. Мегаблоки и подчиненные им блоки различных масштабов оказали существенное влияние на строение осадочного чехла, а также характер и масштабы его нефтегазоносности.

1 – глинисто-песчаная морская моласса; 2-13 – формации: 2 – песчаная, 3 – глинисто-песчаная, 4 – песчано-глинистая, 5 – глинистая, 6 – мергельно-песчаная, 7 – мергельная, 8 – глинисто-известняковая, 9 – мергельно-известняковая, 10 – известняковая, 11 – доломито-известняковая, 12 – доломитовая, 13 – сульфатно-доломитовая; 14 – песчано-сланцевая и сланцевая формации верхней части рифейского комплекса; 15 – угленосные песчано-глинистая и глинисто-песчаная формации; 16 – слабо угленосные формации; 17 – сланценосные формации; 18 – границы формации; 19 – поверхности размыва на границах СФК. I – Кольско-Мезенский геоблок (восточная часть), II – Тиманский мегаблок, III – Ижма-Печорский мегаблок, IV – Печоро-Колвинский мегаблок, V – Большеземельский мегаблок, VI – Варандей-Адзьвинский блок, VII – Косью-Роговской блок

(Тимано-Печорская провинция: геологическое строение…, 2004)

Рис. 2. Схематический формационный разрез платформенного комплекса Тимано-Печорского бассейна

Мобильным мегаблокам соответствуют области с развитием в осадочном чехле удлиненных интенсивных высокоамплитудных структур разных порядков, подчиненных единому простиранию. Относительно стабильным геоблокам отвечают области, в осадочном чехле которых преобладают пологие малоамплитудные структуры различных простираний, имеющие изометричные в плане очертания.

В строении платформенного комплекса ТПП преобладают платформенные формации, объем орогенных формаций Предуральского краевого прогиба составляет около 6% от общего объема формаций региона. Формационный состав отложений оказывает существенное влияние на характер и масштабы нефтегазоносности осадочного чехла. Исследование Тимано-Печорского и других платформенных седиментационных бассейнов позволило установить, что наиболее продуктивными являются терригенные НГК, в которых преобладающее развитие имеют сероцветные морские песчано-глинистые формации.

Среди карбонатных НГК наибольшим нефтегазовым потенциалом обладают комплексы, сложенные известняковой формацией, особенно вкупе с рифовой. В составе осадочного чехла выделен ряд структурно-формационных комплексов (СФК), отделенных друг от друга региональными перерывами. Каждому СФК, формирование которого тесно связано с определенным тектоническим этапом развития региона, присущ характерный набор формаций и единообразие структурного плана (рис. 2).

Нефтегазоносность осадочного чехла ТПП охватывает широкий стратиграфический диапазон от рифея до триаса. Выявленные в нем продуктивные горизонты объединяются в нефтегазоносные комплексы (НГК), которые полностью или частично соответствуют СФК чехла. Традиционно выделяется восемь промышленных НГК и несколько нефтегазоперспективных. Распределение нефтегазоносности в пределах каждого НГК приведено на рис. 3.

1. Среднеордовикско-нижнедевонский НГК представлен терригенными и карбонатными отложениями ордовика, карбонатными отложениями силура и глинисто-карбонатными образованиями нижнего девона. Максимальные его мощности до 3,0-3,5 км и наибольший стратиграфический объем фиксируются в Печоро-Колвинском авлакогене и в Предуральском перикратоне. Кровля НГК залегает на глубинах до 6-8 км.

2. Среднедевонско-нижнефранский НГК является одним из основных промышленно нефтегазоносных объектов в ТПП..

В северной части территории его значение падает вследствие

Рис. 3. Схема стратиграфической приуроченности нефтегазоносности в ТПП

ухудшения свойств региональной тиманско-саргаевской покрышки.

Емкость коллекторов обусловлена в основном межзерновой пористостью песчаников. Трещинная пористость, развитая в зонах дизъюнктивных нарушений, имеет подчиненное значение. Пористость изменяется в широких пределах от 9 до 22% при преобладании средне- и высокоемких коллекторов. Проницаемость в среднем составляет 50-150 мД.

3. Доманиково-турнейский НГК сложен преимущественно карбонатными породами: известняками, глинистыми известняками с подчиненным количеством мергелей, содержащих тонкие прослои глин, и доломитами. Мощность достаточно выдержана и не превышает 500-600 м, лишь в погруженных частях Печоро-Колвинского авлакогена повышаясь до 2000 м. Продуктивность комплекса связывается со сложно построенными коллекторскими толщами органогенных массивов и биогермов.

4. Нижне-средневизейский НГК, представленный переслаиванием песчаников, алевролитов и глин, распространен не повсеместно. Мощность его достигает 300-350 м. В качестве резервуаров рассматриваются песчаные пласты, отличающиеся высокими емкостными свойствами — их открытая пористость достигает 25%, проницаемость изменяется в широких пределах от единиц до 216 мД.

Средневизейско-нижнепермский НГК повсеместно распространенный на территории ТПП, сложен карбонатными породами: известняками и доломитами. Кровля его в наиболее погруженных участках региона залегает на глубинах 2-4 км. Мощность НГК выдержана и почти повсеместно составляет около 500-600 м.

Нижнепермский (артинско-кунгурский) НГК сложен песчаниками, алевролитами и глинами. Мощность его, почти повсеместно составляющая от 200 до 400 м, в Предуральском прогибе резко увеличивается до 2000 м. Кровля НГК погружена на глубины около 2 км. Рассматриваемые в качестве резервуаров песчаные пласты и пачки характеризуются высокими значениями открытой пористости, до 20-28%, но низкой проницаемостью

Верхнепермский НГК распространен в пределах всей ТПП. Его мощность меняется от нескольких десятков метров в пределах Ижма-Печорской впадины до 2,5 км в Предуральском прогибе. Глубины залегания комплекса также различны: от 0 на юге Ижма-Печорской впадины до 2000м и более в Большесынинской и севере Коротаихинской впадин

Триасовый НГК сложен чередованием песчаников, алевролитов и глин. Отложения комплекса выходят на дневную поверхность в Предуральском прогибе и на восточном склоне Тиманского поднятия. В центральной части ТПП кровля НГК погружена на глубины около 1 км. Мощность комплекса не превышает 1000-1200 м, но во впадинах Предуральского краевого прогиба достигает 2,5-3,0 км. В составе НГК преобладают средне- и высокоемкие коллекторы: пористость продуктивных пластов составляет 18-28%.

Выделенные нефтегазоносные комплексы существенно отличаются по значимости. Три верхних наряду с теригенным нижне-средневизейским относятся к второстепенным. Карбонатные же комплексы, наряду с среднедевонско-нижнефранским (ограниченного распространения) являются доминирующими.

Кроме этих традиционных нефтегазоносных комплексов в качестве нефтегазоперспективного нефтегазоносного комплекса (НГП НГК) может быть выделен рифейский. Рифейский НГП НГК впервые как нетрадиционный потенциально нефтегазоносный объект рассматривался при количественной оценке перспектив нефтегазоносности проведенной в 1988 г. ВНИГРИ под руководством Л.Г.Каретникова.

Основой нефтегазогеологического районирования территории ТПП является тектоническое районирование. Тектонический фактор во многом определяет процессы генерации, миграции и аккумуляции углеводородов, поэтому его роль в нефтегазогеологическом районировании является ведущей (Каретников Л.Г. и др, 1983, Макаревич В.Н. и др., 1984, Богацкий и др., 1988). Изучение современного структурного плана осадочного чехла и условий залегания по отдельным опорным горизонтам совместно с анализом истории тектонического развития региона и его структурно-тектонических элементов различных порядков позволили провести нефтегазогеологическое районирование ТПП.

По поверхности кровли карбонатных отложений перми-карбона выделяется шесть нефтегазоносных областей (НГО), соответствующих, в основном, региональным (I порядка) структурам. Внутри НГО в соответствии с особенностями их геологического строения выделены нефтегазоносные районы (НГР), которые совпадают с субрегиональными (II порядка) структурами.

Ресурсы углеводородов в Тимано-Печорской провинции оценивались во ВНИГРИ методом геологических аналогий, а также контрольными методами математической статистики и объемно-генетическим. Современная оценка начальных суммарных ресурсов нефти и газа по Тимано-Печорской нефтегазоносной выполненная при непосредственном участии автора была утверждена в 2004 г.

Динамика изменения оценок НСР по отдельным нефтегазоносным областям говорит о том, что в течение периода изучения приоритеты и перспективы разных нефтегазоносных областей оценивались неоднозначно.

В целом за 1996-2006 гг. в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции за счет разнонаправленных тенденций, проявившихся на территории Республики Коми и Ненецкого АО, объемы добычи нефти и прироста запасов практически совпали, коэффициент воспроизводства составил 0,9. По сумме прироста за счет ГРР, списания и переоценки запасы нефти в ТПП уменьшились на 25 млн.т. (рис 4.).



Страницы: Первая | 1 | 2 | 3 | Вперед → | Последняя | Весь текст