VIP Studio ИНФО Основные направления поисков нефти и газа в России
levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

Журналы

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Серия


    Серия "Гуманитарные
    науки"

  • Серия


    Серия
    "Экономика
    и Право"

  • Серия


    Серия
    "Естественные и
    Технические науки"

  • Серия


    Серия
    "Познание"

  • Журнал


    Журнал
    "Минеральные
    ресурсы России"

  • Журнал


    Журнал
    "Геология
    Нефти и Газа"

  • Журнал


    Журнал
    "Маркшейдерия и
    Недропользование"

  • Журнал


    Журнал
    "Земля Сибирь"

К.А. Клещев,  (Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт)

Журнал «Геология Нефти и Газа» # 2007-2

 

Направления поисков нефти и газа определяются исходя из анализа размещения прогнозных ресурсов, геологических условий их залегания, уровня разведанности и наличия транспортной инфраструктуры.

В целом по России структура начальных суммарных ресурсов (НСР) нефти и газа достаточно благоприятна для развития нефтегазопоисковых работ. По современным оценкам (на 01.01.2002) доля неразведанной части НСР нефти составляет 59 %, а газа – 68 %.

Распределение НСР по нефтегазоносным регионам России неравномерное. Более половины (53,5 %) НСР нефти сосредоточено в Западно-Сибирской провинции, около 23 % – в европейской части России, 13 % – в Восточной Сибири, около 11 % – на шельфах морей.

По газу картина примерно такая же. Лидирующее положение занимает Западная Сибирь (41 %), возрастает роль шельфов (до 31 %) и Восточной Сибири (до 18 %). Доля нефтегазоносных провинций европейской части России сокращается до 9 %.

Такова первоначальная картина распределения ресурсов нефти и газа. Естественно, что по мере развития геолого-разведочных работ и перевода ресурсов УВ в запасы промышленных категорий соотношение названных регионов по ресурсам УВ менялось, однако кардинальных изменений не произошло.

 

Рис. 1. ДИНАМИКА РАЗВЕДАННОСТИ РЕСУРСОВ НЕФТИ И РАЗБУРЕННОСТИ ТЕРРИТОРИИ РФ (суша)
1 – разведанность ресурсов, %; 2 – плотность бурения, м/км2

 

Уровни разведанности НСР нефтегазоносных провинций различны. Наиболее высокими показателями характеризуются Волго-­Уральская (71 %) и Северо-Кавказская (63 %) нефтегазоносные про­винции. В Западной Сибири разведанность НСР составляет 46 %, Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции – 50 %. Минимальные значения отмечаются в Восточной Сибири – 9 % и на шельфах морей – 7 %. С уровнями разведанности НСР хорошо коррелируются показатели буровой изученности. Так, максимальные плотности бурения 101 и 57 м/км2 отмечаются в Северо-Кавказской и Волго-Уральской провинциях, в Западно-Сибирской и Тимано-Печорской – около 30,0 м/км2, тогда как в Восточной Сибири плотность бурения не превышает 2,0 м/км2, а на шельфах морей – 0,1 м/км2. Ретроспективный анализ зависимости разведанности НСР от объемов глубокого бурения показывает, что до 1995 г. между этими показателями наблюдалась прямая зависимость, т.е. на каждый метр разбуренности разведанность начальных ресурсов увеличивалась примерно на 3 %. После 1995 г. это соотношение изменилось. Теперь увеличение плотности бурения на 1 м приводит к росту разведанности только на 1 %, т.е. примерно в 3 раза меньше, чем было (рис. 1). Объективно это может свидетельствовать или об истощении ресурсов недр, или усложнении геологических условий поисков.

 

Рис. 2. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПОДГОТОВКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ В 1985-2003 гг.
1 – Западная Сибирь; 2 – Россия

 

К похожему выводу приводит анализ эффективности поисково-разведочного бурения (рис. 2). По сравнению с серединой 80-х гг. эффективность глубокого бурения, выраженная в тоннах прироста запасов нефти на 1 м бурения, сократилась по России почти в 2 раза, а по Западной Сибири – в 2,5 раза. Важно подчеркнуть, что эффективность бурения не зависит от его объемов. Тенденция к снижению эффективности наметилась еще в конце 80-х гг., когда объемы бурения были максимальными в Российской Федерации и составляли 6-7 млн м бурения в год.

Об истощении недр свидетельствуют и статистические данные о средних значениях запасов открываемых месторождений (рис. 3). Так, по сравнению с 1971-1975 гг. средние размеры открываемых месторождений по России уменьшились почти в 30 раз, а по Западной Сибири – в 25 раз. Эти данные и приведенные выше, подводят нас к выводу о том, что главным фактором, приведшим к снижению эффективности геолого-разведочных работ, является естественное истощение недр основных нефтедобывающих районов страны. Отсюда становится ясно, что стабилизация или рост добычи нефти в России в объемах, намеченных энергетической стратегией России на период до 2020 г., невозможны без подготовки новых запасов в новых районах.

 

Рис. 3. ДИНАМИКА СРЕДНИХ ЗНАЧЕНИЙ ЗАПАСОВ НОВЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (категории А+В+С12) ЗАПАДНОЙ СИБИРИ (1) И РОССИИ (2)

 

Рассмотрим с этой точки зрения основные нефтегазоносные регионы России.

Распределение перспективных и прогнозных ресурсов нефти по нефтегазоносным провинциям России неравномерное. Около половины (48 %) сосредоточено в Западной Сибири, 20 % – в Восточной Сибири, 18 % – на шельфах морей, 15 % – в европейской части России.

По газу картина существенно не меняется. Доминируют Западная (50 %) и Восточная (24 %) Сибирь, далее следуют шельфы (18 %) и европейская часть России (8 %).

В Западной Сибири, где в 2005 г. было добыто 325 млн т нефти (не считая газовый конденсат), т.е. 70 % общероссийского производства, уровень разведанности НСР составляет около 46 %. Интересно проследить, как уровень разведанности менялся в зависимости от объемов бурения. Как видно на рис. 4, основные открытия и приросты запасов падают на период до конца 80-х гг. По существу современный уровень разведанности НСР был получен к началу 90-х гг., когда плотность бурения составила 20 м/км2, а уровень разведанности – 44 %. В дальнейшем, несмотря на рост объемов бурения, уровень разведанности НСР не увеличивался, а порой в 2001-2002 гг. даже понижался из-за списания запасов. Это подтверждается результатами геолого-разведочных работ. За последние 15 лет в Западной Сибири не было открыто ни одного крупного нефтяного месторождения, а только мелкие с запасами до 3 млн т (таких месторождений несколько десятков) и единицы крупных и средних по запасам (Ванкорское и др.). Чтобы оценить перспективы поисков новых месторождений, важно представить распределение прогнозных ресурсов по площади провинции. Большая часть земель с высокой плотностью НСР (более 30 тыс. т/км2) находится в распределенном фонде недр. На эти лицензионные участки приходится 93 % выявленных нефтяных и газовых месторождений, на которых ведется добыча нефти и газа. Нераспределенный фонд, занимающий 62 % площади провинции, характеризуется невысокими показателями. Плотность НСР здесь в 3 раза ниже, чем в распределенном фонде. Более половины площади нераспределенного фонда имеет плотность НСР ниже 10 тыс. т/км2.

 

Рис. 4. ДИНАМИКА РАЗВЕДАННОСТИ РЕСУРСОВ НЕФТИ И РАЗБУРЕННОСТИ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ (А),
ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ (Б) И ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ (В) НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПРОВИНЦИЙ
Усл. обозначения см. на рис. 1

 

Основные направления геолого-разведочных работ в Западной Сибири связаны с поисками нефти и газа в линзовидных песчаных телах и клиноформах юры и мела. В этих отложениях прогнозируется открытие мелких и средних по запасам нефтяных месторождений. Перспективы обнаружения залежей УВ в отложениях фундамента оцениваются как невысокие. Породы фундамента Западной Сибири вскрыты более чем 4200 глубокими скважинами. Промышленные притоки и нефтегазопроявления установлены на 78 площадях. В подавляющем большинстве залежи и нефтепроявления связаны с различными формами выступов и корами выветривания палеозойских пород, перекрытых мезозойской покрышкой. В единичных случаях получены притоки нефти из горизонтов, залегающих ниже поверхности размыва (Малоичская и другие структуры). Ряд исследователей рассматривают доюрские породы Западной Сибири как западное продолжение нефтегазоносных толщ Восточной Сибири и этим обосновывает высокие перспективы их нефтегазоносности. Нам представляется, что полного тождества в строении разрезов доюрских комплексов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и разрезов Восточной Сибири не имеется. Главное отличие заключается в том, что в разрезах Восточной Сибири широко распространены осадки рифейского и вендского возраста, ОВ которых многими исследователями рассматривается как главный источник нефти и газа для формирования залежей в рифейских, вендских и кембрийских отложениях. В разрезах же Западной Сибири рифейские и вендские толщи отсутствуют. Во всяком случае, породы, древнее кембрийских, в разрезах скважин не встречены.

Породы доюрского комплекса Западной Сибири должны, как и прежде, рассматриваться в качестве попутного объекта поисков при геолого-разведочных работах по традиционным направлениям на отложения нижнего мела и юры.

Бесспорно, вторым, после Западной Сибири, регионом по величине ресурсов нефти и газа является Восточная Сибирь. В ее пределах сосредоточено около 20 % неразведанных ресурсов нефти России. В отличие от Западной Сибири, УВ-потенциал этого региона практически не освоен (уровень разведанности 9 %), что позволяет прогнозировать здесь открытие крупных месторождений. Результаты геолого-­разведочных работ на Неп­ско-Ботуобинской, Байкитской антеклизах и в Катангской седловине, в пределах которых открыт целый ряд нефтяных и газовых месторождений, в том числе Верхне-Чонское, Чаядинское, Талаканское, Юрубчено-Тохомское, Куюмбинское с запасами нефти от 42 до 160 млн т, Ковыктинское и Левобережное газовые с запасами до 2 трлн м3 на Ангаро-Ленской ступени, подтверждают высокие перспективы нефтегазоносности.

Все выявленные месторождения тяготеют к южной части Восточно-Сибирского региона. Северные же районы (Тунгусская синеклиза, Лено-Анабарский и Предверхоянский прогибы, Анабарский свод) изучены очень слабо, и их освоение является задачей ближайшего будущего. Всего извлекаемые прогнозные ресурсы нефти Сибирской платформы оценены в объеме 10,7 млрд т, газа – 33,7 трлн м3.

На базе запасов открытых месторождений начато строительство первой очереди магистрального нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан. Одновременно вдоль трассы нефтепровода и в прилегающих районах развернуты геолого-разведочные работы по поискам новых месторождений.

Основными объектами поисков являются рифей-вендские и нижнекембрийские терригенные и карбонатные породы. Месторождения имеют сложное строение. Как правило, это антиклинальные складки, разбитые многочисленными разломами на блоки. Строение месторождений дополнительно осложнено траппами и силами магматических пород.

Решающую роль в сохранности залежей нефти и газа в рифей-вендских резервуарах играет нижне-среднекембрийская соленосная толща. За пределами ее распространения месторождений УВ не обнаружено.

Всего на территории Ленно-Тунгусской нефтегазоносной провинции, занимающей большую часть площади Восточной Сибири, выявлено 36 нефтяных и газовых месторождений. Открытие большинства из них, в том числе самых крупных, о которых говорилось выше, падает на период 1970-1989 гг.

Уменьшение числа открытий обычно связывают с сокращением объемов поисково-разведочного бурения. Помимо этого фактора необходимо учитывать и ресурсный фактор. Высокая эффективность поисков и разведки нефти и газа была получена на начальном этапе геолого-разведочных работ, когда бурение было сосредоточено на наиболее перспективных структурах приподнятых зон Непско-Ботуобинской, Байкитской антеклиз и Катангской седловины. Эти зоны характеризуются максимальной плотностью НСР – более 200 тыс. т УВ/км2.

По мере перемещения геолого-разведочных работ на склоны поднятий, во впадины и прогибы успешность разведки снижается. В этом же направлении уменьшается плотность НСР до 10 тыс. т УВ/км2.

Интересно сравнить по показателям удельной плотности НСР нефтегазоносные провинции Западной и Восточной Сибири. Так, средняя плотность НСР в Западной Сибири составляет 106 тыс. т УВ/км2, а в Восточной Сибири – 18 тыс. т УВ/км2, т.е. почти в 6 раз меньше. По нефти эта разница еще более разительна – 34 против 4 тыс. т, т.е. почти в 9 раз. Плотности НСР на участках распределенного и нераспределенного фондов недр также существенно отличаются. В Западной Сибири 187 и 59 тыс. т УВ, в Восточной – 68 и 16.

Приведенные данные подчеркивают сложность задачи по обеспечению нефтью сооружаемого нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан. Как известно, нефтепровод проектируется из расчета транспортировки 50 и 80 млн т/год. Сегодня же на базе запасов открытых месторождений можно говорить о добыче до 25 млн т. В настоящее время в МПР России и Роснедре проводится политика концентрации геолого-разведочных работ на участках, прилегающих к трассе нефтепровода. По-видимому, решение о строительстве второй очереди нефтепровода от железнодорожной станции Сковородино до Находки должно зависеть от результатов геолого-разведочных работ.

Нефтегазовый комплекс европейской части России играет существенную роль в энергообеспечении экономики России.

Начальные суммарные ресурсы нефти нефтегазоносных провинций европейской части России составляют 23 % нефтегазовой провинции РФ. Перспективные и прогнозные ресурсы оцениваются в объеме 8,2 млн т. Большая часть неразведанных ресурсов нефти приурочена к Волго-Уральской (52 %) и Тимано-Печорской (32 %) провинциям, в Прикаспийской и Северо-Кавказской – соответственно 7 и 9 %. Распределение ресурсов газа иное: максимум приходится на Прикаспийскую нефтегазоносную провинцию (55 %). В остальных регионах распределение равномерное (11-18 %). Всего неразведанные ресурсы газа оцениваются в объеме 11 трлн м3.

Начальный ресурсный потенциал большинства нефтегазоносных провинций европейской части России в значительной степени разведан.

Состояние разведанности НСР хорошо иллюстрируется графиками зависимости степени разведанности НСР нефти от плотности буровой изученности.

По Волго-Уральской провинции, начиная с 70-х гг., отмечается замедление роста показателя разведанности недр при достаточно высоком темпе повышения буровой изученности (см. рис. 4, Б). Более оптимистическая картина наблюдается на графике динамики разведанности недр Тимано-Печорской провинции, где параллельно подъему кривой роста плотности бурения поднимается кривая разведанности НСР (см. рис. 4, В).

На Северном Кавказе степень разведанности НСР с 80-х гг. выросла всего на 3 %, т.е. в сумме достигла 63 %, тогда как плотность буровой изученности возросла на 31 м и составила 101 м/км2.

Проведенный ретроспективный анализ изменения разведанности НСР в зависимости от плотности глубокого бурения свидетельствует о том, что в этих районах традиционные направления поисково-разведочных работ практически исчерпаны и необходимо переходить на новые направления и объекты, недостаточно вовлеченные в геолого-разведочный процесс. Возможно, следует также пересмотреть оценки НСР некоторых регионов (например, Северного Кавказа), которые могут оказаться завышенными.

Исходя из анализа состояния сырьевой базы, остановимся на наиболее важных направлениях геолого-разведочных работ, которые могли бы способствовать поддержанию нефтегазового комплекса европейской части России.

Это, прежде всего, Прикаспийская нефтегазоносная провинция, занимающая лидирующее место по оценкам неразведанных ресурсов газа и в которой в последние годы получены новые принципиальные геологические данные о перспективах нефтегазоносности.

Большая часть ресурсов нефти этого региона сконцентрирована в пермских и нижне-среднекаменноугольных комплексах; газа – в верхнедевон-нижнекаменноугольных и средне-верхнедевонских отложениях. Наименее изучены верхнедевон-нижнекаменноугольный и средне-верхнедевонский комплексы, признаки нефтегазоносности в которых зафиксированы на Астраханском своде, в Базыровской зоне в Каинсайской и Буранной параметрических скважинах (Оренбургская область). В сверхглубокой скважине Черная Падина (Саратовская область) из саргаевско-семилукских слоев верхнего девона получен приток газа и принципиально новые геологические результаты: в интервале 4550-5580 м вскрыты мелекесско-верейские терригенные отложения мощностью более 1000 м, распространенные, возможно, в западной бортовой части Прикаспийской впадины и имеющие, вероятно, клиноформный генезис. С клиноформными ловушками по аналогии с другими регионами могут быть связаны крупные залежи УВ.

Перспективным может оказаться также западный внешний борт Прикаспийской впадины: Уметовско-Линевский палеопрогиб, где формировались шельфовые карбонаты средне-верхнефранского возраста с развитием органогенных построек. В пределах некомпенсированных прогибов объектами поисков могут стать также внутрибассейновые рифы.

В Урало-Поволжье за последние годы определены и эффективно реализуются новые перспективные направления поисков нефтяных месторождений в терригенных отложениях девона, связанных с системой грабенов и горстов. С этими отложениями, а также турней-верхнедевонским карбонатным и нижнекаменноугольным терригенным комплексами связано 82 % приростов запасов нефти за последнее 10-летие.

Другим важнейшим регионом европейской части России, где возможно открытие новых крупных месторождений нефти и газа, является Предуральский прогиб, включая его надвиговый пояс. Он протягивается от Баренцева моря на севере до Прикаспийской впадины на юге и является составной частью Волго-Уральской и Тимано-Печорской провинций.

К характерной особенности этого региона относится широкий стратиграфический диапазон нефтегазоносности от рифей-вендского, ордовикского, силурийского и нижнедевонского до верхнепермского возраста. В нижнедевонских отложениях перспективными объектами могут стать барьерные рифы.

В Тимано-Печорской провинции наибольшее число месторождений и залежей и полученных по ним приростов запасов нефти приурочено к среднедевон-нижнефранскому (75 %), ордовик-нижнедевонскому (15 %) и турне-верхнедевонскому (доманиковому) (8 %) комплексам. С этими комплексами также связаны основные неразведанные ресурсы нефти.

Важно отметить, что в Волго-Уральской и Тимано-Печорской провинциях наблюдается тенденция перемещения поисков новых месторождений и залежей нефти в глубокозалегающие древние толщи – девонские, силурийские, ордовикские.

В Северо-Кавказской нефтегазоносной провинции (Терско-Каспийский прогиб) также планируется активизация поисково-разведочных работ в верхнеюрских карбонатных отложениях, более древних по сравнению с уже опоискованными меловыми и кайнозойскими.

Оценивая УВ-потенциал России, следует особо выделить ресурсы шельфов арктических и дальневосточных морей. По современным представлениям их ресурсный потенциал оценивается близким к 100 млрд т усл. топлива. С развитием геолого-разведочных работ на шельфах связывается одно из самых перспективных направлений создания новых сырьевых баз добычи нефти и газа в России.

Геолого-геофизическая изученность шельфов России низкая. Плотность геофизических наблюдений составляет 0,24 км/км2 (для сравнения в Северном море – 4,00 км/км2).

На сегодня наиболее изучены шельфы Баренцева и Карского морей на западе и Охотского моря на востоке. На шельфах Баренцева и Карского морей выявлено 22 нефтяных и газовых месторождения с запасами 8,3 млрд т усл. топлива. Среди них такие крупные, как Штокмановское, Русановское и Ленинградское газоконденсатные, Долгинское нефтяное месторождения. Выявлено несколько десятков перспективных структур, общая оценка которых превышает 50 млрд т усл. топлива.

На шельфах Охотского моря открыто 8 нефтяных и газовых месторождений, среди них такие крупные, как Лунское газовое, Арктун-Дагинское, Одоптинское, Чайво нефтяные и др. Все выявленные месторождения расположены на шельфе Сахалина и приурочены к Северо-Сахалинской нефтегазоносной области. В настоящее время в этом районе ведутся геолого-разведочные работы в рамках проектов Сахалин-3, 4 и 5. Помимо Северо-Сахалинской на шельфе Охотского моря выделены Западно-Камчатская и возможно нефтегазоносные области: Южно-Охотская, Северо-Охотская и Центрально-Охотская, с которыми связываются перспективы открытия новых месторождений.

Важным резервом наращивания сырьевой базы добычи УВ являются шельфы восточного сектора Арктических морей. Здесь по данным ВНИИокеангеологии выделяются Лаптевская самостоятельная потенциально нефтегазоносная область, Новосибирско-Чукотская и Восточно-Арктическая потенциально нефтегазоносные провинции. (См. статью Г.И.Кима, Н.К.Евдокимовой и др «Нефтегеологическое районирование шельфа восточно-арктических морей России и перспективы их нефтегазоносности» в этом номера журнала).

Нам представляется, что шельфы восточно-арктических морей являются одним из наиболее перспективных, если не единственным на Земле, регионом, где возможны крупные открытия скоплений УВ, могущих повлиять на баланс энергетических ресурсов мира.

См. статью Г.И.Кима, Н.К.Евдокимовой и др. на с. 49–59 этого номера журнала.


©  К.А. Клещев, Журнал "Геология Нефти и Газа" - 2007-2.
 

 

 

SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

������ ����������� �������@Mail.ru