levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

Журналы

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

Е.В. Постнова, С.Н. Жидовинов,  (ФГУП НВНИИГГ)

Журнал «Геология Нефти и Газа» # 2008-5
 

 

Урало-Поволжский регион многие годы является основным нефтегазодобывающим регионом европейской части России. Регион включает земли двух НГП: Волго-Уральской и Прикаспийской (рис. 1). По состоянию на 01.01.2008 г. разведанность ресурсной базы Волго-Уральской НГП – старейшей нефтегазодобывающей провинции страны – приближается к 70 %. В начальных суммарных ресурсах УВ Волго-Уральской НГП преобладает нефть (71 %). Территория Прикаспийской НГП и ее акваториальное продолжение – перспективный регион юга европейской части страны. Разведанность ресурсной базы Прикаспийской НГП – около 30 %. В начальных суммарных ресурсах УВ этой провинции преобладает свободный газ (78 %).

В распределенном фонде недр Волго-Уральской провинции сосредоточено почти 80 % начальных суммарных ресурсов УВ, в том числе 95 % разведанных запасов и около 65 % ресурсов категорий С3+D. В распределенном фонде недр Прикаспийской НГП с ее акваториальным продолжением сосредоточено 57 % начальных суммарных ресурсов УВ провинции, в том числе 99 % разведанных запасов и почти 40 % ресурсов категорий С3+D. Основной объем геолого-разведочных работ в современный период обеспечивается, главным образом, деятельностью недропользователей, на долю которых в регионе приходится до 95 % общего финансирования геолого-разведочных работ.

 

Рис. 1. ОБЗОРНАЯ СХЕМА УРАЛО-ПОВОЛЖСКОГО РЕГИОНА
Месторождения: 1 – нефтяные, 2 – нефтегазовые, газонефтяные и нефтегазоконденсатные, 3 – газовые и газоконденсатные;
4 – нефтепроводы; 5 – газопроводы; 6 – границы НГП: Волго-Уральской (А), Прикаспийской (Б), 7 – административные; 8 – административные центры

 

Урало-Поволжский регион обладает достаточно мощным топливно-энергетическим комплексом: по производству основных нефтепродуктов он занимает 1-е место в стране, по добыче нефти и газа – 2-е, по производству электроэнергии – 3-е. В то же время, несмотря на наличие значительного ресурсного потенциала УВ и большие потребности в энергоносителях, состояние ресурсной базы УВ-сырья в регионе оставляет желать лучшего.

Рассмотрим современные тенденции развития ресурсной базы УВ-сырья на основе анализа главных ее показателей: динамики добычи, прироста запасов и восполнения добычи, восполнения перспективных ресурсов УВ (категория С3) и их подтверждаемости, эффективности поисково-разведочных работ.

Современные тенденции развития добычи нефти и газа. Основной объем нефти, добываемой в Урало-Поволжье, приходится на Волго-Уральскую НГП (> 99,9 %). Падение добычи нефти в Волго-Уральской НГП, начавшееся в конце 70-х г. прошлого столетия, продолжалось до конца 1999 г. Для последующих лет характерна тенденция ее устойчивого роста. За 1999 г. здесь было добыто 77 млн т нефти, а за 2007 г. – > 100 млн т (рис.2, А). Среди субъектов РФ в пределах этой провинции тенденция падения добычи сохранилась только в Республике Башкортостан, а с 2001 г. стала характерной чертой нефтедобычи в Волгоградской области (Постнова Е.В., Богатырев О.С., Орешкин И.В., 2004). Высокие темпы отбора, сохраняющиеся в Волгоградской области на протяжении 10 лет, от 7 до 11 %*, при отсутствии существенного прироста запасов закономерно должны привести в дальнейшем к еще более резкому падению добычи.

Сноска: * В других субъектах на территории Волго-Уральской НГП средний темп отбора составляет 2-4 %.

Всего с начала интенсивного лицензирования недр на УВ-сырье, т.е. за период 1993-2007 гг., в регионе добыто 1289 млн т нефти, при этом более 30 % добычи приходится на долю Республики Татарстан.

По состоянию на 01.01.2007 г. в регионе разрабатывалось 881 нефтяное месторождение (в том числе три месторождения в Прикаспийской НГП). В разрабатываемых месторождениях сосредоточено 93 % текущих разведанных запасов. Резерв составляют 102 подготовленных к промышленному освоению и 162 разведываемых (4,5 % разведанных запасов) и 210 законсервированных (2,5 % разведанных запасов) месторождений.

Современный рост добычи обеспечивается, главным образом, за счет интенсификации разработки старых месторождений. Месторождения со степенью выработанности > 50 % обеспечивают 70 % текущей добычи нефти. По состоянию на 01.01.2007 г. начальные запасы разрабатываемых месторождений Урало-Поволжья выработаны на 73 %. Наиболее сложная ситуация в отношении выработанности запасов сложилась в республиках Башкортостан (84 %) и Татарстан (77 %), Волгоградской (86 %) и Самарской (77 %) областях. В регионе ежегодно вводятся в разработку 3-10 новых месторождений, однако они вносят довольно незначительный вклад в добычу. Например, в 2006 г. добыча на всех новых месторождениях и залежах, введенных в разработку за последние 10 лет (1997-2006), составила всего 4,5 % общей годовой добычи. Ежегодно доля добычи из объектов, находящихся на поздней стадии разработки, увеличивается.

Очевидна также тенденция увеличения доли добычи за счет трудноизвлекаемой части запасов. В 2006 г. в общем объеме годовой добычи доля высоковязких нефтей составила 15,9 %, а добыча из низкопроницаемых коллекторов – 15,7 %. 10 лет назад эти значения не превышали 11,0 и 11,5 % соответственно.

 

Рис. 2. ДИНАМИКА ДОБЫЧИ И ПРИРОСТА РАЗВЕДАННЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ (А) И ГАЗА (Б) В ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ НГП
1 – изменение запасов по графе “переоценка”; 2 – прирост за счет геолого-разведочных работ; 3 – добыча

 

По состоянию на 01.01.2007 г. потери попутного газа при освоении запасов нефти Волго-Уральской НГП превысили 30 % (около 1,8 млрд м3), тогда как 10 лет назад они составляли около 19 % (0,8 млрд м3). Проблема утилизации и переработки попутного газа на сравнительно удовлетворительном уровне решена только в ООО “ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть” (потери 4,7 %), ОАО “Татнефть” (потери 15,5 %) и АНК “Башнефть” (потери 17 %). За прошедшие 10 лет объем потерь многократно увеличился в Оренбургской (в 4,7 раза) и Саратовской (в 5,9 раза) областях, более чем в 1,5 раза их уровень возрос в Самарской области. При этом Саратовская область на территории Волго-Уральской НГП является лидером по относительной величине потерь, которые по состоянию на 01.01.2007 г. составили 60 % всего объема попутного газа, извлеченного из недр области. Оренбургская область (в основном ОАО “Оренбургнефть”) является лидером по абсолютной величине ежегодных потерь, которые, например, в 2006 г. составили 1,07 млрд м3 (или 41,6 % объема попутного газа, извлеченного из недр области).

Добыча свободного газа осуществляется на 45 месторождениях региона, в том числе два месторождения, уникальные по начальным запасам, обеспечивают 93,6 % текущей годовой добычи: Оренбургское (Волго-Уральская НГП) – 54,6 % и Астраханское (Прикаспийская НГП) – 39,0 %. Характерной чертой динамики годовой добычи газа Волго-Уральской НГП является ее устойчивое падение, обусловленное падением добычи на Оренбургском месторождении (см. рис. 2, Б). Характерной чертой добычи газа в Прикаспийской НГП, напротив, является ее устойчивый рост, обусловленный планомерным ростом добычи на Астраханском месторождении (рис. 3). Всего за 1993-2007 гг. в Урало-Поволжском регионе добыто 525,5 млрд м3 газа.

 

Рис. 3. ДИНАМИКА ДОБЫЧИ И ПРИРОСТА РАЗВЕДАННЫХ ЗАПАСОВ ГАЗА В ПРИКАСПИЙСКОЙ НГП
Усл. обозначения см. на рис. 2

 

В разрабатываемых месторождениях региона сосредоточено 94,7 % текущих разведанных запасов свободного газа, в том числе в Оренбургском – 24,8 %, в Астраханском – 69,9 %. Резерв составляют 1 подготовленное к промышленному освоению и 45 разведываемых месторождений (3,7 %). В консервации находятся 77 месторождений с запасами свободного газа (1,6 % запасов категорий А+В+С1).

По состоянию на 01.01.2007 г. начальные запасы свободного газа Волго-Уральской провинции выработаны на 57,7 %, что определяется, главным образом, выработанностью запасов Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (58,2 %). В настоящее время половина запасов газа основной залежи находится в тонкопористых слабопроницаемых коллекторах и относится к трудноизвлекаемым.

Начальные запасы свободного газа Прикаспийской провинции выработаны всего на 5,2 %, что в значительной степени определяется разработкой Астраханского газоконденсатного месторождения. Себестоимость добычи газа Астраханского месторождения крайне высока из-за его специфики: полезные пластовые смеси залегают на глубине > 4 км и требуют очистки из-за большого содержания сероводорода (до 25 %) и диоксида углерода (до 21%).

В отличие от попутного газа, потери свободного газа в Урало-Поволжье в 2006 г. составили всего 1,2 % (0,411 млрд м3) общего объема, извлеченного из недр. Однако это более чем вдвое превышает уровень 10-летней давности. Эти потери также формируются, главным образом, за счет Саратовской и Оренбургской областей. При этом Саратовская область, на долю которой приходится всего 1,3 % разведанных запасов свободного газа Урало-Поволжья, является абсолютным лидером по объему его потерь, значение которых составляет 57 % всех потерь в регионе. На долю Оренбургской области приходится 42 %. Значительный объем потерь связан с разработкой нефтегазоконденсатных месторождений Камелик-Росташинской зоны поднятий Бузулукской впадины и зоны сочленения Соль-Илецкого свода и Предуральского прогиба.

Прирост запасов и восполнение добычи нефти и газа. На территории Урало-Поволжья направления геолого-разведочных работ, обеспечивающие воспроизводство минерально-сырьевой базы нефти, связаны, главным образом, с землями Волго-Уральской НГП (Постнова Е.В., Богатырев О.С., Орешкин И.В., 2004).

Всего за 1993-2007 гг. увеличение разведанных запасов нефти в регионе за счет геолого-разведочных работ составило 705,5 млн т (в том числе в Волго-Уральской НГП – 703 млн т (см. рис. 2, А). Однако основная часть приростов за счет геолого-разведочных работ приходится на доразведку старых месторождений. В результате открытия новых месторождений получено < 20 % прироста за счет геолого-разведочных работ, при этом открыто около 300 мелких по запасам месторождений и только 2 средних: Памятно-Сасовское (Волгоградская обл., 1993) и Сибирское (Пермская обл., 2000) (Постнова Е.В., Богатырев О.С., Орешкин И.В., 2004). Наибольшее число месторождений открыто в 2000 г. Последующие годы характеризуются постепенным уменьшением числа открытий.

Наибольшее число новых месторождений и залежей с запасами нефти за рассматриваемый период открыто на территории Южно-Татарской НГО, несколько меньше – в пределах Бузулукской, Верхне-Камской, Пермско-Башкирской и Нижне-Волжской НГО. В последние годы растет число месторождений, открываемых в Мелекесско-Абдулинской и Северо-Татарской НГО. В остальных НГО Волго-Уральской НГП число открытий заметно меньше. Характерно, что большая часть открытий связана со среднедевон-нижнекаменноугольной частью разреза. При этом в Южно-Татарской НГО при доразведке старых месторождений около 40 % открытий связаны с карбонатными резервуарами верхнедевон-турнейского комплекса, около 30 % – с визейским комплексом и только 16 % – со средне-верхнедевонским НГК. В Бузулукской НГО, наряду с определяющим значением среднедевон-нижнекаменноугольной части разреза, увеличивается роль верхневизей-башкирского НГК, с которым связано до 25 % новых залежей. В Верхнекамской НГО большая часть открытий приходится на нижне-среднекаменноугольные отложения (80 %).

На территории российской части Прикаспийской НГП длительное время новых открытий, по существу, не было. Незначительный прирост запасов нефти за счет геолого-разведочных работ был получен в 1994-1996 гг. Последний прирост запасов категорий А+В+С1 за счет разведки связан с открытием нового пласта на Бешкульском месторождении (1999). С 2000 г. прироста запасов нефти категорий А+В+С1 в этой провинции нет. Прирост запасов категории С2 в 2005 г. связан с открытием новых пластов на Верблюжьем месторождении.

Довольно существенен прирост, получаемый за счет переоценки запасов. За 1993-2007 гг. за счет переоценки разведанные запасы нефти в регионе увеличились на 630,2 млн т (в том числе в Волго-Уральской НГП – на 629,6 млн т (см. рис. 2, А). Большая часть этого прироста получена за счет пересмотра коэффициента нефтеотдачи (КИН).

Таким образом, суммарный прирост за 1993-2007 гг. составил 1335,7 млн т, обеспечив тем самым восполнение добычи за этот же период почти на 104 %. Однако структура этого прироста постепенно ухудшается. Например, с 1998 до 2002 г. прирост за счет геолого-разведочных работ составлял 75 % общего прироста, а с 2003 по 2007г. – всего 33 % (в том числе за счет новых месторождений – около 6 %). Наметившаяся тенденция увеличения прироста запасов нефти категорий А+В+С1 за счет переоценки в значительной степени связана с реализацией методов увеличения нефтеотдачи и пересмотром КИН. Доля прироста пересмотра в суммарном приросте за счет переоценки и разведки увеличилась за эти годы до 45 %.

Характерной особенностью динамики запасов нефти Волго-Уральской НГП, начиная с 1996 г., является ежегодное увеличение текущих запасов категории С2. Однако, как показывает анализ, достоверность и подтверждаемость этой категории запасов имеют тенденцию к снижению.

Структура текущих разведанных запасов нефти ухудшается из-за длительной добычи преимущественно из активной части запасов и последующего неполного ее восполнения. Рост доли трудноизвлекаемых запасов нефти наиболее контрастно выражен в структуре категорий А+В+С1 республик Татарстан и Башкортостан, а также Пермского края и Самарской области.

Прирост разведанных запасов свободного газа за счет геолого-разведочных работ в 1993-2007 гг. составил 95 млрд м3, в том числе: Прикаспийской – 48 млрд м3, Волго-Уральской – 47 млрд м3. Какие-либо тенденции в динамике прироста отсутствуют (см. рис. 2, 3).

В пределах Волго-Уральской НГП большая часть прироста получена в результате доразведки старых месторождений. Немногочисленные скопления газа обнаружены в Нижне-Волжской, Бузулукской, Пермско-Башкирской, Южно-Предуральской, Средне-Предуральской и Оренбургской НГО. Основные открытия связаны со средне-верхнедевонским нефтегазоносным комплексом, визейскими и нижнепермскими отложениями. Целенаправленные работы по поиску газа в провинции долгие годы не проводились и возобновились лишь недавно на юге региона в связи с недостаточной загрузкой Оренбургского газохимического комплекса. Открытия газовых скоплений в других районах Волго-Уральской НГП происходили случайно при поиске нефтяных месторождений.

На территории Прикаспийской НГП немногочисленные открытия последних 15 лет связаны с Астраханско-Калмыцким Прикаспием (Южно-Астраханской НГО). Значительные приросты получены только в 1998, 2004 и 2005гг. в связи с открытиями в каменноугольных карбонатных отложениях Алексеевского, Центрально-Астраханского и Западно-Астраханского газоконденсатных месторождений. Кроме того, в 2005 г. в мезозойских отложениях на территории Республики Калмыкия открыто Моктинское газоконденсатное месторождение, в Астраханской области – новая залежь с запасами свободного газа на Верблюжьем месторождении. По величине запасов категорий А+В+С1 новые месторождения мелкие. Однако по сумме запасов категорий А+В+С1 и С2 Западно-Астраханское месторождение учтено в балансе как среднее, а Центрально-Астраханское – как уникальное.

Еще меньшими значениями характеризуется прирост запасов газа за счет переоценки (рис. 3, см. рис. 2). Таким образом, добыча свободного газа в регионе не восполняется суммарным приростом разведанных запасов. За 1993-2007 гг. дефицит прироста по отношению к добыче достиг 428 млрд м3.

Восполнение перспективных ресурсов УВ и их подтверждаемость. За 1993-2007 гг. на территории Волго-Уральской НГП подготовлено к бурению более 950 структур с перспективными ресурсами категории С3, изучено бурением около 1100 структур. Суммарный объем ресурсов категории С3 нефти увеличился более чем на 300 млн т, ресурсов газа – более чем на 200 млрд м3, что отражает восполняемость ресурсов в рассматриваемый период. Средний коэффициент подтверждаемости подготовленных объектов – 0,3, коэффициент подтверждаемости ресурсов категории С3, переданных на месторождения, – 0,6. Наибольшая подтверждаемость подготовленных объектов (0,5-0,7) характерна для Республики Татарстан, Самарской и Ульяновской областей, наименьшая (0,1) – для Республики Башкортостан.

На территории Прикаспийской НГП положение с резервным фондом ресурсов менее оптимистично и характеризуется невосполнением ресурсов. В результате списания многочисленных объектов* суммарный объем ресурсов категории С3 нефти уменьшился более чем на 100 млн т, а ресурсов газа – почти на 3000 млрд м3. При этом средний коэффициент подтверждаемости подготовленных объектов – намного меньше 0,1.

Сноска: *И в том числе астраханского участка (пойма рек Волги, Ахтубы).

В Урало-Поволжском регионе наибольшие объемы перспективных ресурсов нефти сосредоточены в Самарской области (21 %), в республиках Татарстан (18 %) и Башкортостан (14 %). Основная часть перспективных ресурсов газа сосредоточена в Оренбургской (39 %), Волгоградской (17 %) и Астраханской (11 %) областях и Республике Калмыкия* (23 %). В Волго-Уральской НГП около 70 % и в Прикаспийской НГП 90 % перспективных объектов до сих пор числятся в нераспределенном фонде недр на балансе территориальных органов. Однако, как показывает анализ результатов геолого-разведочных работ, в том числе и анализ результатов работ по переобработке и переинтерпретации материалов сейсморазведки, часть этих объектов является некондиционной. По целому ряду объектов ресурсы категории С3 завышены, их подсчетные параметры (пористость, эффективные толщины, нередко даже собственно перспективные пласты) не согласуются с известными сегодня месторождениями-аналогами. По отдельным структурам некорректна оценка фазового состава УВ (нефть, газ, конденсат). Все это неоднократно отмечалось при выполнении количественной переоценки ресурсной базы региона (Орешкин И.В. и др., 1994; Постнова Е.В. и др., 2002, 2003; Проворов В.М. и др., 2002, 2003).

Сноска: *В пределах Прикаспийской НГП.

Наиболее критична ситуация на территории Прикаспийской НГП, где по состоянию на 01.01.2008 г. очевиден дефицит достоверных ресурсов категорий С3 и D1лок. Различными авторами неоднократно отмечалась низкая степень буровой изученности подсолевого палеозоя Прикаспийской НГП (в том числе параметрическим бурением) и, как следствие, объективная недостаточность имеющегося параметрического материала для успешного проведения поисковых работ геофизическими методами (Постнова Е.В., Жидовинов С.Н., Орешкин И.В. и др., 2007).

    Эффективность поисково-разведочных работ. На территории Волго-Уральской НГП после 1993 г. отмечается некоторое увеличение эффективности геолого-разведочных работ (рис. 4).

 

Рис. 4. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ В ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ НГП
1 – объем бурения, тыс. м; 2 – прирост за счет геолого-разведочных работ, млн т усл. топлива; 3 – эффективность, тыс. т/тыс. м

 

Однако, в отличие от скачка эффективности геолого-разведочных работ, наблюдавшегося в конце 60-х-70-х гг. и полученного за счет значительного прироста запасов УВ при больших объемах бурения, увеличение эффективности в конце 90-х – начале 2000 г. связано с резким сокращением объемов бурения на фоне снижения прироста запасов (см. рис.4). Подобную динамику эффективности вряд ли можно считать положительной. Эффективность геолого-разведочных работ, выраженная в т усл. топлива/р. затрат, характеризуется выраженной тенденцией к снижению. Ее особенности до 2003 г. рассмотрены ранее (Постнова Е.В., Богатырев О.С., Орешкин И.В., 2004). В 2007 г. она составила 0,003 т усл. топлива/р., что в 4,3 раза ниже, чем в 2003 г., при удорожании сейсморазведки 2D в среднем в 1,7 раза, сейсморазведки 3D – в 1,4 раза, поискового бурения – в 2,1 раза и разведочного бурения – в 2,4 раза.

Наибольшая эффективность геолого-разведочных работ в 2003-2007 гг. отмечена в Республике Татарстан, Самарской, Пермской и Ульяновской областях. Из основных добывающих субъектов самая низкая эффективность поисково-разведочных работ в этот период характерна для республик Удмуртия и Башкортостан, а также для Саратовской и Волгоградской областей.

В Прикаспийской НГП наиболее значимый прирост запасов газа категорий А+В+С1 за счет разведки получен в 2004 г. (17,621 млрд м3) и 2005 г. (22,906 млрд м3) и связан с открытиями Центрально-Астраханского и Западно-Астраханского газоконденсатных месторождений. Соответственно динамика эффективности геолого-разведочных работ в Прикаспийской НГП имеет пик в 2005 г. – 0,02 т усл. топлива/р. В остальные годы рассматриваемого периода эффективность геолого-разведочных работ на территории Прикаспийской НГП стремится к нулю. Перспективным направлением, способным обеспечивать ежегодный прирост запасов нефти за счет открытия мелких (и, возможно, средних) по запасам месторождений, являются мезозойские отложения российской части Прикаспийской НГП. Однако до сих пор отсутствует удовлетворительная методика, обеспечивающая эффективный поиск таких месторождений в условиях соляно-купольной тектоники. Например, из восьми скважин, пробуренных недропользователями в 2007 г. на объектах, подготовленных сейсморазведкой по надсолевым отложениям, продукция получена только в одной (скв. Узеньская-1* – фонтанный приток нефти из триасовых отложений в интервале глубин 975-985 м, Саратовская обл., Карпенский лицензионный участок).

Сноска: *При этом первые признаки нефтегазоносности на Узеньской площади (нефтегазопроявления, керн с запахом нефти) получены гораздо раньше – в конце 60-х гг.

Изложенное показывает, что в результате современного недропользования в сырьевой базе УВ-сырья Урало-Поволжского региона, наряду с имеющимися позитивными факторами, наметился целый ряд негативных тенденций.
  1. Рост добычи нефти преимущественно за счет интенсификации разработки старых месторождений с высокой степенью выработанности. Ежегодное увеличение доли добычи из объектов, находящихся на поздней стадии разработки, при низкой доле добычи за счет новых месторождений, введенных в разработку в последние 10 лет (4,5 % общей добычи).
  2. Увеличение потерь попутного газа при освоении запасов нефти Волго-Уральской НГП. Многократное увеличение потерь попутного газа в Оренбургской и Саратовской областях за последние 10 лет.
  3. Устойчивое падение добычи свободного газа Волго-Уральской НГП. Увеличение потерь свободного газа, связанное в значительной степени с освоением нефтегазоконденсатных месторождений Саратовской и Оренбургской областей.
  4. Крайне низкая обеспеченность региона разведанными запасами нефти и газа месторождений резервного фонда (разведываемых, подготовленных к промышленному освоению и законсервированных).
  5. Невосполнение добычи газа в регионе приростом запасов за 1993-2007 гг., достигшее 428 млрд м3.
  6. Ухудшение структуры прироста разведанных запасов нефти, в том числе: а – снижение доли прироста за счет геолого-разведочных работ, включая значительное снижение (до 6 %) доли прироста за счет открытия новых месторождений; б – значительное увеличение доли прироста за счет пересмотра КИН на старых месторождениях (до 45 % и более).
  7. Ухудшение структуры текущих разведанных запасов УВ и увеличение доли трудноизвлекаемых запасов (в том числе запасов высоковязких нефтей и запасов УВ в низкопроницаемых коллекторах).
  8. Низкая обеспеченность нераспределенного фонда недр, в первую очередь Прикаспийской НГП, достоверными ресурсами категорий С3 и D1лок.
  9. Резкое снижение объемов бурения в регионе. Недостаточность имеющегося параметрического материала для успешного проведения поисковых работ геофизическими методами в пределах Прикаспийской НГП.
  10. Устойчивое снижение средней эффективности поисково-разведочных работ в выражении прироста запасов на 1 р. затрат.

Для старой нефтегазодобывающей провинции, какой является Волго-Уральская НГП, снижение со временем эффективности геолого-разведочных работ, обусловленное уменьшением приростов запасов, – вполне закономерное явление. Однако столь значительное сокращение объемов поискового бурения, в свою очередь, приводит к значительному сокращению приростов. Очевидно, что первоочередными мероприятиями по повышению результативности геолого-разведочных работ на территории Волго-Уральской НГП должны стать:

  1. Увеличение объемов поисковых работ*, в том числе значительное увеличение объемов поискового бурения на направлениях, способных в кратчайшие сроки обеспечить прирост запасов нефти и газа. Эти направления работ, связанные с традиционными районами нефтедобычи и сопредельными недостаточно изученными и нередко довольно обширными территориями, неоднократно указывались в работах различных профильных научно-исследовательских институтов (ФГУП НВНИИГГ, ОАО “КамНИИКИГС”, ФГУП ИГиРГИ, ФГУП ВО ИГиРГИ и др.). Эти направления все еще довольно многочисленны и территориально объединяют земли восточных, северо-восточных, центральных и южных районов Волго-Уральской НГП. На севере они ограничены восточными и южными склонами Камского свода, западными районами Верхне-Камской впадины, северными и восточными склонами Северо-Татарского свода; на западе – восточными и юго-восточными склонами Токмовского свода в зоне его сочленения с Мелекесской впадиной и Кузнецкой седловиной и на юго-западе – зоной сочленения Воронежской антеклизы и Рязано-Саратовского прогиба.
            Сноска: *А в ряде случаев и объемов регионально-зональных работ.
  2. Поисково-разведочное бурение с обязательным отбором и всесторонним (включая современные геохимические исследования) изучением керна. Керн в обязательном порядке должен передаваться для исследования в отраслевые научно-исследовательские институты всеми недропользователями, ведущими бурение. Территориальные органы “Роснедр” должны контролировать эту поставку первичных геологических материалов, выполнение аналитических работ и хранение полученных аналитических данных.
  3. Усиление контроля со стороны государственных органов за соблюдением лицензионных обязательств в части объемов поисково-разведочных работ и, в частности, объемов поискового бурения и исследования скважин. Контроль со стороны государственных органов за соблюдением стадийности геолого-разведочных работ при их осуществлении на лицензионных участках.
  4. Увеличение объемов регионально-зональных геолого-разведочных* и научно-исследовательских работ по оценке перспектив нефтегазоносности, обоснованию и выделению объектов, способных обеспечить прирост запасов на направлениях геолого-разведочных работ, перспективность (или бесперспективность) которых для поиска промышленных скоплений УВ до сих пор однозначно не установлена. К таким направлениям относятся додевонские (рифей-нижнепалеозойские) отложения, палеозойские восточных районов Предуральского прогиба и шарьяжно-надвиговой зоны Урала, а также девон-каменноугольные отложения северных и западных районов провинции.
            Сноска: *В том числе на отдельных направлениях осуществление параметрического бурения.
  5. Регулярное обобщение результатов работ с анализом новых геолого-геофизических данных и выработкой новых методических подходов к поисково-разведочным работам на нефть и газ в различных геологических условиях.
  6. Совершенствование схем разработки месторождений на основе комплексирования современных технологий бурения скважин сложной архитектуры с гидродинамическими, физико-химическими, тепловыми и газовыми методами увеличения нефтеотдачи (МУН). В связи с ростом темпов освоения трудноизвлекаемых запасов, в ближайшие годы в регионе должны быть увеличены объемы использования тепловых и газовых МУН.
  7. Усиление контроля со стороны государственных органов за деятельностью нефтегазодобывающих компаний с целью минимизации потерь УВ-газа.
Территории Прикаспийской НГП и ее акваториальное продолжение, обладающие огромным ресурсным потенциалом, являются основным перспективным регионом юга европейской части России. Вместе с тем высокие поисковые и инвестиционные риски, связанные со сложностью геологического строения, большими глубинами залегания продуктивных горизонтов и агрессивным составом пластовых смесей, сдерживают интенсивное развитие геолого-разведочных работ в этой части региона. В период становления рыночных отношений в экономике отрасли геолого-разведочные работы в российском секторе Прикаспийской НГП велись достаточно бессистемно.
Очевидно, первоочередным мероприятием должна стать разработка долгосрочной программы федерального уровня по геологическому изучению и лицензированию недр российской части Прикаспийской НГП с ее акваториальным продолжением. Программой должны быть определены направления, виды и объемы геолого-разведочных работ на среднесрочную и долгосрочную перспективы для воспроизводства сырьевой базы УВ, а также определена лицензионная политика недр этой территории. Наряду с другими мероприятиями, долгосрочная программа должна предусматривать бурение не менее 10 параметрических скважин на перспективных объектах, выявленных сейсморазведкой на территории Прикаспийской НГП (Октябрьском, Озинском, Алтатинско-Никольском, Сухореченском, Заволжско-Заплавненском и т.д.), а также не менее одной параметрической скважины на одном из объектов, выявленных в акватории.

©  Е.В. Постнова, С.Н. Жидовинов, Журнал "Геология Нефти и Газа" - 2008-5.
 

 

 

SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

������ ����������� Rambler's Top100 �������@Mail.ru