CC BY
39
УДК 553.98
РЕСУРСНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ УГЛЕВОДОРОДОВ - ОСНОВА РАЗВИТИЯ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА РОССИИ
А.И.Варламов, А.П.Афанасенков, М.И.Лолжевская, М.Н.Кравченко, М.И.Шевцова (ФГ5У «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт»)
Рассмотрено состояние ресурсной базы нефтяной и газовой отрасли, проанализированы результаты количественной оценки УВ на 01.01.2009 г. и выявлены основные тенденции ее развития за 2009-2017 гг.
Сделан вывод, что в новых экономических условиях количественную оценку ресурсов нефти, газа и конденсата России целесообразно осуществлять через федеральные целевые программы. Кроме того, проведение оценки ресурсного потенциала возможно только при участии специалистов основных региональных научных центров.
Ключевые слова: ресурсная база УВ; количественная оценка; федеральные целевые программы.
При общих позитивных тенденциях развития отечественного нефтегазового комплекса (ежегодное наращивание объемов добычи нефти, развитие технологий добычи и методов повышения нефтеотдачи и т.д.) есть некие негативные закономерности, не замечать которые сегодня нельзя.
Во-первых, это качественное ухудшение сырьевой базы нефти, связанное с выработкой крупных и гигантских месторождений с традиционно хорошими коллекторами и, как следствие, с возрастанием доли трудноизвлекаемых запасов. Во-вторых, сильное беспокойство вызывает сокращение нефтегазопоисковых работ (как плановых, содержащихся в лицензионных соглашениях, так и фигурирующих в фактических отчетах).
В этой связи ключевыми показателями для развития сырьевой базы УВ являются ее ресурсный потенциал и перспективы открытия новых месторождений на континентальной части России, особенно в пределах 26 выделенных нефтегазоперспективных зон.
Рассмотрим состояние ресурсной базы нефтяной и газовой отрасли, проанализировав результаты последнего этапа уточнения количественной оценки УВ и оперативные данные по тенденциям ее изменения за 2009-2015 гг.
Нефть
Начальные суммарные извлекаемые ресурсы (НСР) нефтегазоносных бассейнов России на 01.01.2009 г. составляют 111,4 млрд т (22 % мировых) и занимают 2-е место в мире после ресурсов нефти нефтегазонос-
ных бассейнов Персидского залива - 193,3 млрд т, 36 % (Иран, Ирак, Йемен, Кувейт, Катар, Сирия, Саудовская Аравия, Бахрейн, ОАЭ, Оман, Турция). НСР нефти бассейнов США составляют 50 млрд т — более чем в 2 раза меньше нефтяных ресурсов России. Эти данные свидетельствуют, что геологические предпосылки для дальнейшего развития сырьевой базы нефтедобычи в России очевидны. Однако проблема состоит не в количественном исчерпании ресурсов нефти, а в их существенно качественном ухудшении.
Анализ количественной оценки нефти по состоянию на 01.01.2009 г., по сравнению с предыдущей оценкой в основных нефтегазоносных провинциях (бассейнах), показал, что для большинства регионов России наметилась, как и в ряде предыдущих оценок, тенденция увеличения ресурсов нефти на 3-12 % (Тимано-Печорская, Волго-Уральская, Восточно-Сибирская, Западно-Сибирская (Ямало-Ненецкий АО) (табл. 1). Увеличение произошло за счет уточнения тектонического и нефтегазо-геологического районирования, оценки новых комплексов (вендский, нижнедевонский, верхнепермский, ордовик-нижнедевонский, нижнеордовикский и др.).
В Восточной Сибири увеличение ресурсов нефти наметилось за счет уточнения модели строения древних комплексов на примере отдельных месторождений и увеличения плотности НСР нефти на эталонных участках, где эти новые месторождения открыты.
В Ямало-Ненецком АО Западной Сибири активная переинтерпретация сейсмических данных позволила выявить значительное число локальных объектов (Д1Л)*. Открытие новых месторождений в отложениях ачимов-
*
Здесь и далее категории запасов и ресурсов даны в соответствии с Временной классификацией запасов и ресурсов.
Таблица 1
Сравнительная характеристика НСР нефти и свободного газа по состоянию на 01.01.2002 и 01.01.2009 гг.
Нефтегазоносная провинция Тип флюида Изменение относительно 2002 г. 2009 r. Комментарий
Тимано-Печорская Нефть, млн т 692,2 t 5599,8 Уточнение тектонического и нефтегазо геологического районирования; увеличение площади НГК, КИНа на нефтяных месторождениях и фонда локализованных структур категорий Сз и Д1л
Свободный газ, млрд м3 343,5 t 3165,2
Вол го-Уральская Нефть, млн т 1911,4 t 16302,6 Оценка новых комплексов (венд, верх няя пермь, нижний девон), корректировка границ и плотностей УВ на эталонных участках, увеличение КИНа
Свободный газ, млрд м3 76,5 t 4628,9
Прикаспийская Нефть, млн т 38,7 l 619,0 Корректировка площади эталонов, уточ нение геологической модели бортового уступа Прикаспийской впадины, снижение перспектив нефтегазоносности "тер-ригенного" девона Астраханского свода
Свободный газ, млрд м3 780,7 ♦ 10612,4
Северо-Кавказская Нефть, млн т 184,5 * 1557,7 Выделение бесперспективных участков или участков с невыясненными перспективами, отсутствие традиционных локальных объектов, уменьшение плотности ресурсов УВ на эталонах
Свободный газ, млрд м3 580,0 * 1673,3
Восточно-Сибирская мегапровинция Нефть, млн т 315,8 t 11988,1 Уточнение нефтегазогеологичесхого райо нирования, геологической модели строения древних комплексов и отдельных месторождений, увеличение площади НГК, увеличение плотности НСР УВ на отдельных эталонах за счет новых открытий
Свободный газ, млрд м3 4965,6 l 42059,3
Дальний Восток Нефть, млн т 22,0 1 546,0 Отсутствие принципиально положительных результатов, не подтвердились перспективы нефтегазоносности Ичинского, Воямпольского и Хайрю-зовского прогибов Западной Камчатки
Свободный газ, млрд м3 476,0 t 2240,7
Ямало-Ненецкий АО Нефть, млн т 478,0 t 14751 Активация и переинтерпретация сейсмических данных, выявление значительного числа локальных объектов lfli„), от крытие новых месторождений, определение высокого потенциала средней юры и ачимовских отложений
Свободный газ, млрд м3 2317,1 t 98825,1
Юг Тюменской области Нефть, млн т 663,4 1800,8 Выявление месторождений нефти в ловушках неантиклинального тела
Свободный газ, млрд м3 20,3 * 20,3
Томская область Нефть, млн т 175,4 1627,9 Уменьшение НСР, в нижней юре отмечается увеличение НСР нефти
Свободный газ, млрд м3 303,3 l 671,6
Ханты Мансийский АО Нефть, млн т 1335,6 * 35511,4 Уточнение плотности ресурсов на эталонах, сокращение запасов категорий Сз и Д1л, разнонаправленное изменение запасов нефти по разным комплексам
Свободный газ, млрд м3 946,8 1 5010,2
Акватории РФ Нефть, млн т 3863,8 t 17390,6 Корректировка нефтегазогеологическо-го районирования, увеличение площади перспективных земель, уточнение плотности эталонных участков за счет новых открытий и перспективных ресурсов категории С3, впервые дана оценка по докембрийским отложениям (Таганрогский залив) и подсчитаны ресурсы УВ глубоководной зоны (Черное море)
Свободный газ, млрд м3 32860,7 t 106690,6
ских, средней и нижней юры повысило ресурсный потенциал этих отложений.
В Западной Сибири, на юге Тюменской области, ресурсы нефти возросли на 37 % за счет активной разведки неантиклинальных ловушек в юрских отложениях и открытия новых месторождений нефти (Северо-Кома-ринское: категорий A+B+Ci — 2,0 млн т; Сг — 35,6 млн т, продуктивны средне-верхнеюрские отложения; Косу-хинское: категорий A+B+Cj — 2,1 млн т; С2 - 19,1 млн т, продуктивна средняя юра).
В некоторых нефтегазоносных регионах шельфа увеличение ресурсов нефти произошло за счет корректировки нефтегазогеологического районирования и увеличения площади перспективных земель, уточнения плотности запасов на эталонных участках за счет новых открытий и перспективных ресурсов категории С3. Впервые дана оценка по докембрийским отложениям (Таганрогский залив) и подсчитаны ресурсы УВ глубоководной зоны Черного моря.
В четырех нефтегазоносных регионах произошло уменьшение НСР нефти. Это Прикаспий, Северный Кавказ, Дальний Восток и некоторые районы Западной Сибири: в Томской области — на 10 % (однако в нижней юре здесь произошло увеличение НСР нефти), в Ханты-Мансийском АО — на 4 % (уменьшение плотности ресурсов на эталонах, сокращение по категориям С3 и Д1л, в целом разнонаправленное увеличение и уменьшение НСР по отдельным нефтегазоносным комплексам: увеличение по триасу и палеозою, уменьшение по неокому).
Тем не менее Западная Сибирь по-прежнему является основой сырьевой базой нефтяной промышленности, в которой сконцентрировано более половины ресурсного потенциала. В целом по стране и главным нефтегазоносным провинциям ее континентальной части (Вол-го-Уральской, Тимано-Печорской, Северо-Кавказской, Западно-Сибирской), как было показано, НСР нефти, рассматриваемые как изначальное природное богатство недр России, изменились лишь на 3-12 % в сторону повышения или понижения по сравнению с предыдущими оценками, что свидетельствует о стабилизации прогноза.
Более значительное изменение (20 % и более) приходится на акватории, Сибирскую платформу (ее некоторые части). Именно эти районы должны стать надежной заменой «старых» районов нефтедобычи: Западной Сибири, Волго-Урала, Тимано-Печоры, Северного Кавказа, что возможно лишь при значительной активизации сейсмических и буровых работ в этих регионах.
Свободный газ
НСР газа России по состоянию на 01.01.2009 г. составляют 287,5 трлн м3 (51 % мировых) и занимают 1-е место в мире, 2-е место приходится на бассейны Персидского залива (109,2 трлн м3). В США НСР газа рав-
ны 42,0 трлн м3 - в 7 раз меньше российских. Эти данные свидетельствуют о неоспоримом общемировом приоритете России в ресурсах свободного газа и высоких перспективах развития ее газовой отрасли на ближайшую и дальнюю перспективы. В России в количественной оценке на 01.01.2009 г. 1-е место по газу занимает Западная Сибирь (116,0 трлн м3), 2-е - шельфы (106,7 трлн м3), 3-е — Восточная Сибирь (42,0 трлн м3).
Анализ количественной оценки свободного газа на 01.01.2009 г., по сравнению с предыдущей оценкой, показал, что ее увеличение (2-12 %) в следующих регионах: Тимано-Печорской, Волго-Уральской, Прикаспийской НГП, Ямало-Ненецком АО (север Западной Сибири) за счет уточнения перспективной площади и плотности запасов на эталонных участках и корректировки соотношения объемных величин нефти и газа. Значительное увеличение ресурсов свободного газа произошло в акваториях (до 31 %). В то же время снижены перспективы газоносности на Северном Кавказе (на 35 %), в Восточной Сибири (на 12 %), Западной Сибири (в Ханты-Мансийском АО - на 19 %, Томской области - на 45 %).
Растворенный газ
НСР растворенного газа на 01.01.2009 г. составляют 10772 млрд м3.
Состояние оценки и структура начальных суммарных ресурсов растворенного газа зависят от ресурсов нефти. Основная часть ресурсов сосредоточена в Западной Сибири, Урало-Поволжье и Восточной Сибири. По сравнению с оценкой 2002 г. ресурсы растворенного газа увеличены на европейском Севере, Северном Кавказе, в Иркутской области, Баренцевом, Карском и Охотском морях.
Вместе с тем имеются основания считать, что оценка ресурсов растворенного газа в России в целом занижена. Эти ресурсы не полностью учтены на открытых нефтяных месторождениях. Очевидное занижение разведанных запасов и перспективных ресурсов соответственно определяет снижение плотности ресурсов растворенного газа на эталонных и расчетных участках.
Конденсат
Ресурсы (извлекаемые) конденсата России уточнены. Согласно этой оценке НСР конденсата на 01.01.2009 г. составляют 17813,0 млн т, на 01.01.2002 г. -14271,5 млн т, т.е. оценка увеличилась на 3541,5 млн т. Основная часть приходится на Западную Сибирь, российскую часть Прикаспийской впадины и Лено-Тунгус-скую провинцию.
Для некоторых регионов наметились выделение бесперспективных участков или районов с невыясненными перспективами, отсутствие традиционных локаль-
ных объектов, уменьшение плотности запасов газа на эталонных участках (Северный Кавказ).
Таковы основные результаты количественной оценки ресурсов нефти, свободного газа, растворенного газа и конденсата России на 01.01.2009 г. Они подтверждают мнение, что Россия относится к странам, наиболее богатым топливно-энергетическими ресурсами. Хотя из ее недр уже добыто 22,2 млрд т нефти и 21,0 трлн м3 газа (суша и шельф), возможности сырьевой базы отечественной нефтяной и газовой промышленности не исчерпаны и позволяют ориентироваться на сохранение высокого уровня добычи УВ-сырья в течение ряда 10-летий.
Перейдем к рассмотрению тенденций изменения геолого-разведочных работ за 5-летний (2009-2014 гг.) период, влияющих на дальнейшую оценку ресурсного потенциала УВ.
За этот период добыто 2950 млн т нефти, 3710 млрд м3 газа. Промышленные запасы нефти на 01.01.2015 г. составили 18,3 млрд т, т.е. увеличились на 1,1 млрд т; газа — 50,2 млрд м3, по сравнению с 01.01.2009 г. увеличились на 2,1 трлн м3. За предыдущие 7 лет (2001-2008) это увеличение было меньше (нефти - на 0,6 млрд т, газа — на 0,9 трлн м3).
За 2009-2014 гг. было открыто 300 месторождений (272 с нефтяной и 28 с газовой составляющей). Максимальное число приходится на Волго-Урал (146 с нефтяной и 1 с газовой составляющей). Месторождения приурочены к традиционным регионам: Мелекесской и Бу-зулукской впадинам (25 и 34 месторождения соответственно), к южной и северной частям Татарского свода (15 и 5 месторождений) и др. Месторождения мелкие по запасам. Два новых открытых месторождения с нефтяной составляющей крупные. Это нефтяное месторождение Великое (в Прикаспии, на северном борту Астраханского свода, на глубине 5200 м в башкирских отложениях), запасы нефти категорий А+В+С, - 3 млн т, категории С2 — 328 млн т, а также нефтегазовое месторождение Победа (шельф Карского моря), запасы нефти категорий А+В+С1 - 0,6 млн т, категории С2 -129,4 млн т. Примечательно, что в последней количественной оценке северный борт Астраханского свода и шельф Карского моря прогнозировались на газ. Новые открытия имеют принципиальное значение, позволяющее увеличить прогнозную оценку этих регионов в сторону нефти.
При подсчете запасов в прогнозных ресурсах УВ в соотношении жидкой и газообразной фаз уже отмечались несоответствия.
В начале 70-х гг. прошлого века после открытия Вуктыльского газоконденсатного месторождения предполагалась газоносность преимущественно центральной и северной частей Тимано-Печорской провинции. Дальнейшие геолого-разведочные работы не подтвердили прогноз, так как Хорейверская впадина и примы-
кающие к ней тектонические зоны оказались нефтеносными. Область, перспективная на газ, резко сократилась до впадин Предуральского прогиба и Печоро-Кол-винского авлакогена. Это привело к снижению оценки ресурсов газа с 6,0 трлн м3 в 70-е гг. прошлого века до 3,2 трлн м3 на 01.01.2009 г.
В Восточной Сибири, где изученность глубоким бурением крайне невелика, пока рано утверждать, что в количественной оценке газ преобладает над нефтью (42 трлн м3 газа и 12 млрд т нефти). За 2009-2014 гг. в Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции - основном регионе Восточной Сибири — открыто 19 месторождений с нефтяной составляющей и 14 - с газовой. Сравнительный анализ в этом регионе на 01.01.2002 и 01.01.2009 гг. показал увеличение запасов нефти на 23 %, ресурсов газа - всего на 2 %. Такая же картина и с неизученным шельфом: газа — 106,7 трлн м3, нефти — 17,0 млрд т.
Обращают на себя внимание следующие результаты подсчета прогнозных ресурсов нефти и газа на 01.01.2011 г. по миру в целом. По данным Международного энергетического агентства (IEA) (World Energy Outlook, 2011), из 15 нефтегазоносных бассейнов, НСР (извлекаемые) которых составляют 70 % мировых ресурсов по нефти и 63 % - по газу, нет ни одного зарубежного, где бы газ преобладал над нефтью более чем в 1,5-1,8 раза (арктический склон Аляски, Алжиро-Ли-вийский, Западно-Канадский). В нефтегазоносных бассейнах России из этого списка газ значительно превышает нефть: в 13,0 раз (Баренцевоморский), в 3,6 раза (Восточная Сибирь), в 2,1 раза (Западно-Сибирский), что, возможно, подтверждает высказанное предположение о завышенной газовой составляющей в ресурсной базе России. В интервале глубин 5-7 км резко сокращается нефтяная фаза. Обоснование, что при температуре до 200 °С происходит деструкция нефти, не подтверждается практикой поисково-разведочных работ в мире, где открыты зоны (узлы) нефтенакопления в интервале глубин 8,0-10,5 км при температурах, значительно превышающих 300 °С (Moran Мс, 2011; Варламов А.И., Лоджевская М.И., 2012). Глубинный предел подсчета НСР УВ необходимо увеличить с 7 км до общей мощности осадочного чехла.
В российских регионах нет глубокозапегающих месторождений и залежей до 8,0-10,5 км. Однако в последние годы стали открывать залежи нефти в древних глубокозалегающих горизонтах Тимано-Печоры и Вол-го-Урала. В Тимано-Печоре в интервале глубин 4,0-4,7 км открыты 73 нефтяные и нефтегазоконденсатные залежи в отложениях девона, силура, ордовика.
В Волго-Урале, Бузулукской впадине, на Бугрин-ском и Рубцовском нефтяных месторождениях продуктивны среднедевонские отложения (глубина 4186-4230 и 4134 м соответственно).
В Приволжско-Предбортовой зоне на нефтяном месторождении Доброе продуктивность приурочена к верхнедевонским отложениям (интервал глубин 4378-4614 м), на Юрьевском — к нижнему карбону - верхнему девону (интервал глубин 4165-4378 м). Приведенные данные свидетельствуют о расширении глубинного интервала нефтеносности в Тимано-Печорской и Волго-Уральской провинциях, что необходимо учитывать при обосновании количественного прогноза жидкой фазы УВ древних толщ. На больших глубинах открыты также нефтяные залежи в Западной Сибири (в юре, мелу и палеозое) и на Северном Кавказе (в мелу), всего на больших глубинах открыто около 300 залежей и месторождений.
Прогнозная оценка ресурсов всегда рассматривается как определяющая порядок возможных запасов УВ; к ней нельзя предъявлять требования высокой точности как к подсчету запасов промышленных категорий. В то же время проблема повышения достоверности прогнозной оценки крайне актуальна, учитывая возросшую роль экономической оценки ресурсов, ее широкое использование при решении вопросов лицензирования недр и разработки долгосрочных проектов недропользования в условиях рыночной экономики. Это касается соотношения жидкой и газообразной фаз.
Анализ также показывает, что точность даже прогнозной оценки ресурсов категорий С3, Д, по многим подсчетным объектам невысока и в большой степени зависит от экспертных поправок, вносимых при апробации авторских оценок. Поправочные коэффициенты: успешности, подтверждаемое™, достоверности необходимо считать не по регионам в целом, а по отдельным нефтегазоносным комплексам.
Корректный учет перспективных ресурсов (С3 и Д1л) - основа правильного прогноза объема прироста запасов. При последовательно проводимых геоло-го-разведочных работах именно ресурсы категории СЗ являются основой для открытия впоследствии месторождений УВ.
Анализ количества структур категории С3 и открытых на них месторождений показал, что за весь период открыто 86 % месторождений Волго-Урала, 78 и 76 % — в Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком автономных округах, 64 % - в Тимано-Печоре. В то же время в Восточной Сибири открыто только 43 % месторождений (в основном из-за малой амплитуды ловушек, выявленных сейсмикой). В целом по России в Госбалансе числится 123 структуры (около 50 %), на которых открыты месторождения. Этот процент понизился с 70 до 50 вследствие усиления негативной тенденции: не все перспективные структуры, на которых открываются месторождения УВ, включаются в Госбаланс. По этой причине из 68 месторождений, открытых в Западной Сибири, только 25 одноименных структур помещено в Госбаланс; по Волго-Уралу - 79 структур из 130; по Тимано-Печоре -
7 из 14 открытий; в Прикаспии — 1 из 2, в Лено-Тунгус-ской - 9 из 28.
На шельфе Каспийского моря открыто 1 месторождение (Морское) на одноименной структуре с ресурсами категории С3. В Охотском море открыто 5 новых месторождений: Ново-Венинское (НГК), Лебединское (НГК), Северо-Венинское (ГК), Мынгинское (ГК) и Южно-Ки-ринское (ГК). Однако структуры, подготовленные к глубокому бурению, с ресурсами категории С3, в Госбалансе по данной территории не числятся перспективными.
Имеются также случаи открытия месторождений параметрическими скважинами (табл. 2). В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции таких месторождений 28 (Харьягинское, Варандейское и др.), в Волго-Урале — 37 (Вельское, Володарское и др.), в Прикаспии — недавно открытые Хангорское, Западно-Астраханское, в Западной Сибири — 14 (Березовское, Герасимовское, Горстовое, Колотушное, Куль-Еганское и др.), в Восточной Сибири - 16 (Больше-Тирское, Дулисьминское, Ербагаченское, Санарское, Токминское, Чаяндинское и др.). Приросты запасов по ним наращивались из категории Д прогнозных ресурсов.
Существенную роль в прогнозных ресурсах УВ и обосновании перспектив нефтегазоносности играет наименее достоверная категория Д2, подсчитанная объемно-статистическим методом. Эта категория, как правило, остается неизменной при мониторинге от оценки к оценке. В геологических НСР РФ она составляет 25 % (суша + море). Учитывая, что степень разведанное™
..-г, , ÍQ + ABC. + С, „
НСР нефти - - ' достигает более 46,3 %, в
[ НСР j
неразведанной части категории Д2 содержится около 20 % НСР.
На суше категория прогнозных ресурсов нефти Д2 (геологические) равна 56,7 млрд т, на шельфе — 35,6 млрд т. На суше 57 % этих ресурсов по-прежнему сконцентрировано в Западной Сибири (32,1 млрд т), 33 % - в Восточной Сибири, т.е. к Западной и Восточной Сибири приурочено 90 % ресурсов нефти категории Дз с уши. Близкая цифра ресурсов категории Д2 Западной Сибири характерна для шельфов (35, 6 млрд т).
По газу ресурсы РФ категории Д2 на суше составляют 39,8 трлн м3, на акватории возрастают до 61,2 трлн м3 (в 2 раза больше, чем по нефти). Учитывая крупные открытия нефти на шельфе, в том числе на глубоководном (Бразилия, Ангола, Нигерия, Северное море и др.), прогнозная оценка по соотношению нефть -газ шельфов России должна быть пересмотрена.
В Западной Сибири прогнозные ресурсы нефти и газа (рис. 1) категории Д2 смещаются в древние глубоко-залегающие нефтегазоносные комплексы, приуроченные к ранне-среднеюрскому, триасовому, палеозойскому возрасту, и составляют в сумме 62 %. Возможно, эта цифра завышена, так как перспективные ресурсы кате-
Таблица 2
Месторождения УВ, открытые параметрическими и опорными скважинами в нефтегазоносных регионах России (по данным Государственного кадастра месторождений УВ)
Нефтегазоносный регион Месторождения Год открытия Число месторождений
1 2 3 4
Волго-Уральский Суводское 1970
Неопольское 1964
Димитровское 1990
Копанское 1976
Самойловское 1986
Долинное 1984
Нагумановское 1979
Логовское 1985
Сибирское 1986
Осокинское 1987
Гагаринское 1990
Юрчукское 1976
Жилинское 1989
Вельское 1968
Верхне Чусовское 1976
Пихтовое 1982
Копальнинское 1970
Луживское 1974
Маговское 1982 37
Боровицкое 1986
Уньвинское 1980
Верхне-Боровское 1977
Ветосское 1971
Родниковское 1975
Лысьвенкское 1971
Разумовское 1990
Тепловское 1991
Ждановское 1973
Даниловское 1992
Сплавнухинское 1969
Краснокутское 1973
Чутырско-Киенгопское 1962
Гремихинское 1964
Володарское 1980
Южно Охотничье 1953
Бухаровское 1969
Сухореченское 1971
Прикаспийский Западно-Астраханское Хонгорское 2005 2009 3
Полевое 1988
Тимано-Печорский Падимейское 1977
Песчаноозерское 1982
Варандейское 1975
Северо-Хаяхинское 1989
Мусюшорское 1983
Колвинское 1986 28
Верхнелайское 1990
Сарембойское 1980
Таркское 1988
Шапкинское 1966
Харьягинское 1970
гории С3 нефти этих комплексов составляют всего 30 % в общем балансе категории С3 по комплексам, что в 2 раза меньше категории Д2.
Доля прогнозных ресурсов нефти и газа суши и моря категории Д2, разбитая на три категории (100; 50-100 и < 50 %) представлена на рис. 2, 3. Неразведанными (100 % категории Дг в НСР) являются большинство арктических шельфов, а также некоторые нефтегазоносные области и районы нефтегазоносных провинций (бассейнов) суши (Восточная Сибирь: Северо-Тунгусская, Южно-Тунгусская, Ал-дано-Майская, Анабаро-Хатангская, Лено-Анабарская, Присаяно-Енисей-ская нефтегазоносные области; Западная Сибирь: Южно-Карская, суша; нижнеомский самостоятельный потенциальный нефтегазоносный район, Вагай-Ишимский подсчетный участок, палеозойский нефтегазоносный комплекс); самостоятельные потенциально нефтегазоносные и газоносные районы вне провинций и областей Дальнего Востока.
Тем не менее благодаря открытиям последних лет, в том числе и параметрическому бурению, Сибирская платформа стала 3-м (после Западной Сибири и Урало-По-волжья) регионом крупной концентрации ресурсов нефти и газа. Результаты геолого-разведочных работ в целом подтверждают перспективы нефтегазоносности венд-нижнекембрийских и рифейских отложений центральных районов платформы, включающих Непско-Ботуобинскую и Байкитскую анте-клизы и Катангскую седловину, где открыты крупные нефтяные и нефтегазовые месторождения (Верхне-чонское, Талаканское, Тымпучикан-ское, Чаяндинское). Принципиальное значение имеют открытие Юрубчено-Тохомской и Куюмбин-ской зон рифейского нефтегазона-копления и перспективы распространения нефтеносности рифейского комплекса на значительной территории. Однако в пределах
крупных структурных зон Сибирской платформы, включая Тунгусскую и Присаяно-Енисейскую сине-клизы, Лено-Анабарский и Пред-верхоянский прогибы, Анабарский свод и др., сохраняется значительная неопределенность прогнозной оценки, обусловленная слабой геологической изученностью и отсутствием на некоторых участках реальных положительных результатов геолого-разведочных работ.
Обоснование приоритетных направлений региональных геологоразведочных работ по созданию новых центров нефтедобычи базируется на сравнительном анализе состояния НСР УВ. В этих регионах преобладающие ресурсы относятся к категории Д2 и неадекватны уже разведанным запасам нефти и газа. Такие регионы пока не могут заменить нефтедобывающие регионы (Западную Сибирь, Волго-Урал, Ти-мано-Печору).
Выводы и рекомендации
1. Таким образом, НСР России по нефти составляет 111,4 млрд т (извлекаемых), по свободному газу -287,5 трлн м3. Разведанность НСР нефти (доля начальных суммарных запасов нефти) составляет 46 %, учитывая темпы перевода ресурсов в более высшие категории, а за период с первой количественной оценки 1958 г. прирост запасов нефти из ресурсов категорий Сз+Д в среднем составляет 0,3-0,7 млрд т/год. По результатам геолого-экономической оценки, проведенной после количественной оценки ресурсов УВ (Путина М.М., Пороскун В.И., 2014), прогнозные открытия месторождений и залежей нефти составляют до 15 в классе крупности 100-500 млн т, 116 месторождений — 30-100 млн т, 440 месторождений - 10-30 млн т, и более 50 000 месторождений с запасами менее 10 млн т.
2. Необходимость совершенствования научных исследований по количественному прогнозу нефте-
Окончание табл. 2
1 2 3 4
Тимано-Печорский Аресское 1987
Восточно-Воэейское 1988
Западно-Веякское 1988
Западно-Хатаяхское 1989
Макарьельское 1989
Низевое 1986
Печорогородское 1961
Прилукское 1978
Расьюское 1987 28
Романьельское 1985
Сосновское 1982
Турчаниновское 1990
Южно-Сыни некое 1968
Южно-Терехевейское 1989
Юрвож-Большелягское 1987
Чедтыйское 1987
Усинское 1963
Балтийская НО Ладушкинское 1971 2
Славское 1972
Западно-Сибирский Тевризское 1971
Герасимовское 1983
Горстовое 1988
Колотушное 1986
Куль-Еганское 1987
Непонятное 1986
Пермяковское 2006 14
Березовское 1955
Пихтовое 1991
Нанадянское 1990
Пайяхское 1990
Дерябинское 1977
Хабейское 1981
Озерное 1969
Восточно-Сибирский Пайгинское 1989
Имбинское 1959
Оморинское 1980
Чаяндинское 1980
Нижнехамакинское 1982
Восточно-Талаканское 1987
Среднеботуобинское 1970
Пилюдинское 1987 16
Даниловское 1977
Дулисьминское 1983
Ербогаченское 2011
Токминское 1973
Большетирское 1979
Санарское 2010
Ковыктинское 1987
Верхнечонское 1978
Дальневосточный Кшукское 1980
Узловое 1969 2
Северо-Кавказский Южно-Буйнакское 1973
Южно Хадыженское 1987
Суворовское 1985
Северо-Западно-Афипское 1972 6
Новодмитриевское 1951
Калужское 1952
Рис. 1. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОГНОЗНЫХ РЕСУРСОВ НЕФТИ (А) И СВОБОДНОГО ГАЗА (Б) КАТЕГОРИИ Да ПО НЕФТЕГАЗОНОСНЫМ КОМПЛЕКСАМ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ, %
Возраст: 1 - Кг!, 2-Кгв-К^-К^, 3 - К] (неоком), 4- К] (ачимовская), 5-Jз (баже-новская + абалакская), 6-<]з; 7- Jг, 8 - 9 - 7+Р2
газоносности недр России очевидна. Это требует более полного использования установленных закономерностей пространственного размещения нефтяных и газовых ресурсов, геохимических исследований, всей совокупности геологических и геофизических данных, расширения информационного пространства за счет изучения дегазации и дефлюидизации глубинных недр земли более 7 км.
3. В количественной оценке ресурсов УВ по состоянию на 01.01.2009 г. базовым методом являлся метод внутренних геологических аналогий. Всего для оценки нефтегазоносных территорий РФ было выделено более 400 эталонных участков, большая часть которых вошла в Банк эталонов, созданный по итогам оценки. Эталонным является наиболее разведанный участок, где, согласно методическим указаниям к количественной оценке, доля ресурсов категорий С3+Д в объеме НСР УВ не должна превышать 30 %. При анализе изменений НСР УВ эталонных участков за период с 01.01.09 по 01.01.15 г. было выявлено, что на большинстве участков изменения укладываются в отведенную долю (за счет разведки; переоценки запасов месторождений, входящих в эталон; опоискования подготовленных структур с перспективными ресурсами категории С3; открытия новых месторождений). Таким образом, можно сделать вывод о том, что выделенные эталонные участки характеризуются высокой степенью разведенности, обоснованно считаются эталонами, что, безусловно, отражает достоверность проведенной оценки. Тем не менее эталоны, на которых отмечено значительное изменение НСР УВ (в сторону уменьшения), требуют подробного анализа и контроля вплоть до их исключения.
4. Правильное определение коэффициентов аналогии эталонных и расчетных участков остается «ахиллесовой пятой» прогноза. Особенно часто нарушаются действующие методические указания по выделению расчетных участков. В ряде случаев за эталоны принимаются слабоизу-ченные участки или внешние эталоны, где доля прогнозных ресурсов велика и не соответствует ресурсам слабоизученных регионов.
5. Как правило, оценка ресурсов УВ рассчитывается в районе одним методом, что снижает объективность и возможность проверки конечных результатов. Вместе с тем все имеющиеся методы прогнозирования нефтегазоносности дают погрешности оценок конкретных величин с разбросом, достигающим кратных значений.
6. Параллельно с фиксированным выражением результатов количественной оценки ФГБУ «ВНИГНИ» планирует внедрить интервальную оценку ресурсов, что будет полнее соответствовать ее вероятностному характеру. Кроме того, более строго должны быть отработаны методы дифференциации ресурсов на жидкую и газообразную фазы, определения извлекаемой части ресурсов и т.д.
7. Корректировку количественной оценки ресурсов нефти, газа и конденсата - основы воспроизводства минерального сырья России - следует проводить ежегодно за счет мониторинга накопленной и годовой добычи, промышленных и предварительно оцененных запасов УВ категорий А+В+С^ и С2, перспективных ресурсов категории С3 по субъектам федерации, распределенному и нераспределенному фонду недр, нефтегазоносным провинциям, областям, районам, эталонным участкам, нефтегазоносным комплексам.
8. При проведении последующих количественных оценок необходимо учитывать результаты ревизии фонда подготовленных объектов во избежание завышения оценок и несогласованности в данных количественной оценки и Государственного баланса, что вызывает затруднение при оценке динамики. Следует подчеркнуть необходимость учета перспективных ресурсов категории С3 в Госбалансе дифференцированно по нефтегазоносным комплексам, а не суммированно.
9. Изменения в прогнозные ресурсы категорий Д, и Д2 следует вносить в случае получения принципиально новых геолого-геофизических результатов геоло-го-разведочных работ на нефть и газ с учетом изменения нефтегазоносности в результате открытия новых
Рис. 2. КАРТА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ РЕСУРСОВ НЕФТИ КАТЕГОРИИ Д2 (навлекаемые) РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
170U0-B 180"0Х)'
гочр'о'в эсоои
50-0 0 В КТО 0 3 J—I I I I I
М<!фтога>онасн||11) 1|Х)й*"«,1.ии РФ
rv м^. пнгп
у Цдрмохйоссдя
\ | Сиясро
MI ¡¡шдшгйт^геяи
дц Ишй
1\....... Ну ■»•.'<■.,■ И_
\ Hf.t.-.^^YUQ.^crt.wJg
\1 Ростс'.кс Арсти^сндд tH~ MI
Sin HaT^-ft^.,,^-...«
Я
о
я
я о
S
СП
о с
п т 0)
I
5
т
00
Границы: 1 - субъектов РФ, 2 - нефтегазоносных провинций; доля ресурсов категории йг в структуре НСР, %: 3- 0-50; 4 - 50-100; 5- 100
Рис. 3. КАРТА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ РЕСУРСОВ СВОБОДНОГО ГАЗА КАТЕГОРИИ Д* РОССИЙСКОЙ ФЕДЕЕРАШШ, нлрл м3
I
О
>
и >
!0-00"в М'0 0-В *ГО"В ЫГОО'В ЮЧКГВ ИО'ООВ 1?0'0'0-В 1М'00" 170-00'3
—I-и-|-1-1-1-1-1-—I—
есгоов КГОО'В «ОГ'О'Св *Г0'0В ЮО'О'О'б ИОККГВ ПОЧИЛ» 150ЧИГВ
■ч гп
£ в и
о г
3
1 - нефтегазоносные провиниии, самостоятельные нефтегазоносные области; остальные усл. обозначения см. на рис. 2
HYDROCARBON resources POTENTIAL - THE BACKBONE OF RUSSIAN FUEL AND ENERGY SECTOR DEVELOPMENT
Varlamov AJ., Afanasenkov AP., Lodzhevskata MJ., Kravchenko MM., Sheulsoua MJ. (FSBI "All-Russian Research Geological Oil Institute")
The article considers the state of oil and gas resource base, analyzes the results of hydrocarbon quantitative estimation as of 01.01.2009 and presents main trends of it for 2009-2017. It is concluded that in new economic situation quantitative estimation of oil, gas and condensate resources should be conducted through federal targeted programs. At the same time resource potential could be estimated only involving main regional scientific centers.
Key words: hydrocarbon resource base; quantitative estimation; federal targeted programs.
месторождений и залежей УВ на основе текущего мониторинга.
10. Очередной этап уточнения количественной оценки ресурсов УВ России необходимо начать в январе 2017 г. и завершить к концу 2019 г., в этом случае актуальность и практическое значение полученных результатов будут более эффективны. Для успешного проведения количественной оценки необходимо привлечение коллектива специалистов, традиционно разрабаты-
вающих проблему прогноза нефтегазоносности России, ФГБУ «ВНИГРИ», ФГБУ «ВСЕГЕИ», АО «НВНИИГГ», АО ХМАО «НАЦ РН им.В.И.Шпильмана», НАО «Сиб-Нац», ФГБУ «ЗапСибНИИГГ», АО «СНИИГГиМС», ФГБУ «ВНИИОкеангеология», работающих в настоящее время в том числе в холдинге «Росгеология».
© Коллектив авторов, 2016
Алексей Иванович Варламов, генеральный директор, доктор геолого-минералогических наук, info@vnigni.ru;
Александр Петрович Афанасенков, первый заместитель генерального директора, кандидат геолого-минералогических наук, info@vnlgnl.ru;
Мануэлла Исааковна Аоджевская, старший научный сотрудник, доктор геолого-минералогических наук, resurs@vnigni.ru;
Мария Николаевна Кравченко, заведующая отделом, кандидат геолого-минералогических наук, resurs@vnigni.ru;
Марина Ивановна Шевцова, научный сотрудник, shevcova@vnigni.ru.
