РЕЗУЛЬТАТЫ ИЗУЧЕНИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ ОСВОЕНИЯ НЕТРАДИЦИОННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ В ВЫСОКОУГЛЕРОДИСТЫХ КАРБОНАТНО-КРЕМНИСТЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ ДОМАНИКОВОЙ ФОРМАЦИИ ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ ПРОВИНЦИИ

Варламов А.И.; Мельников П.Н.; Пороскун В.И.; Фортунатова Н.К.; Петерсилье В.И.; Иутина М.М.; Дахнова М.В.; Виценовский М.Ю.; Канев А.С.; Соболева Е.Н.; Шаломеенко А.В.

ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ И НЕТРАДИЦИОННЫЕ ИСТОЧНИКИ УВ

УДК 553.982+553.04

DOI 10.31087/0016-7894-2020-6-33-52

Результаты изучения и перспективы освоения нетрадиционных залежей нефти в высокоуглеродистых карбонатно-кремнистых отложениях доманиковой формации Волго-Уральской провинции

1ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт», Москва, Россия; sec@vnigni.ru; melnikov@vnigni.ru; poroskun@vnigni.ru; fortunatova@vnigni.ru; vipetersilie@mail.ru; iutina@vnigni.ru; dakhnova@vnigni.ru; vicin@vnigni.ru; kanev@vnigni.ru; soboleva@vnigni.ru; 2ООО «Директ Нефть», Оренбург, Россия; ashalomeyenko@directneft.com

Поступила 21.09.2020 г.

Доработана 05.10.2020 г. Принята к печати 12.10.2020 г.

Ключевые слова: доманиковая формация; нетрадиционные залежи нефти; Волго-Уральская нефтегазоносная провинция; оценка ресурсов.

Аннотация: В статье рассмотрены особенности строения нетрадиционных залежей нефти в отложениях доманикового типа. Высокоуглеродистые тонкослоистые карбонатно-кремнистые отложения доманиковой формации, распространенные в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, являются одним из самых перспективных объектов для будущего масштабного освоения. Отложения доманикового типа Волго-Уральской нефтегазоносной провинции имеют широкий стратиграфический диапазон, включающий отложения от верхнефранского подъяруса до фаменского яруса верхнего девона и частично — турнейский ярус нижнего карбона. В статье рассмотрены условия формирования доманиковой формации, приведены результаты поисково-разведочных работ и лицензирования недр на современном этапе освоения скоплений нефти в отложениях доманиковой формации. Обоснованы подсчетные параметры, принятые при оценке ресурсного потенциала объемным методом. Приведены результаты оценки ресурсов нефти доманиковой формации Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (не менее 12 млрд т нефти извлекаемых). Показано, что наибольшей неопределенностью при оценке запасов и ресурсов нефти в породах доманикового типа на современном уровне изученности и освоенности характеризуется значение коэффициента извлечения. Рассмотрены перспективы освоения нетрадиционных залежей нефти в отложениях доманикового типа. Добыча нетрадиционных скоплений нефти в отложениях доманикового типа будет рентабельной при ценах 40 долл/барр. и более.

1Для цитирования: Варламов А.И., Мельников П.Н., Пороскун В.И., Фортунатова Н.К., Петерсилье В.И., Иутина М.М., Дахнова М.В., Виценовский М.Ю, Канев А.С., Соболева Е.Н., Шаломеенко А.В. Результаты изучения и перспективы освоения нетрадиционных залежей нефти в высокоуглеродистых карбонатно-кремнистых отложениях доманиковой формации Волго-Уральской провинции // Геология нефти и газа. - 2020. - № 6. - С. 33-52. DOI: 10.31087/0016-7894-2020-6-33-52.

Unconventional oil reservoirs in high-carbon carbonate-siliceous Domanik formations, Volga-Urals Province: results of studies and future development trends

1All-Russian Research Geological Oil Institute, Moscow, Russia; sec@vnigni.ru; melnikov@vnigni.ru; poroskun@vnigni.ru; fortunatova@vnigni.ru; vipetersilie@mail.ru; iutina@vnigni.ru; dakhnova@vnigni.ru; vicin@vnigni.ru; kanev@vnigni.ru; soboleva@vnigni.ru;

2DirectNeft LLC, Orenburg, Russia; ashalomeyenko@directneft.com Received 21.09.2020

Revised 05.10.2020 Accepted for publication 12.10.2020

Key words: Domanik formation; unconventional oil reservoirs; Volga-Urals Petroleum Province; resources estimation.

Abstract: The paper discusses the features of architecture of unconventional oil reservoirs in the Domanik-type formations. The high-carbon shale-like carbonate-siliceous Domanik deposits common occurring within the Volga-Urals Petroleum Province are the most promising targets for future large-scale development. The Domanik deposits of the Volga-Urals Petroleum Province are found in the wide stratigraphic range from Upper Devonian Upper Frasnian substage to Famennian stage, and partially the Upper Carboniferous Tournaisian stage. The authors consider the Domanik depositional settings, the results of exploration and

RUSSIAN OIL AND GAS GEOLOGY № 6' 2020 |dj HC HARD-TO-RECOVER RESERVES AND UNCONVENTIONAL SOURCES

prospecting, and subsoil licensing in the current stage of oil pool development in the Domanik formations. Substantiation of variables used to estimate reserves, which were accepted in evaluation of resource potential using volumetric method is carried out. The results of estimation of the Domanik oil resources in the Volga-Urals Petroleum Province are presented (at least 12 billion tons of recoverable oil). It is shown that at the current level of exploration maturity and extent of the development, the recovery efficiency value is the most significant uncertainty in reserves and resources assessment in the Domanik-type rocks. The author takes a view at the prospects of unconventional oil reservoirs development in the Domanik-type formations. Development of unconventional oil accumulations in the Domanik-type formations will be economic with price about $40/bbl and higher.

I For citation: Varlamov A.I., Mel'nikov P.N., Poroskun V.I., Fortunatova N.K., Petersil'e V.I., lutina M.M., Dakhnova M.V., Vitsenovskii M.Yu., Kanev A.S., Soboleva E.N., Shalomeenko A.V. Unconventional oil reservoirs in high-carbon carbonate-siliceous Domanik formations, Volga-Urals Province: results of studies and future development trends. 2020;(6):33-52. DOI: 10.31087/0016-7894-2020-6-33-52. In Russ.

Введение

Обвальное падение цен на нефть, начавшееся в марте 2020 г., привело к тревожной обстановке на рынке добычи «сланцевой нефти». Понятно, что при ценах на нефть около 20-30 долл/барр., как это было в марте - апреле 2020 г., сложно рассчитывать на рентабельную добычу.

Большинство экспертов при добыче «сланцевой нефти» прогнозировали трудности, существенные сокращения инвестиций и длительные периоды восстановления — до 2 лет и более.1 С начала 2020 г., по данным международной юридической фирмы «Хейнс и Бум», 36 добывающих компаний в США и Канаде разорилось, оставив долги на сумму 50 млрд долл.

Между тем цена нефти уже сегодня выросла до 40 долл/барр. и вплотную подошла к рубежу рентабельной добычи «сланцевой нефти» в США — 4550 долл/барр.

Если бы не пандемия, охватившая все континенты и сковавшая международные сообщения, можно было бы с уверенностью считать, что к 2021 г. этот кризис закончится. Но, учитывая ситуацию с корона-вирусом, авторы статьи не рискуют делать даже краткосрочные прогнозы.

Рассматривая более отдаленную перспективу и анализируя потенциал традиционных запасов нефти, можно утверждать, что без добычи нефти из нетрадиционных резервуаров экономическое развитие многих стран, в том числе США, Китая и России, будет затруднено. И сегодня, в момент «пандемической депрессии», важно правильно определить отношение государства к процессу освоения нетрадиционных источников УВ.

В России одним из самых перспективных объектов для будущего масштабного освоения являются высокоуглеродистые тонкослоистые карбонатно-крем-нистые породы доманиковой формации, широко распространенные в пределах Волго-Уральской и Ти-мано-Печорской нефтегазоносных провинций (НГП).

Изучением отложений доманикового типа на территории Волго-Уральского бассейна занимались в течение многих лет исследователи различных направлений: геологи, геохимики, палеонтологи.

1По данным Е1А и экспертов компании Sсhlumberger.

В число этих исследований входят работы таких ученых, как А.А. Кайзерлинг (1845), Г.И. Теодорович (1935), И.А. Антропов, Г.П. Батанова (1978), Т.Т. Середа (l967), Н.М. Страхов (1939, 1955), З.Л. Маймин (1955), Л.А. Гуляева и др. (1961, 1975), Д.В. Наливкин (1956), М.М. Гра-чевский (1963), В.А. Завьялов (1966), С.В. Максимова (1970), О.М. Мкртчян и др. (1980, 1981), М.И. Зейдель-сон (1987), Т.В. Белоконь и др. (1990), А.А. Губайдул-лин и др. (1974), Е.С. Ларская (1983), С.Г. Неручев (1986,

2006), Р.С. Хисамов и др. [1], Т.К. Баженова, В.М. Бекетов, Г.М. Боровая, О.М. Прищепа [2-4], А.В. Ступакова и др. [5], М.В. Дахнова [6, 7], О.К. Баженова [8], В.Н. Ман-цурова [9, 10], Н.К. Фортунатова и др. [11].

Результаты литологических и палеонтологических исследований отложений верхнего девона подробно рассмотрены в работах В.А. Чижовой (1985, 1994, 1995, 1997, 2000, 2002); Э.К. Сташковой (1998,

2007); В.Н. Пазухина (1997, 2006, 2007) [12]; Н.С. Ов-натановой (1999), В.Н. Манцуровой (1987, 2009, 2014); С.П. Макаровой (1998); Г.А. Галушина (2004, 2007); В.М. Горожанина [13].

В пределах Волго-Уральской НГП отложения до-маникового типа развиты на склонах Южно- и Севе-ро-Татарского, Башкирского, Жигулевско-Пугачев-ского, Пермского и Оренбургского палеосводов и в пределах Камско-Кинельской системы палеопроги-бов: Актаныш-Чишминского, Муханово-Ероховского, Усть-Черемшанского, Нижнекамского и вдоль впадин современного Предуральского прогиба.

Выходы этих отложений на дневную поверхность тянутся длинной цепочкой от Северного Урала через Средний (р. Чусовая) и Южный Урал (от хр. Каратау до р. Белая). Отложения доманикового типа приурочены к доманиковому, речицкому, воронежскому, евланов-скому и ливенскому горизонтам франского яруса, фа-менскому ярусу верхнего девона.

Основополагающий вклад в исследование дома-никовых фаций внес Н.М. Страхов (1939, 1962). В своих работах он дал описание «доманиковых фаций», рассмотрел палеогеографические аспекты и вопрос об их нефтегазопроизводящем потенциале, впервые предположив, что доманиковый горизонт является одним из главных нефтепроизводящих горизонтов в Волго-Уральской НГП.

На основе литолого-петрографического и химико-битуминологического изучения керна из до-маниковых отложений Волго-Уральской области он сделал заключение, что доманиковый горизонт, содержащий большое количество битумов нефтяного ряда, мог быть источником большого количества легких фракций в смежные пласты-коллекторы, и ввел понятие «битумовмещающая толща».

М.М. Грачевским (1963) была предложена седи-ментационная модель строения верхнедевон-турней-ского комплекса Камско-Кинельской системы прогибов, согласно которой на бортах прогибов с высокой скоростью накапливались карбонатные отложения, включая рифовые массивы. В то же время в центральных частях впадин (прогибов) создавался режим некомпенсированного осадконакопления, где и формировались маломощные депрессионные отложения карбонатно-кремнистого состава.

В последние десятилетия высокоуглеродистые породы доманикового типа рассматриваются в качестве нетрадиционных источников УВ. С этих позиций отложения доманикового типа изучали коллективы авторов под руководством О.М. Прищепы [2-4], Р.С. Хисамова [1], А.И. Варламова [14-18], А.Э. Кон-торовича, А.В. Ступаковой [5], Т.В. Белоконь, В.И. Пе-терсилье, Г.Ф. Ульмишека [19], М.В. Дахновой [6, 7], Т.В. Буриковой.

В 2016-2018 гг. по заказу Роснедр сотрудниками ВНИГНИ был выполнен государственный контракт по обобщению материалов по нефтегазоносности слан-цеподобных формаций России (баженовской и хадум-ской свит, отложений доманикового типа и др.).

В результате проведенных под руководством Н.К. Фортунатовой [17] исследований были определены пространственно-временные закономерности распространения отложений доманикового типа и условий их образования, разработана классификация высокоуглеродистых глинисто-кремнисто-карбонатных пород доманикового типа, выявлены зависимости различных значений пористости, проницаемости, минерального состава и литологических типов. Предложены технологии дообработки и интерпретации данных сейсморазведки для выделения и локализации нефтеперспективных зон. На основании типизации разрезов по данным бурения, использования формационных и седиментационных моделей строения доманиковых отложений и технологий интерпретации сейсмических материалов составлены карты строения доманиковых отложений Волго-Уральской НГП для верхнедевон-турнейского интервала разреза.

В итоге была выполнена оценка ресурсов отложений доманикового типа объемным методом и подготовлены материалы для лицензирования участков недр, в которых прогнозируется нефтегазоносность отложений доманикового типа.

Основные черты геологического строения и условия образования доманиковой формации

Площадь распространения отложений доманикового типа составляет более 500 000 км2, основные седиментационные зоны франского, фаменского и турнейского палеобассейнов в Волго-Уральской НГП показаны на рис. 1.

Формирование этих отложений происходило в центральных частях впадин Камско-Кинельской системы прогибов, а также на склонах палеосводов в условиях дефицита поступающего из прибрежных и мелководных зон обломочного материала песчаного, глинистого и карбонатного состава.

В пределах Волго-Уральского бассейна наибольшую площадь распространения отложения доманико-вого типа имеют в доманиковом и речицком горизонтах [19]. Отложения доманикового типа этого возраста развиты в пределах центральных и бортовых частей палеопрогибов (Актаныш-Чишминский, Усть-Черем-шанский, Муханово-Ероховский, Нижнекамский прогибы и впадины Предуральского прогиба), а также на склонах палеосводов (Южно-Татарского, Башкирского, Северо-Татарского, Жигулевского, Камского, Ток-мовского, Оренбургского).

В воронежском, евлановском и ливенском горизонтах верхнефранского подъяруса область распространения отложений доманикового типа сужается за счет проградации бортов впадин в регрессивные фазы седиментационных циклов. Они также развиты в центральных частях впадин и частично у подножий палеосклонов. В верхних частях палеосклонов и в бортовых зонах они замещаются карбонатными отложениями, содержащими рифовые постройки.

В фаменском ярусе высокоуглеродистые кар-бонатно-кремнистые породы накапливались в центральных частях впадин Камско-Кинельской системы прогибов во время формирования отложений задон-ско-елецкого, лебедянского, оптуховского и плавского горизонтов. В бортовых частях палеобассейна, как и во франское время, отлагались карбонатные рифоген-ные отложения.

Турнейские отложения гумеровского, малевского и упинского горизонтов в центральных частях Кам-ско-Кинельской системы прогибов накапливались в депрессионных условиях, однако для них характерно значительное содержание глинистых отложений и относительно более низкое содержание ОВ [6].

Формирование отложений доманикового типа стало возможным благодаря обширной морской трансгрессии, охватившей эти территории на длительное средне-позднефранское время. Фаменско-турнейское время характеризуется полициклическим характером седиментации. При этом в регрессивные фазы седиментационных циклов активно накапливались различные карбонатные породы, создавая на склонах клиноформные образования,

RUSSIAN OIL AND GAS GEOLOGY № 6' 2020 |dj HC HARD-TO-RECOVER RESERVES AND UNCONVENTIONAL SOURCES

Рис. 1. Карта строения верхнедевон-турнейского комплекса в границах распространения отложений доманикового типа Волго-Уральской НГП (со снятой послетурнейской частью осадочного чехла)

Fig. 1. Map of the structure of Upper Devonian-Tournaisian series within the Domanik-type formation occurrence in the Volga-Urals Petroleum Province (the post-Tournaisian part of sedimentary cover is removed)

Усл. обозначения к рис. 1 Legend for Fig. 1

Седиментационные зоны (1-12): 1 — центральная часть палеопрогиба (Ксл = 0,65-0,7) (зона развития отложений доманикового типа в интервале от D3f2dm до D3fm3), 2 — внутренняя бортовая зона палеопрогиба (Ксл = 0,6-0,65) (зона развития отложений доманикового типа в интервале от D3f2dm до D3fm3), 3 — внутренняя бортовая зона палеопрогиба с глинистой толщей в малевском и упинском горизонтах (Ксл = 0,6-0,65) (зона развития отложений доманикового типа в интервале от D3f2dm до D3fm3), 4 — внутренняя бортовая зона палеопрогиба с карбонатными массивами в фаменском ярусе (Ксл = 0,55-0,6) (зона развития отложений доманикового типа в интервале от D3f2dm до D3f3evl-lv), 5 — внешняя бортовая зона палеопрогиба (Ксл = 0,45-0,6) (зона развития отложений доманикового типа в интервале от D3f2dm до D3fm3), 6 — внешняя бортовая зона палеопрогиба с глинистой толщей в малевском и упинском горизонтах (Ксл = 0,45-0,6) (зона развития отложений доманикового типа в интервале от D3f2dm до D3fm3), 7 — внешняя зона склона палеосвода (Ксл = 0,33-0,45) (зона развития отложений доманикового типа в интервале от D3f2dm до D3fm2), 8 — внутренняя зона склона палеосвода и межрифовых проливов (Ксл = = 0,2-0,33) (зона развития отложений доманикового типа в интервале от D3f2dm до D3fm1), 9 — внутренняя зона склона палеосвода с глинистой толщей услонской свиты в верхней части воронежского горизонта (Ксл = 0,15-0,3) (зона развития отложений доманикового типа в интервале от D3f2dm до D3fm1), 10 — центральная часть палеосвода с рифовыми постройками в нижнем и среднем фамене (Ксл = 0,05) (зона развития отложений доманикового типа в интервале от D3f2dm до D3f2evl-lv), 11 — внутренняя зона склона палеосвода с колганской терригенной свитой в верхнем фране и нижнем фамене, 12 — внутренняя зона склона палеосвода с колганской терригенной свитой в верхнем фране; условия залегания (13-19): 13 — область залегания карбонатных отложений девона в аллохтоне и передовых складках Урала, 14 — зона развития карбонатно-глини-стых конусов выноса верхнего франа и фамена, 15 — зона залегания заволжских отложений на нижнем девоне, 16 — зона залегания заволжских отложений на ордовике, 17 — зона развития глинистого конуса выноса в верхнем фране, 18 — зона отсутствия отложений доманикового типа, 19 — рифовые постройки, установленные по данным бурения и сейсморазведки; 20 — разрывные нарушения; границы (21, 22): 21 — НГО, 22 — административные

Sedimentation zones (1-12): 1 — central part of paleotrough К = 0.65-0.7) (zone of the Domanik-type formations occurrence in the interval from D3f2dm to D3fm3), 2 — inner zone of paleotrough shoulder (Ксл = 0.6-0.65) (zone of the Domanik-type formations occurrence in the interval from D3f2dm to D3fm3), 3 — inner zone of paleotrough shoulder with shale sequence in the Malevsky and Upinsky horizons (Ксл = 0.6-0.65) (zone of the Domanik-type formations occurrence in the interval from D3f2dm to D3fm3), 4 — inner zone of paleotrough shoulder with carbonate massifs in the Famennian Fm (Ксл = 0.55-0.6) (zone of the Domanik-type formations occurrence in the interval from D3f2dm to D3f3evl-lv), 5 — outer zone of paleotrough shoulder (Ксл = 0.45-0.6) (zone of the Domanik-type formations occurrence in the interval from D3f2dm to D3fm3), 6 — outer zone of paleotrough shoulder with shale sequence in the Malevsky and Upinsky horizons (Ксл = 0.45-0.6) (zone of the Domanik-type formations occurrence in the interval from D3f2dm to D3fm3), 7 — outer zone of paleoarch slope (Ксл = 0.33-0.45) (zone of the Domanik-type formations occurrence in the interval from D3f2dm to D3fm2), 8 — inner zone of paleoarch slope and interreef straits (Ксл = = 0.2-0.33) (zone of the Domanik-type formations occurrence in the interval from D3f2dm to D3fm1), 9 — inner zone of paleoarch slope with shale sequence of the Uslonsky Fm in the upper part of the Voronezhsky horizon (Ксл = 0.15-0.3) (zone of the Domanik-type formations occurrence in the interval from D3f2dm to D3fm1), 10 — central zone of paleoarch slope with reef buildups in Lower and Middle Famennian К = 0.05) (zone of the Domanik-type formations occurrence in the interval from D3f2dm to D3f2evl-lv), 11 — inner zone of paleoarch slope with the Kolgansky terrigenous formation in the Upper Frasnian and Lower Famennian, 12 — inner zone of paleoarch slope with the Kolgansky terrigenous formation in the Upper Frasnian; position (13-19): 13 — area of occurrence of the Devonian carbonate formations in allochthon and forefolds of the Urals, 14 — zone of occurrence of the Upper Frasnian and Famennian shaly-carbonate fans, 15 — zone where the Zavolzhsky deposits rest on Lower Devonian, 16 — zone where the Zavolzhsky deposits rest on Ordovician, 17 — zone of shaly fan development in the Upper Frasnian, 18 — zone where the Domanik deposits are absent, 19 — reef buildups identified using drilling and seismic data; 20 — faults; boundaries (21, 22): 21 —Petroleum Area, 22 — administrative

смещая бортовые зоны к центральным частям впадин. В трансгрессивные фазы седиментационных циклов, довольно длительные, отлагались углеродистые кар-бонатно-глинистые породы, занимая центральные части палеовпадин. Полное заполнение палеопро-гибов Камско-Кинельской системы началось в позд-нетурнейское время (косьвинский горизонт) глинистыми отложениями и закончилось в ранневизейское время терригенными осадками.

Полициклический трансгрессивно-регрессивный характер осадконакопления обусловил постепенное сокращение площади распространения отложений доманикового типа от среднефранского времени к началу раннего карбона.

Границы зон распространения углеродистых и карбонатных шельфовых фаций весьма постепенные. Замещение происходит в пределах нижних частей склонов палеобассейна. Мощности карбонатных отложений меняются от первых метров до 300-400 м. Резкое увеличение мощности характерно для склоновых (клиноформных) и рифовых фаций.

Переход депрессионных фаций в рифовые характерен для верхнефранских отложений, а переход

в клиноформные фации типичен для фаменских и турнейских. В составе углеродистых фаменских отложений широко развиты пласты и пачки обломочного карбонатного материала.

На фациальном профиле, пересекающем бортовую зону и Бузулукскую впадину (рис. 2), хорошо видны переходы от мелководных рифогенных карбонатных комплексов, распространенных в пределах бортовой зоны в области современной Камелик-Ча-ганской системы дислокаций, к склоновым карбонатным клиноформным комплексам и далее к дома-никитам некомпенсированной палеовпадины.

Проведенные во ВНИГНИ исследования показали, что отложения доманикового типа Волго-Ураль-ской НГП являются нетрадиционным резервуаром нефти, основными особенностями геологического строения которого являются:

1) карбонатно-кремнистый состав отложений и низкое содержание (2-15 %) глинистых минералов, что дает основание не рассматривать эту формацию как «сланцевую»;

2) широкое площадное распространение (более 500 000 км2);

UJ

oo

Рис. 2. Фациальный профиль верхнедевон-турнейских отложений Бузулукской впадины Fig. 2. Facies cross-section of the Upper Devonian-Tournaisian deposits of the Buzuluksky Depression

ПАЛЕОПОДНЯТИЯ В ЗОНЕ СОВРЕМЕННОЙ КАМЕЛИК-ЧАГАНСКОИ СИСТЕМЫ ДИСЛОКАЦИИ

1 2 3 4 5 6 7 8

Отложения доманикового типа (1,2): 1 — высокоуглеродистые карбонатно-кремнистые сланцеватые, 2 — углеродистые кремнисто-карбонатные сланцевые; группа отложений пологого склона палеосвсда (3-5): 3 — карбонатные брекчии и шламовые, пелитоморфные, детритовые известняки, 4 — обломочные известняки, 5 — известняки и глинистые известняки турней-ского яруса; группа отложений карбонатных отмелей (6, 7): 6 — плотные комковатые, водорослево-фораминиферовые известняки и доломиты малоподвижных вод, 7 — органогенно-обломочные известняки подвижных вод; группа отложений рифового комплекса (8,9): 8 — биогермные известняки, 9-глины

Domanik-type deposits (1,2): 1 — high-carbon shaly carbonate-siliceous, 2 — carbonaceous shaly siliceous-carbonate; group of the deposits of the paleoarch gentle slope (3-5): 3 — carbonate breccia and calcisilitite, pelitomorphic, detritic limestone, 4 — clastic limestone, 5 — Tournaisian limestone and argillaceous limestone; group of the deposits of the carbonate bars (6,7): 6 — tight lumpy, algal-foraminifera limestone and dolomite of slow-moving waters, 7 — bioclastic limestone of mobile water; group of the deposits of the reef sequence (8,9): 8 — biohermal limestone, 9 — shale

> 30

0

1

-I

0

1

30 m Г)

О

<

m 30 30

30 <

m

v) >

О С

Г)

О

о >

I-

V)

о с зо п

7Э а

LH LH

I-1

>

О

CD >

in

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

О m О i-О

(7) ^

ю cn

NJ О NJ О

В

3) широкий стратиграфический диапазон, включающий отложения от верхнефранского подъяруса до фаменского яруса верхнего девона и частично тур-нейский ярус нижнего карбона;

4) большая мощность продуктивного разреза, изменяющаяся в различных фациальных зонах от 120 до 800 м.

Результаты поисково-разведочных работ и лицензирования недр на современном этапе освоения нетрадиционных скоплений нефти в отложениях доманиковой формации

Нефтегазоносность отложений доманикового типа была установлена еще в 1950-е гг. В советский период было открыто несколько десятков залежей и месторождений нефти на территории Волго-Ураль-ской и Тимано-Печорской НГП. В основном это небольшие по запасам (в среднем от десятков тысяч тонн до первых миллионов) традиционные залежи в доманиковом (семилукском) и речицком (мендым-ском), евлановском и ливенском (аскынском) горизонтах.

В последние десятилетия на территории Самарской и Оренбургской областей отложения доманико-вого типа стали объектом геолого-разведочных работ по поиску нетрадиционных скоплений нефти [20]. В результате проведенных работ было открыто два нефтяных месторождения (Троицкое и Красногорское) и две нефтяных залежи (на Южно-Неприков-ском и Лещевском месторождениях) (рис. 3).

Промышленные притоки нефти из верхнефран-ских отложений доманикового типа в Бузулукской впадине впервые были получены на Троицком месторождении. Здесь отложения доманикового типа охватывают разрез от верхнефранского подъяруса до турнейского яруса включительно. Продуктивные отложения представлены кремнисто-карбонатными породами, обогащенными ОВ, с содержанием глин до 4 %.

Притоки нефти в верхнефранских и фаменских отложениях доманикового типа получены при испытании скважин 74, 75, 76 и 171, пробуренных компанией-недропользователем «Директ Нефть».

В 2017-2018 гг. после проведения 30-стадийного гидроразрыва пласта в скв. 171 был получен приток нефти 70 м3/сут.

В 2019 г. компанией «Директ Нефть» на Красногорском месторождении (смежном с Троицким месторождением) в отложениях доманикового типа (верхнефранского и фаменского возраста) были открыты еще две залежи нефти. В скважине-первоот-крывательнице Красногорская-76 после проведения 50-стадийного гидроразрыва пласта был получен приток нефти 130 м3/сут.

В этом же году компанией АО «Самаранефте-газ» (ПАО «НК «Роснефть») были открыты две залежи

нефти в отложениях доманикового типа на Южно-Неприковском и Лещевском месторождениях. На Южно-Неприковском месторождении в скв. 9001 после проведения 18-стадийного гидроразрыва пласта получен фонтанный приток жидкости дебитом 284 м3/сут, в том числе нефти дебитом 184 м3/сут (обводненность 35 % (техническая вода)).

Залежь нефти в отложениях доманикового типа на Лещевском месторождения была открыта скв. 501, в которой был проведен 3-стадийный гидроразрыв пласта и получен приток нефти 21 м3/сут и технической воды 61 м3/сут (обводненность 74 %).

ГКЗ Роснедра после проведения экспертизы поставила на Государственный баланс запасы открытых нетрадиционных залежей (геологические/извлекаемые), тыс. т: Троицкого месторождения — 51 6177/15 485; Красногорского месторождения — 427 569/12 827; Лещевского месторождения — 976 291/101 534; Южно-Неприковского месторождения — 601 161/60 117.

Результаты геолого-разведочных работ в Оренбургской и Самарской областях вызвали интерес нефтяных компаний к участкам, перспективным для поисков нетрадиционных залежей нефти в отложениях доманикового типа.

В 2018 г. по предложению ВНИГНИ были проведены аукционы на право пользования пятью участками недр в Оренбургской области (Искровский, Ключевской, Малокинельский, Савицкий, Похвистневский) и одним — в Самарской области (Хасановский).

Результаты проведенных аукционов приведены в табл. 1.

Результаты геолого-разведочных работ на нетрадиционные залежи в отложениях доманикового типа показали, что необходимо не только применять принципиально новые технологии добычи нефти, но и менять как методы поисков и разведки, так и методику оценки запасов и ресурсов нефти.

Для картирования зоны развития отложений до-маникового типа, которые, как правило, имеют большую область распространения, следует использовать составленные по скважинам схемы корреляции (рис. 4) и данные региональной (как профильной, так и площадной) сейсморазведки с плотностью около 1 км/км2.

Сейсморазведочные работы 3D могут быть использованы для детализации геологического строения на локальных участках, так как проводить их на всей площади распространения доманиковых продуктивных отложений слишком дорого.

Отложения доманикового типа характеризуются тонкослоистым строением. Размер пластов с различными физическими свойствами составляет от долей миллиметра до 1-2 м, поэтому в сейсмической волновой картине отображается вся толща мощностью

Рис. 3. Схема расположения месторождении и залежей нефти в отложениях доманикового типа (Бузулукская впадина), открытых в Оренбургской и Самарской областях в 2017-2019 гг.

Fig. 3. Location map of oil fields and pools in the Domanik-type formations (Buzuluksky Depression) discovered in the Orenburg and Samara districts in 2017-2019

1......1 7 1......1 2 i......| 3 4 О 5 6 7 ■■■■■■■ 8

....... 10 11 12 _____ 13 О 14 О 15 16 16: 17 С_,7

___» '—11—1 19 20 21_- _____ 22 -у 23 24 ^ -- / 25 26

2 2 / У W

27

Участки (1-3): 1 — действующие лицензионные, 2 — ПАО «Газпром», 3 — предлагаемые к лицензированию в 2019 г.; 4 — особо охраняемые природные территории; 5 — заповедники; месторождения (6-13): 6 — нефтяные, 7 — газовые, 8 — газоконденсатные, 9 — нефтегазовые, 10 — нефтегазоконденсатные, 11 — разведываемые, 12 — разрабатываемые, 13 — выработанные; структуры (14-18): 14 — подготовленные к бурению, 15 — выявленные, 16 — ресурсы списаны, 17 — невскрытый пласт, 18 — выведена из бурения с отрицательным результатом; граница (19, 20): 19 — государственная, 20 — областей; дороги (21, 22): 21 — железные, 22 — шоссейные; промышленные объекты (23-26): 23 — газопроводы, 24 — нефтепроводы, 25 — проектируемые, 26 — строящиеся; 27 — города Areas (1-3): 1 — operation license area, 2 — Gazprom, 3 — proposed for licensing in 2019; 4 — protected areas; 5 — nature reserve; fields (6-13): 6 — oil, 7 — gas, 8 — gas condensate, 9 — oil and gas, 10 — oil and gas condensate, 11 — under exploration, 12 — under development, 13 — depleted; structures (14-18): 14 — prepared to drilling, 15 — identified, 16 — written-off resources, 17 — untapped reservoir, 18 — decommissioned with negative result; boundary (19, 20): 19 — state, 20 — region; roads (21, 22): 21 — railroad, 22 — motorways; industrial facilities (23-26): 23 — gas lines, 24 — oil lines, 25 — under design, 26 — under construction; 27 — cities/towns

9

более 30-40 м, включающая как отложения доманикового типа, так и разделяющие их пачки известняков, доломитов или глин. Задачи сейсморазведки — прослеживание таких выдержанных толщ, включающих отложения доманикового типа в пределах изучаемой территории, а также определение границ замещения карбонатными отложениями. К настоящему времени разработаны основные положения методики интерпретации данных региональной сейсморазведки,

позволяющей определить границы замещения отложений доманикового типа карбонатными породами в межскважинном пространстве [21]:

- выделение стратиграфического интервала сейсмической записи, содержащей отложения доманиково-го типа или карбонатные породы. Проведение корреляции соответствующих горизонтов по данным 2D;

- интерпретация данных ГИС на предмет наличия или отсутствия отложений доманикового типа,

Табл. 1. Tab. 1.

Участок Заявитель (нефтегазовая компания) Победитель Платеж, млн р. Число шагов

стартовый итоговый

Савицкий 1) АО «Преображенскнефть»; 2) ООО «Сакмаранефть»; 3) АО «Оренбургнефть»; 4) ООО «Альфа-Стройтранс»; 5) ООО «КрасногорскНефть»; 6) ООО «Газпромнефть-Оренбург»; 7) ПАО «Газпромнефть»; 8) АО «Самаранефтегаз»; 9) АО «РИТЭК» ПАО «Газпромнефть» 95,650 1 893,870 108

Похвист-невский 1) ООО «Альфа-Стройтранс»; 2) ООО «КрасногорскНефть»; 3) ООО «Газпромнефть-Оренбург»; 4) ПАО «Газпромнефть»; 5) ООО «Русланойл» ПАО «Газпромнефть» 10,250 507,375 135

Искровский 1) ООО «Альфа-Стройтранс»; 2) ООО «КрасногорскНефть»; 3) ООО «Газпромнефть-Оренбург»; 4) ПАО «Газпромнефть» ООО «Альфа-Стройтранс» 2,500 156,750 147

Ключевской 1) АО «Преображенскнефть»; 2) ООО «Сакмаранефть» ООО «Сакмара-нефть» 8,000 8,800 1

Мало-кинельский 1) АО «Преображенскнефть»; 2) ООО «Сакмаранефть»; 3) ПАО «Оренбургнефть»; 4) ООО «Альфа-Стройтранс»; 5) ООО «Газпромнефть-Оренбург»; 6) ПАО «Газпромнефть»; 7) АО «Самаранефтегаз»; 8) ООО «Русланойл» АО «Преображенск-нефть» 28,200 403,260 103

Хасановский 1) ООО «Садакойл»; 2) ЗАО «Алойл» ЗАО «Алойл» 16,000 24,000 5

определение их скоростных и плотностных характеристик; выявление типа разреза, что позволяет отнести скважины по их принадлежности к различным фациальным зонам;

- проведение работ по увязке данных ГИС с сейсмическими трассами для дальнейшего районирования всей площади работ по типам разреза;

- районирование всей площади работ на типы разрезов с использованием различных известных в практике методов латерального расчленения сейсмических разрезов на типы (атрибутный анализ, классификация по нейронным сетям, расчет коэффициента взаимной корреляции с опорными эталонами, методика интегрированного сейсмоформационного паспорта и пр.).

В качестве примера использования метода прогноза акустического импеданса для построения тонкослоистой модели доманиковых отложений приведен проинтерпретированный разрез по профилю 002, расположенному на Журавлевском лицензионном участке (рис. 5). На шкале импедансов показано, что интервалам разреза, содержащим отложения дома-никового типа, соответствуют значения, расположенные в светло-зеленом, желтом и красновато-коричневом поле (значения импеданса 11 000-16 000 г/см3), ярко-красные и алые цвета (16 000-18 000 г/см3) соответствуют значениям карбонатных пачек.

Большая часть профиля проходит внутри центральной зоны Муханово-Ероховского прогиба, характеризующейся максимальным развитием угле-

to

Рис. 4. Fig. 4.

Схема корреляции продуктивных отложений по линии скважин: Кашаевская-75 - Кашаевская-74-Ленинградская-128-Ленинградская-126-Ленинградская-138- Ленин- I

градская-137 - Петро-Херсонецкая-368 ^

Correlation chart in pay zone along the line of wells: Kashaevskaya-75 - Kashaevskaya-74 - Leningradskaya-128 - Leningradskaya-126 - Leningradskaya-138 - Leningradskaya-137 - Petro-

Khersonetskaya-368 S

0

1

30 m Г)

О

<

m 30 30

30 <

m

i/> >

Z О С

z

Г)

о

о >

I-

1/>

я и

о

О

(7) >

in

О m О г~ О

(D ^

ю

СП

I4J О NJ

В

1 — подошва пласта D3f (доманиковые) ОПЗ 2014 г.; 2 — линия корреляции скважин; 3 — граница Троицкого месторождения

1 — Bottom of D3f reservoir (Domanik) BHT 2014; 2 — well correlation line; 3 — the Troitsky field outline

Рис. 5. Глубинный разрез прогноза акустического импеданса по профилю 002. Журавлевский участок [22] Fig. 5. Depth section of predicted Acoustic Impedance along 002 Line. Zhuravlevsky area [22]

Типы разрезов

2 1 3

Ю RU 211007 2017 vnignijlir_024 vnigni_jur_026 С

X = 9171,4 1 X = 1054,7 X = 422,5

0 5 10 15 , 1 20 25 30

-2,5 Dfm

-3 -3,5

Абс. отметка, км

Породы

Глинистые = 80/20

Углеродистые кремнисто-карбонатные

Кся/Ккарб = 20/80

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Карбонатные

If - 1

--

18 000

AI, (r м)/(с см3]

15 000

родистых пород доманикового типа в интервале разреза, соответствующего среднему и верхнему фра-ну и фамену (см. рис. 5).

Залежи нефти в доманиковых отложениях, в отличие от традиционных, не контролируются структурным планом или локальными ловушками и не содержат подошвенных и законтурных вод. Они связаны с резервуарами, имеющими широкое площадное распространение, приурочены к нефтематерин-ским толщам, первично обогащенным ОВ, и носят название «протяженных», или «непрерывных», резервуаров (continuous reservoirs).

Учитывая эти особенности залегания нефти при проведении поисковых работ в доманиковых отложениях, нет необходимости выявлять локальные ловушки и выполнять работы по их подготовке к поисковому бурению.

Основными исходными материалами для выделения объектов при проведении поисковых работ в отложениях доманикового типа являются:

- данные о месторождениях и нефтепроявлениях в отложениях доманикового типа;

- данные бурения, включая результаты изучения керна и ГИС;

- данные региональной и площадной сейсморазведки;

- карты Tmax (или карты катагенетической преобразованное™ ОВ);

- структурные и тектонические карты;

- карты пластовых температур и давлений.

Так, на Троицком месторождении, учитывая данные сейсморазведки и всех скважин, пробуренных как в контуре, так и за пределами лицензионного участка, продуктивные отложения доманикового типа распространены не только в пределах всей площади участка, но и простираются по всем направлениям за его пределами, что дало основание совместить границы залежи с границами лицензионного участка (рис. 6).

Выделение нефтенасыщенных интервалов в разрезах скважин выполняется в два этапа — вначале устанавливаются интервалы развития пород доманикового типа, а затем внутри этих интервалов выделяются интервалы нефтенасыщенных пород.

Породы доманикового типа определяются по данным спектрометрического гамма-каротажа (урановой составляющей), настроенного на результаты исследования керна методом Rock Eval. К породам до-маникового типа относятся отложения, содержание органического углерода (ТОС) в которых превышает 0,5 % [7].

Выделение нефтенасыщенных интервалов в разрезе доманиковых продуктивных отложений выполняется по данным геолого-технологических исследований по аномалии на кривой газового каротажа, связанной с поступлением растворенного в нефти газа при разбуривании интервалов, содержащих потенциально подвижную нефть. Очень важно, что такой подход основывается на прямых признаках наличия подвижной нефти, проявляющихся в скважинных условиях [23].

Пористость пород доманикового типа определяется по результатам исследования керна и по данным ГИС.

По керну коэффициент пористости (Кп) рекомендуется определять по гелию с предварительной экстракцией на режимах, обеспечивающих извлечение из образцов подвижной нефти при их максимальной сохранности. Рекомендуется, в частности, экстракция спиртобензольной смесью в течение 72 ч или более продолжительная экстракция менее активным гекса-ном или подобными растворителями.

Достоверная оценка Кп по ГИС возможна только с привлечением петрофизических исследований и расширенного комплекса каротажа, особенно по данным ядерно-физических методов (импульсного нейтрон-нейтронного каротажа, спектрометрического гамма-каротажа, импульсного нейтронного гамма-спектрометрического каротажа), позволяющих выявить литологический состав пород. С меньшей

Рис. 6. Подсчетный план залежи пласта D3f (доманиковые) Троицкого месторождения Fig. 6. Reserve estimation plan for D3f reservoir (Domanik) in the Troitsky field

Скв. Кушниковская-94

Скв. Боровская-l i -2559

<~J

Скв. Малокинильская-43

Скв. Ленииградская-138

1 2

3

4

5 6

7

8

9

10

1 — абсолютная отметка кровли насыщенных толщин, м; 2 — изогипсы кровли насыщенных толщин, м; 3 — запасы категорий С2; 4 — прирост запасов категории С1; 5 — тектонические нарушения; 6 — граница участка подсчета запасов (контур лицензионного участка); скважины (7-9): 7 — поисково-оценочные, 8 — разведочные, 9 — впервые используемые для подсчета запасов; 10 — приток нефти по результатам опробования

1 — TVD of saturated formations, m; 2 — structural contours of saturated formations, m; 3 — reserves of С2 categories; 4 — incremental reserves of Q category; 5 — faults; 6 — outline of the area of reserves assessment (boundary of license area); wells (7-9): 7 — appraisal, 8 — exploratory, 9 — first used in reserves assessment; 10 — oil inflow according to testing results

надежностью возможна оценка Кп по данным стационарного нейтронного каротажа, а также плотностного гамма-гамма-каротажа. В этом случае в водородосо-держание по нейтронному каротажу, в зависимости от типа аппаратуры и условий проведения измерений, вносятся поправки на влияние литологии и содержание керогена.

Из выделенных по данным газового каротажа интервалов нефтенасыщенных пород исключаются пропластки карбонатов с содержанием Сорг < 0,5 %. Данное значение учитывается на диаграммах спектрометрического гамма-каротажа или гамма-каротажа с использованием петрофизических связей содержания ОВ.

Для построения петрофизической основы интерпретации данных ГИС пород доманикового типа необходимы результаты лабораторных исследований керна базовых скважин, которые должны включать определения основных литолого-петрофизи-ческих и геохимических характеристик на образцах керна с плотностью 3-5 образцов на 1 м вынесенного керна из интервалов с выносом керна не менее 80 %.

Для привязки керн - ГИС при неполном выносе керна необходимо проведение профильных гамма-спектрометрических исследований на керне.

В качестве примера выделения нефтенасыщен-ных пород в отложениях доманикового типа можно

привести материалы по скв. 74 Троицкого месторождения. Нефтенасыщенные отложения выделены по результатам опробования, гидродинамических и геолого-технологических исследований (повышенные газопоказания), геохимическому изучению керна и шлама (повышенное содержание свободных УВ), по повышенным значениям урана на каротажных диаграммах (рис. 7).

Для определения пористости использовались данные нейтрон-гамма-спектроскопии, спектрометрического гамма-каротажа, плотностного гамма-гамма-каротажа, а для определения состава пород — данные нейтрон-гамма-спектроскопии. Для оценки содержания ОВ использовались данные спектрометрического гамма-каротажа, настроенные на результаты геохимических исследований керна методом Rock Eval.

До сегодняшнего дня остается слабообоснованным вопрос оценки значения коэффициента неф-тенасыщенности. «Временными методическими рекомендациями...» коэффициент нефтенасыщен-ности предлагается принять равным 0,9 для всего нефтенасыщенного интервала [14-16].

Наибольшей неопределенностью при оценке ресурсов нефти в породах доманикового типа на современном уровне изученности и освоенности характеризуется значение коэффициента извлечения. В связи с условностью выделения интервалов нефтенасыщенных пород, отсутствием на этапе поисковых работ информации о фильтрационных характеристиках продуктивных пластов и отсутствия опыта разработки залежей подобного типа методов оценки коэффициента извлечения нефти из отложений доманикового типа нет.

В упомянутых выше «Временных методических рекомендациях.» значение коэффициента извлечения нефти и извлекаемые запасы нефти предлагается определять следующим образом.

1. Для участков, в пределах которых имеются разрабатываемые залежи (запасы которых оценены по категориям А, В!, В2), извлекаемые запасы и значение коэффициента извлечения нефти должны приниматься в соответствии с проектными технологическими документами на разработку.

2. Для участков, в пределах которых отсутствуют надежные аналоги, значение коэффициента извлечения нефти рекомендуется принимать условно равным 3 %.

По данным общества инженеров по оценке запасов нефти и газа (SPEE), средние значения коэффициента извлечения нефти нетрадиционных коллекторов изменяются от 2 до 9 % [24].

Статистика по нефтеносным плеям США показывает, что значение коэффициента извлечения нефти в среднем составляет 7-9 % (табл. 2).

При таких значительных вариациях значений коэффициента извлечения нефти оценка извлекаемых запасов нефти объемным методом характеризуется высокой неопределенностью.

Коэффициент извлечения нефти в значительной мере определяется технологией нефтедобычи, применяемой при освоении нетрадиционных залежей. Поскольку природная проницаемость матрицы нетрадиционных толщ чрезвычайно мала, составляя от первых сотен нанодарси (0,0001 мД) до нескольких микродарси (0,001 мД), для эффективного извлечения нефти из этих сланцев оказалось необходимым применение следующих двух технологий бурения и заканчивания (забойного оборудования) скважин.

1. Проходка горизонтальных стволов большой протяженности (до 3-4 км). Длинные горизонтальные скважины позволяют ввести в контакт с эксплуатационной колонной столь большой объем не-фтенасыщенных пород, насколько это технически и экономически целесообразно.

2. Масштабная интенсификация притока путем проведения многостадийного гидроразрыва пласта (15-50 стадий на скважину и более), выполняемого с небольшим шагом и закачкой значительных объемов, создает сеть искусственных, расклиненных про-пантами (как керамическим, так и кварцевым песком) трещин, в результате чего вокруг ствола скважины образуется примыкающий к ней обширный проницаемый коллектор. Существовавшие природные микротрещины также при этом расширяются и обеспечивают приток нефти в искусственные трещины и далее в скважину.

Принципиальным вопросом перспектив освоения нетрадиционных залежей нефти в доманиковых продуктивных отложениях является их ресурсный потенциал.

В методических рекомендациях по количественной оценке ресурсов нефти и газа рекомендованы следующие методы оценки ресурсов:

- метод геологических аналогий;

- объемный метод;

- оценка ресурсов с использованием геохимических параметров.

Исследованием, проведенным под руководством Н.К. Фортунатовой, для оценки величины ресурсов доманиковых продуктивных отложений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции является объемный, поскольку для применения других методов геологической информации недостаточно.

Для проведения расчетов начальных суммарных ресурсов УВ в отложениях доманикового типа в Волго-Уральской НГП было проанализировано 1375 скважин. Рассчитаны НСР УВ для Бузулукской, Южно-Татарской, Северо-Татарской, Уфимской, Арлан-ской, Пермско-Башкирской, Токмовско-Кажимской,

Рис. 7. Fig. 7.

Выделение нефтенасыщенных интервалов в скв. Кашаевская-74 Delineation of oil saturated intervals in Kashaevskaya-74 well

> 30

0

1

-I

0

1

30 m Г)

О

<

m 30 30

30 <

m

i/> >

Z О С Z

Г)

О

о >

I-

V)

° 2 Я Я

О

CD >

in

О m О г~ О

(7) ^

ю

СП

I4J О NJ

ш

Плотность

dt, мкс/м

Г И С, доли ед.

масс.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Интервалы (2,2): 1 — трещиноватые, 2 — нефтенасыщенные Intervals (1,2): 1 — fractured, 2 — oil saturated

Табл. 2. Tab. 2.

Бассейн Формация, плей Возраст Запасы КИН, %%

Геологические, млн барр/миля2 Извлекаемые, млн барр/миля2

Виллистон Центральный Баккен Нижний карбон -девон 12,25 1,03 8,4

Периферийный Баккен Нижний карбон -девон 9,60 0,736 7,7

Три-Форкс Девон 9,86 0,810 8,2

Андарко Кана Вудфорд Верхний девон 11,41 0,964 8,4

Среднее 8,2

Мелекесско-Абдулинской, Средне-Предуральской, Верхнекамской, Рашкинско-Висимской, Оренбургской, Южно-Предуральской, Предтиманской и Средне-Уральской НГО.

В результате проведенных исследований нетрадиционных залежей в отложениях доманикового типа Волго-Уральской НГП геологические ресурсы оценены в 670 млрд т, а извлекаемые (при коэффициенте извлечения нефти, равном 0,03) — в 20 млрд т.

Учитывая неопределенность параметров, принятых при детерминистической оценке ресурсов, для повышения достоверности расчетов была проведена вероятностная оценка ресурсов нетрадиционных залежей в отложениях доманикового типа.

Вероятностные методы позволяют получить представление о степени неопределенности прогноза, его точности и надежности и оценить геологические риски при проведении геолого-разведочных работ.

С учетом неопределенности данных по разведанным нетрадиционным месторождениям нефти и экспертной оценки возможных интервалов изменения параметров, входящих в расчетную формулу объемного метода, методом Монте-Карло был оценен интервал неопределенности оценки ресурсов нетрадиционных залежей в отложениях доманикового типа Волго-Уральской НГП. Полученные результаты приведены в табл. 3.

Из проведенных данных видно, что детерминистическая оценка ресурсов Волго-Уральской НГП отражает максимальный потенциал нетрадиционных залежей в доманиковых отложениях (Р90). Наиболее вероятная величина извлекаемых ресурсов (Р50) составляет 12-13 млрд т, минимальная оценка ресурсов — 9-10 млрд т.

Перспективы освоения нетрадиционных залежей нефти в отложениях доманикового типа

Вопросы экономики и рентабельности добычи являются ключевыми при оценке перспектив освоения нетрадиционных залежей в отложениях доманикового типа [18]. Поскольку этот процесс находится в начальной стадии, показатели себестоимости и рентабельности на различных лицензионных участках могут значительно отличаться друг от друга. По данным анализа проектов на разработку в Волго-Ураль-ской НГП, себестоимость добычи нефти из нетрадиционных залежей доманиковых отложений может меняться от 40 до 47 долл/барр.

По данным отчетности американских компаний (EOG Resources, Pioneer, Whiting Petroleum, Centennial Resource Development, Marathon Oil Corp, CONCHO, SM Energy), себестоимость добычи нетрадиционной нефти в США в последние годы меняется в диапазоне от 24,5 до 38,3 долл/барр. Здесь уместно напомнить, что среднее значение себестоимости добычи нефти из нетрадиционных залежей в США за 10 лет разработки уменьшилась почти в 3 раза — с 89 до 32 долл/барр.

Логично предположить, что при освоении залежей нефти доманиковой формации снижение себестоимости добычи тоже может быть весьма значительным. Это будет зависеть от развития инфраструктуры, создания высокотехнологичного сервиса при бурении скважин, проведения многостадийного гидроразрыва пласта и дальнейшей эксплуатации. Снижению себестоимости будут благоприятствовать и общегеологические преимущества доманиковой формации, такие как большая площадь распространения продуктивных толщ (более 500 000 км2 против 220 000 км2 Пермского бассейна США), широкий стратиграфический диапазон и большие мощности про-

Табл. 3. Tab. 3.

Ресурсы, млн т Оценка

Минимальная (Р10) Вероятная (Р50) Максимальная (Р90)

Геологические 219 564 275 433 344 576

Извлекаемые 10 049 13 271 17 264

дуктивных интервалов, в разы превосходящих аналогичные показатели сланцевых плеев США.

В процессе разработки позитивно скажутся и такие обстоятельства, как близость к действующим трубопроводным магистралям и компактность расположения лицензионных участков. По оценкам экспертов ВНИГНИ на лицензионных участках только в Муханово-Ероховском прогибе извлекаемый ресурсный потенциал составляет 1 млрд т нефти, а на этой территории можно пробурить не менее 7 тыс. эксплуатационных скважин. В качестве примера рентабельных проектов в современных экономических условиях (цена нефти 40 долл/барр. и 1 долл. = 80 р.) приведем данные, предоставленные специалистами компании «Директ Нефть». Программами освоения Троицкого и Красногорского смежных месторождений, рассчитанными на 20-25 лет, предусматривается бурение не менее 1000 эксплуатационных скважин с суммарной добычей около 140 млн т нефти. Даже при цене 40 долл/барр. валовой доход составит более 40 млрд долл. (3,3 трлн р.). При планируемой средней себестоимости (после бурения большого числа эксплуатационных скважин) приблизительно 30 долл/барр. прибыль компании может составить 10 млрд долл. И это плановые цифры по проектам освоения только двух интервалов — верхнефранского и заволжского.

Для интенсификации процесса освоения нефти из нетрадиционных источников правительство РФ по инициативе и при поддержке заинтересованных министерств установило льготную ставку НДПИ, в том числе и для доманиковой толщи (0 % обычной ставки, глава 26 налогового кодекса РФ) на целые 15 лет с начала промышленной эксплуатации месторождений. Эта мера, без которой разработка отложений до-маника невозможна, вызвала определенную активность компаний, которая в настоящее время вновь

Литература

существенно снизилась из-за низких цен на нефть. Но недооценивать значимость для страны нетрадиционных и трудноизвлекаемых ресурсов в будущем нельзя. Учитывая, что большинство экспертов прогнозируют падение объемов добычи традиционной нефти после 2025-2030 гг. на 50-100 млн т и более, необходимо оценить государственную значимость ресурсного потенциала нетрадиционных источников нефти, определить важнейшие параметры процесса освоения этих ресурсов, включающие величину финансовых вложений, оптимальные объемы добычи, первоочередные объекты разработки, прогноз доходов и поступлений в бюджет, местоположение и число центров нефтедобычи нетрадиционных ресурсов, развитость их инфраструктуры и др., а также предложить меры стимулирования разработки нетрадиционных ресурсов нефти.

По мнению авторов статьи, наиболее эффективной мерой стимулирования добычи нефти из нетрадиционных источников является предоставление государством налоговых кредитов компаниям-недропользователям. Применяя эту меру, государство может обеспечить поступление в будущем тех налогов, которых без этой меры могло бы и не быть вовсе.

Подводя итог вышеизложенному, сформулируем главный вывод — освоение нетрадиционных скоплений нефти в отложениях доманикового типа даже при ценах на нефть в 40-45 долл/барр. может быть рентабельным, а в результате их активного освоения, как и освоения залежей нефти из баженовской и куонамской формаций, объемы добычи к концу десятилетия могут достигнуть нескольких десятков миллионов тонн в год, что будет достаточным, чтобы компенсировать прогнозируемое снижение объемов добычи традиционной нефти.

1. Хисамов Р.С., Губайдуллин А.А., Базаревская В.Г., Юдинцев Е.А. Геология карбонатных сложно построенных коллекторов девона и карбона Татарстана / Под ред. Р.С. Хисамова. - Казань : Фэн, 2010. - 283 с.

2. Пришепа О.М., Аверьянова О.Ю., Ильинский А.А., МорариуД. Нефть и газ низкопроницаемых сланцевых толщ — резерв сырьевой базы углеводородов России // Сер. Труды ВНИГРИ. - СПб. : ФГУП «ВНИГРИ», 2014. - 323 с.

3. Прищепа О.М., Аверьянова О.Ю., Теплов Е.Л., Сенин С.В. Нетрадиционные источники углеводородного сырья в Республике Коми // Горный журнал. - 2013. - № 9. - С. 53-56.

4. Прищепа О.М., Суханов А.А., Макарова И.Р. Подходы к оценке доманиковых отложений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции как нетрадиционных источников углеводородов // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2014. - Т. 9. - № 4 - С. 1-27.

5. Ступакова А.В., Фадеева Н.П., Калмыков Г.А., Богомолов А.Х., Кирюхина Т.А., Коробова Н.И., Шарданова Т.А., Суслова А.А., Саут-кин Р.С., ПолудеткинаЕ.Н., КозловаЕ.В., МитроновД.В., Коркоц Ф.В. Поисковые критерии нефти и газа в доманиковых отложениях Волго-Уральского бассейна // Георесурсы. - 2015. - Т. 61. - № 2. - С. 77-86. DOI: 10.18599.grs.61.2.7.

6. Дахнова М.В., Киселева Ю.А., Можегова С.В., Пайзанская И.Л. Задачи геохимических исследований для оценки перспектив нефтеносности отложений доманикового и баженовского типов / Под ред. А.И. Варламова // ВНИГНИ-65. Люди, результаты и перспективы. - М. : ФГБУ «ВНИГНИ», 2018. - 520 с.

7. Дахнова М.В., Можегова С.В., НазароваЕ.С. Методы органической геохимии в связи с изучением проблемы нефтегазоносности дома-никитно-доманикоидных толщ // Геология нефти и газа. - 2013. - Специальный выпуск, октябрь. - С. 108-113.

8. Баженова О.К., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А., Хаин В.Е. Геология и геохимия нефти и газа: Учебник. - 3-е изд. перераб. и доп. - М. : Изд-во Московского университета, 2012. - 432 с.

9. Манцурова В.Н. Зимовская и сенновская свиты фаменского яруса Волгоградского Поволжья / Под ред. А.С. Алексеева // ПАЛЕО-СТРАТ-2014. Годичное собрание (научная конференция) секции палеонтологии МОИП и Московского отделения Палеонтологического общества при РАН, посвященное 200-летию со дня рождения К.Ф. Рулье, 27-29 января 2014 г., Москва: программа и тезисы докладов. -М. : Изд-во Палеонтологического ин-та им. А.А. Борисяка РАН, 2014. - С. 49-51.

10. Манцурова В.Н. Верхний фамен Волгоградского Поволжья: стратиграфия и корреляция // Геологические науки — 2014: Материалы всероссийской научно-практической конференции. - Саратов : Изд-во СО ЕАГО, 2014. - С. 47-49.

11. Фортунатова Н.К., Зайцева Е.Л., Бушуева М.А. и др. Унифицированная субрегиональная стратиграфическая схема верхнедевонских отложений Волго-Уральского субрегиона. Объяснительная записка. - М. : ВНИГНИ, 2018. - 63 с.

12. Пазухин В.Н. Биостратиграфия верхнего девона и нижнего карбона Башкирского Приуралья по конодонтам // Биостратиграфия, палеогеография и события в девоне и нижнем карбоне (Международная подкомиссия по стратиграфии девона / Проект 596 МПГК) : мат-лы Междунар. конф. памяти Е.А. Елкина. - Уфа, Новосибирск, 20 июля - 10 авг. 2011 г. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2011. - С. 126-129.

13. Горожанина Е.Н., Пазухин В.Н., Горожанин В.М., Кочетова Н.Н., Чибрикова Е.В. Стратиграфия и литофации девона юго-запада Оренбуржья (по данным бурения) // Геологический сборник. - 2011. - № 9. - С. 44-53.

14. Варламов А.И., Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Фортунатова Н.К., Комар Н.В., Швец-Тэнэта-Гурий А.Г. Временные методические рекомендации по подсчету запасов нефти в доманиковых продуктивных отложениях // Недропользование XXI век. - 2017. - № 4. -С. 102-115.

15. Варламов А.И., Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Фортунатова Н.К., Комар Н.В., Швец-Тэнэта-Гурий А.Г. Методика оценки запасов нефти в отложениях доманикового типа // Геология нефти и газа. - 2017. - № 5. - С. 51-65.

16. Варламов А.И., Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Фортунатова Н.К., Комар Н.В., Швец-Тэнэта-Гурий А.Г. Временные методические рекомендации по подсчету запасов нефти в доманиковых продуктивных отложениях // Недропользование XXI век. - 2017. - № 4. -С. 104-115.

17. Фортунатова Н.К., Пороскун В.И., Петерсилье В.И., Варламов А.И., Швец-Тэнэта-Гурий А.Г., Баранова А.В., Канев А.С., Дахнова М.В., АсташкинД.А., ГорловД.А., Мушин И.А., Белоусов Г.И., Френкель С.М., Комар Н.В., Можегова С.В. Нетрадиционные источники углеводородных отложений доманикового типа / Под ред. А.И. Варламова // ВНИГНИ-65. Люди, результаты и перспективы. - М. : ФГБУ «ВНИГНИ», 2018. - 520 с.

18. Варламов А.И., Афанасенков А.П., Пырьев В.И., Фортунатова Н.К., Швец-Тэнэта-Гурий А.Г., Дахнова М.В., Лоджевская М.И., Можегова С.В., Кравченко М.Н. Перспективы наращивания минерально-сырьевой базы традиционных и трудноизвлекаемых углеводородов в России // Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика. - 2014. - Т. 10. - № 2. - С. 3-10.

19. Ульмишек Г.Ф., Шаломеенко А.В., Холтон Д.Ю., Дахнова М.В. Нетрадиционные резервуары нефти в доманиковой толще Оренбургской области. - Геология нефти и газа. - 2017. - № 5. - С. 67-77.

20. Варламов А.И., Афанасенков А.П., Пырьев В.И., Фортунатова Н.К., Швец-Тэнэта-Гурий А.Г., Дахнова М.В., Лоджевская М.И., Можегова С.В., Кравченко М.Н. Перспективы развития минерально-сырьевой базы УВС в Российской Федерации // Деловой журнал Neftegaz.Ru. -2013. - № 11-12. - С. 12-17.

21. Гогоненков Г.Н., Веденяпин О.А., Евдокимов А.А., Каплан С.А., Куликов П.Ю.,Лебедев Е.Б.,Ляпин Н.В., Ухлова Г.Д. Применение сейсморазведки при поисках и разведке отложений доманикового типа // Геология нефти и газа. - 2020. - № 4. - С. 65-81. DOI: 10.31087/00167894-2020-4-65-81.

22. Веденяпин О.А., Каплан С.А., Лебедев Е.Б., Рок В.Е. Методики изучения геофизическими методами сложно построенных сред / Под ред. А.И. Варламова // ВНИГНИ-65: Люди, результаты и перспективы. - М. : Изд-во ВНИГНИ, 2018. - С. 259-283

23. Лукьянов Э.И. Интерпретация данных ГТИ. - Новосибирск : Издательский Дом «Историческое наследие Сибири», 2011. - 944 с.

24. Guidelines For The Practical Evaluation of Undeveloped Reserves In Resource Plays. Monograph 3. - Society of Petroleum Evaluation Engineers, 2010. - 86 с.

References

1. Khisamov R.S., Gubaidullin A.A., Bazarevskaya V.G., Yudintsev E.A. Geologiya karbonatnykh slozhno postroennykh kollektorov devona i karbona Tatarstana [Geology of carbonate complex reservoirs of the Devonian and the Carboniferous of Tatarstan]. Kazan: Fen; 2010. 283 p. In Russ.

2. Prishchepa O.M., Averyanova O.Yu., IlinskyA.A., Morariu D. Tight oil and gas shale formations — Russia's hydrocarbons future resources. In: Ser. Trudy VNIGRI. Saint-Petersburg: FGUP "VNIGRI"; 2014. 323 p. In Russ.

3. PrishchepaO.M., Aver'yanovaO.Yu., TeplovE.L., SeninS.V. Netraditsionnye istochniki uglevodorodnogo syr'ya v respublike Komi [Unconventional hydrocarbon sources in the Republic of Komi]. Gornyizhurnal. 2013;(9):53-56. In Russ.

4. Prischepa O.M., Sukhanov A.A., Makarova I.R. Approaches to evaluation of Domanik sequences of Timan-Pechora province as unconventional hydrocarbon source. Neftegazovaya Geologiya. TeoriyaiPraktika. 2014;9(4):53-56. In Russ.

5. Stoupakova A.V., Fadeeva N.P., Kalmykov G.A., Bogomolov A.Kh., Kiryukhina T.A., Korobova N.I., Shardanova T.A., Suslova A.A., Sautkin R.S., Poludetkina E.N., Kozlova E.V., Mitronov D.V., Korkots F.V. Criteria for oil and gas search in domanic deposits of the Volga-Ural basin. Georesursy = Georesources. 2015;61(2):77-86. DOI: 10.18599.grs.61.2.7. In Russ.

RUSSIAN OIL AND GAS GEOLOGY № 6' 2020 |dj HC HARD-TO-RECOVER RESERVES AND UNCONVENTIONAL SOURCES

8. Bazhenova O.K., Burlin Yu.K., Sokolov B.A., Khain V.E. Geologiya i geokhimiya nefti i gaza: Uchebnik. 3-e izd. pererab. i dop [Oil and gas geology and geochemistry: Textbook]. Moscow: Izd-vo Moskovskogo universiteta; 2012. 432 p. In Russ.

7. DakhnovaM.V., MozhegovaS.V., NazarovaE.S. Metody organicheskoi geokhimii v svyazi s izucheniem problemy neftegazonosnosti domanikitno-domanikoidnykh tolshch [Methods of organic geochemistry and studies of the oil and gas occurrence of domanikite-domanicoid formations]. Geologiya nefti i gaza. 2013;(S):108-113. In Russ.

6. Dakhnova M.V. Kiseleva Yu.A., Mozhegova S.V., Paizanskaya I.L. Zadachi geokhimicheskikh issledovanii dlya otsenki perspektiv neftenosnosti otlozhenii domanikovogo i bazhenovskogo tipov [Problems of geochemical studies aimed at oil potential evaluation of formations of Domanik and Bazhenov type]. In: A.I. Varlamov, ed. VNIGNI-65: Lyudi, rezul'taty i perspektivy. Moscow: Izd-vo VNIGNI; 2018. 520 p. In Russ.

9. Mantsurova V.N. Zimovskaya i sennovskaya svity famenskogo yarusa Volgogradskogo Povolzh'ya [Zimovsky and Sennovsky formations of Famennian stage, Volgograd region, Volga River basin] In:. A.S. Alekseeva ed. In: "PALEOSTRAT-2014. Godichnoe sobranie (nauchnaya konferentsiya) sektsii paleontologii MOIP i Moskovskogo otdeleniya Paleontologicheskogo obshchestva pri RAN, posvyashchennoe 200-letiyu so dnya rozhdeniya K.F. Rul'e." 27-29 January, 2014. Moskva: programma i tezisy dokladov. - M. : Izd-vo Paleontologicheskogo in-ta im. A.A. Borisyaka RAN; 2014. pp. 49-51. In Russ.

10. Mantsurova V.N. Verkhnii famen Volgogradskogo Povolzh'ya: stratigrafiya i korrelyatsiya [Upper Famennian in Volgograd region, Volga River basin: stratigraphy and correlation]. In: "Geologicheskie nauki — 2014: Materialy vserossiiskoi nauchno-prakticheskoi konferentsii." Saratov : Izd-vo SO EAGO; 2014. pp. 47-49. In Russ.

11. Fortunatova N.K., Zaitseva E.L., Bushueva M.A. et al. Unifitsirovannaya subregional'naya stratigraficheskaya skhema verkhnedevonskikh otlozhenii Volgo-Ural'skogo subregiona. Ob"yasnitel'naya zapiska [Unified subregional stratigraphic chart of Upper Devonian formations in Volga-Urals subregion. Explanatory note]. Moscow: VNIGNI; 2018. 63 p. In Russ.

12. Pazukhin V.N. Biostratigrafiya verkhnego devona i nizhnego karbona Bashkirskogo Priural'ya po konodontam [Conodont biostratigraphy of Upper Devonian and Lower Carboniferous, Bashkir region, Volga River basin]. In: "Biostratigrafiya, paleogeografiya i sobytiya v devone i nizhnem karbone (Mezhdunarodnaya podkomissiya po stratigrafii devona / Proekt 596 MPGK)": mater. Mezhdunar. konf. pamyati E.A. Elkina. Ufa, Novosibirsk, 20 July - 10 August 2011. Novosibirsk: Izd-vo SO RAN; 2011. pp. 126-129. In Russ.

13. Gorozhanina E.N., Pazukhin V.N., Gorozhanin V.M., Kochetova N.N., Chibrikova E.V. Stratigrafiya i litofatsii devona yugo-zapada Orenburzh'ya (po dannym bureniya) [Devonian stratigraphy and lithofacies in south-western Orenburg region (according to drilling data)]. Geologicheskii sbornik. 2011;(9): 44-53. In Russ.

14. Varlamov A.I. Petersil'e V.I., Poroskun V.I., Fortunatova N.K., Komar N.V., Shvets-Teneta-Gurii A.G. Vremennye metodicheskie rekomendatsii po podschetu zapasov nefti v domanikovykh produktivnykh otlozheniyakh [Temporary recommended practices for oil reserves assessment in productive Domanik formations]. Nedropol'zovanieXXI vek. 2017;(4):102-115. In Russ.

15. Varlamov A.I., Petersil'e V.I., Poroskun V.I. Fortunatova N.K., Komar N.V., Shvets-Teneta-Gurii A.G. Technique of oil reserves estimation in Domanik deposits. Geologiya nefti i gaza. 2017;(5):51-65. In Russ.

16. Varlamov A.I., Petersil'e V.I., Poroskun V.I., Fortunatova N.K., Komar N.V., Shvets-Teneta-Gurii A.G. Vremennye metodicheskie rekomendatsii po podschetu zapasov nefti v domanikovykh produktivnykh otlozheniyakh [Temporary methodological recommendations on the calculation of oil reserves in Domanic Productive sediments]. Nedropol'zovanieXXI vek. 2017;67(4):104-115. In Russ.

17. Fortunatova N.K., Paraskun V.I., Petersil'e V.I., Varlamov A.I., Shvets-Teneta-Gurii A.G., Baranova A.V., Kanev A.S., Dakhnova M.V., Astash-kin D.A., Gorlov D.A., Mushin I.A., Belousov G.I., Frenkel'S.M., Komar N.V., MozhegovaS.V Netraditsionnye istochniki uglevodorodnykh otlozhenii domanikovogo tipa [Unconventional sources of hydrocarbon deposits of domanic type]. In: A.I. Varlamov, ed. VNIGNI-65: Lyudi, rezul'taty i perspektivy. Moscow: Izd-vo VNIGNI; 2018. pp. 321-350. In Russ.

18. Varlamov A.I., Afanasenkov A.P., Pyr'yev V.I., Fortunatova N.K., Shvets-Teneta-GuriyA.G., Dakhnova M.V., Lodzhevskaya M.I., MozhegovaS.V., Kravchenko M.N. On the possibility to augment the conventional and hard-to-extract hydrocarbon reserves of Russia. Georesursy. Geoenergetika. Geopolitika. 2014;10(2):3-10. In Russ.

19. Ul'mishek G.F., Shalomeenko A.V., Kholton D.Yu., Dakhnova M.V. Nonconventional oil reservoirs in the Domanik formation of the Orenburg region. Geologiya nefti i gaza. 2017;(5):67-77. In Russ.

20. Varlamov A.I., Afanasenkov A.P., Pyr'ev V.I., Fortunatova N.K., Shvets-Teneta-Gurii A.G., Dakhnova M.V., Lodzhevskaya M.I., Mozhegova S.V., Kravchenko M.N. Perspektivy razvitiya mineral'no-syr'evoi bazy UVS v Rossiiskoi Federatsii [Future trends of HC raw material base development in Russian Federation]. Delovoizhurnal Neftegaz.Ru. 2013;(11-12):12-17. In Russ.

21. Gogonenkov G.N., Vedenyapin O.A., Evdokimov A.A., Kaplan S.A., Kulikov P.Yu., Lebedev E.B., Lyapin N.V., Ukhlova G.D. Seismic works in Domaniktype formations exploration and prospecting. Geologiya neftii gaza. 2020;(4):65-81. DOI: 10.31087/0016-7894-2020-4-65-81. In Russ.

22. Vedenyapin O.A., Kaplan S.A., Lebedev E.B., Rok V.E. Metodiki izucheniya geofizicheskimi metodami slozhno postroennykh sred [Geophysical methodologies for studies of sections having complicated structure]. In: A.I. Varlamov, ed. VNIGNI-65: Lyudi, rezul'taty i perspektivy. Moscow: Izd-vo VNIGNI; 2018. pp. 259-283. In Russ.

23. LukianovE.I. Interpretatsiya dannykh GTI [Interpretation of the GTL data]. Novosibirsk: Izdatelskiy Dom "Nasledie Sibiri"; 2011. 944 p. In Russ.

24. Guidelines For The Practical Evaluation of Undeveloped Reserves In Resource Plays. Monograph 3. Society of Petroleum Evaluation Engineers; 2010. 86 p.

Информация об авторах Варламов Алексей Иванович

Доктор геолого-минералогических наук, научный руководитель

ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт», 105118 Москва, Шоссе Энтузиастов, д. 36 e-mail: info@vnigni.ru SCOPUS ID: 23974029900 Мельников Павел Николаевич Кандидат геолого-минералогических наук, генеральный директор

ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт», 105118 Москва, ш. Энтузиастов, д. 36 e-mail melnikov@vnigni.ru

Пороскун Владимир Ильич

Доктор геолого-минералогических наук,

заместитель генерального директора

ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский

геологический нефтяной институт»,

105118 Москва, ш. Энтузиастов, д. 36

e-mail: poroskun@vnigni.ru

SCOPUS ID: 6506503536

Фортунатова Наталья Константиновна

Доктор геолого-минералогических наук,

заместитель генерального директора

ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский

геологический нефтяной институт»,

105118 Москва, ш. Энтузиастов, д. 36

e-mail: fortunatova@vnigni.ru

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

SCOPUS ID: 16068336000

Петерсилье Виктор Иосифович

Доктор геолого-минералогических наук, Советник генерального директора ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт»,

105118 Москва, ш. Энтузиастов, д. 36 e-mail: vipet@vnigni.ru SCOPUS ID: 57194714163

Иутина Марина Михайловна

Кандидат экономических наук, начальник отдела

ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт», 105118 Москва, ш. Энтузиастов, д. 36 e-mail: iutina@vnigni.ru

Information about authors Aleksey I. Varlmov

Doctor of Geological and Mineralogical Sciences, Academic Director All-Russian Research Geological Oil Institute,

36, Shosse Entuziastov, Moscow, 105118, Russia e-mail: info@vnigni.ru SCOPUS ID: 23974029900 Pavel N. Melnikov

Candidate of Geological and Mineralogical Sciences, Director General All-Russian Research Geological Oil Institute,

36, Shosse Entuziastov, Moscow, 105118, Russia e-mail: melnikov@vnigni.ru

Vladimir I. Poroskun

Doctor of Geological and Mineralogical Sciences, Deputy Director General All-Russian Research Geological Oil Institute,

36, Shosse Entuziastov, Moscow, 105118, Russia e-mail: poroskun@vnigni.ru SCOPUS ID: 6506503536

Natalya K. Fortunatova

Doctor of Geological and Mineralogical Sciences, Deputy Director General All-Russian Research Geological Oil Institute,

36, Shosse Entuziastov, Moscow, 105118, Russia e-mail: fortunatova@vnigni.ru SCOPUS ID: 16068336000

Viktor I. Petersilie

Doctor of Geological and Mineralogical Sciences, Advisor to Director General All-Russian Research Geological Oil Institute,

36, Shosse Entuziastov, Moscow, 105118, Russia e-mail: vipet@vnigni.ru SCOPUS ID: 57194714163

Marina M. Iutina

Candidate of Economic Sciences Head of Department All-Russian Research Geological Oil Institute,

36, Shosse Entuziastov, Moscow, 105118, Russia e-mail: iutina@vnigni.ru

RUSSIAN OIL AND GAS GEOLOGY № 6' 2020 |dj HC HARD-TO-RECOVER RESERVES AND UNCONVENTIONAL SOURCES

Дахнова Марина Виссарионовна

Доктор геолого-минералогических наук, заведующая отделом

ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт», 105118 Москва, ш. Энтузиастов, д. 36 e-mail: dakhnova@vnigni.ru SCOPUS ID: 6508341149

Виценовский Михаил Юрьевич

Начальник отдела

ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт», 105118 Москва, ш. Энтузиастов, д. 36 e-mail: vicin@vnigni.ru

Канев Александр Сергеевич

И. о. зав. сектором

ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт», 105118 Москва, ш. Энтузиастов, д. 36 e-mail: kanev@vnigni.ru

Соболева Евгения Николаевна

Геолог 1-й категории

ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт», 105118 Москва, ш. Энтузиастов, д. 36 e-mail: soboleva@vnigni.ru

Шаломеенко Александр Васильевич

Главный геолог ООО «Директ Нефть», 460044, Оренбург, ул. Березка, д. 13 e-mail: ashalomeyenko@directneft.com

Marina V. Dakhnova

Doctor of Geological and Mineralogical Sciences, Department Supervisor All-Russian Research Geological Oil Institute,

36, Shosse Entuziastov, Moscow, 105118, Russia e-mail: dakhnova@vnigni.ru SCOPUS ID: 6508341149

Mikhail Yu. Vitsenovskiy

Head of Department All-Russian Research Geological Oil Institute,

36, Shosse Entuziastov, Moscow, 105118, Russia e-mail: vicin@vnigni.ru

Aleksandr S. Kanev

Acting Head of Sector All-Russian Research Geological Oil Institute,

36, Shosse Entuziastov, Moscow, 105118, Russia e-mail: kanev@vnigni.ru

Evgeniya N. Soboleva

1st Category Geologist All-Russian Research Geological Oil Institute,

36, Shosse Entuziastov, Moscow, 105118, Russia e-mail: soboleva@vnigni.ru

Aleksandr V. Shalomeenko

Chief Geologist DirectNeft LLC,

13, ul. Beryezka, Orenburg, 460044, Russia e-mail: ashalomeyenko@directneft.com

UNCONVENTIONAL OIL RESERVOIRS IN HIGH-CARBON CARBONATE-SILICEOUS DOMANIK FORMATIONS, VOLGA-URALS PROVINCE: RESULTS OF STUDIES AND FUTURE DEVELOPMENT TRENDS