CC BY
28
УДК 553.98+544.126.5
DOI 10.31087/0016-7894-2019-1-27-41
Вероятностная оценка числа неоткрытых месторождений углеводородов по классам их крупности
© 2019 г.|А.Н. Морошкин1, Р.Р. Имамов1, А.О. Бражников2, О.Г. Бражников1
1Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» ООО «ВолгоградНИПИморнефть», Волгоград, Россия; [email protected]; [email protected]; [email protected];
2ООО «ВолгоградНефтеотдача», Волгоград, Россия; [email protected]
Поступила 26.04.2018 г. Принята к печати 12.11.2018 г.
Ключевые слова: месторождения углеводородов; инвестиционная привлекательность; перспективные участки недр; углеводородный потенциал; вероятностная оценка; нефтегазогеологическое районирование.
Статья посвящена вопросу совершенствования подходов к построению структуры нефтегазогеологического районирования, выделению нефтегазогеологических объектов, определению их свойств, признаков и границ. В статье подчеркивается важность постоянной работы по совершенствованию системы нефтегазогеологического районирования для решения задач управления и развития компаний: определения ценности участков недр, выбора направлений поисково-разведочных работ, разработки лицензионной и инвестиционной политики и т. д.
Для цитирования: Морошкин А.Н., Имамов Р.Р., Бражников А.О., Бражников О.Г. Вероятностная оценка числа неоткрытых месторождений углеводородов по классам их крупности // Геология нефти и газа. - 2019. - № 1. - С. 27-41. DOI: 10.31087/0016-7894-2019-1-27-41.
I
Probabilistic assessment of the number of undiscovered hydrocarbon accumulations according to their size class
© 2019 | A.N. Moroshkin1, R.R. Imamov1, A.O. Brazhnikov2, O.G. Brazhnikov1
1000 "LUKOIL-Engineering" branch OOO "VolgogradNIPImomeft", Volgograd, Russia; [email protected]; rimamov@ lukoilvmn.ru; [email protected];
2OOO "VolgogradNefteotdacha», Volgograd, Russia; [email protected]
Received 26.04.2018
Accepted for publication 12.11.2018
Key words: hydrocarbon fields; investment appeal; prospects; hydrocarbon potential; probabilistic assessment; geopetroleum zoning.
The paper discusses the improvement of approaches to designing geopetroleum zoning, identifying of geopetroleum objects, determining their properties, indicators, and boundaries. This paper makes a point of continuous improvement of geopetroleum zoning system meant for companies management and development, namely: valuation of subsoil areas; selection of focus areas for exploration and prospecting, licensing and investment policy development, etc.
I
For citation: Moroshkin A.N., Imamov R.R., Brazhnikov A.O., Brazhnikov O.G. Probabilistic assessment of the number of undiscovered hydrocarbon accumulations according to their size class. Geologiya nefti i gaza = Oil and gas geology. 2019;(1):27-41. DOI: 10.31087/0016-7894-2019-1-27-41.
В настоящее время при принятии решений о реализации инвестиционных проектов по освоению перспективных участков недр нефтегазовыми компаниями учитываются многочисленные экономические, геологические, экономико-географические и иные факторы риска [1], а также так называемые факторы ценности проекта для инвестора.
Основу факторов ценности составляют представления оценивающего субъекта о перспективах нефтегазоносности участка недр (пространственное положение, объемы запасов и добычные свойства предполагаемых скоплений УВ на участке) и степень уверенности в том, что указанные представления соответствуют действительности (оценка вероятности успеха). Пространственное распределение факторов ценности учитывается в том числе и в системах корпоративного нефтегазогеологического райони-
рования, проводимого нефтегазовыми компаниями. С учетом последнего можно утверждать, что эффективность инвестиционной деятельности компаний в значительной степени определяется эффективностью корпоративных процессов постоянного обновления и совершенствования системы нефтегазогеологического районирования [2].
Количественные оценки вероятностей успеха,/ неудачи поисковых геолого-разведочных работ, а также точность определения принадлежности территорий участков элементам нефтегазогеологического районирования существенным образом влияют как на ценность участка недр, так и на обоснование перспективных направлений работ [3].
Приведем простой пример одного из аспектов решения подобных задач — определения геометри-
Рис. 1. Fig. 1.
Схема размещения нефтегазоносных провинций и областей СССР (составлена по данным ВНИГНИ на основе материалов Мингео СССР, Мингазпрома, Миннефтепрома, 1984)
Location map of the USSR petroleum provinces and areas (prepared according to VNIGNI data on the basis of information from Mingeo USSR, Mingasprom, Minnefteprom, 1984)
1 — административные границы; 2 — области, не входящие в состав нефтегазоносных провинций и областей.
I — Днепровско-Припятская ГНП: А — Припятская НО, Б — Днепровско-Донецкая ГНО; II — Тимано-Печорская НГП: А — Ижма-Печорская НГО, Б — Печоро-Колвинская НГО, В — Хорейвер-Мореюская НГО, Г — Северо-Предуральская ГНО; III — Волго-Уральская НГП: А — Татарская НО, Б — Верхнепермская НО, В — Пермско-Башкирская НО, Г — Южно-Предуральская НГО, Д — Мелекесско-Абдулинская НГО, Е — Уфимско-Оренбургская НГО, Ж — Средневолжская НГО, З — Нижневолжская НГО; IV — Прикаспийская НГП: А — Жаркамысско-Енбекская НГО, Б — Южно-Эмбинская НГО, В — Астраханско-Калмыцкая ГНО, Г — Волгоградско-Карачаганакская НГО, Д — Центрально-Прикаспийская НГО, а — Бузачинский самостоятельный НГР; V— Северо-Кавказско-Мангышлакская НГП: А — Индоло-Кубанская НГО, Б — Азовско-Ейская ГО, В — Восточно-Кубанская ГО, Г — Ставропольская ГО, Д — Восточно-Предкав-казская НГО, Е — Терско-Каспийская НГО, Ж — Центрально-Каспийская ПНГО, З — Южно-Мангышлакская НГО, а — Промысловский самостоятельный НГР; VI — Южно-Каспийская НГП: А — Кобыстано-Куринская НГО, Б — ПНГО Южно-Каспийской котловины, В — Апшероно-Прибалханская НГО, Г — Западно-Туркменская ГНО; VII — Амударьинская ГНП: А — Предкопетдагская ГНО, Б — Беурде-шик-Хивинская ГО, В — Заунгузская ГО, Г — Чарджоуская ГНО, Д — Бухарская ГНО, Е — Мургабская ГО, Ж — Бадхыз-Карабильская ГО, Аа — Центрально-Каракумский самостоятельный ГР; VIII — Западно-Сибирская НГП: А — Ямальская ГНО, Б — Гыданская ГО, В — Надым-Пурская ГНО, Г — Пур-Тазовская ГНО, Д — Приуральская НГО, Е — Фроловская НГО, Ж — Среднеобская НГО, З — Кай-мысовская НГО, И — Васюганская НГО, К — Пайдугинская НГО; IX — Енисейско-Анабарская ГНП: А — Енисейско-Хатангская ГО, Б — Лено-Анабарская НГО; Х — Лено-Тунгусская НГП: А — Северо-Тунгусская ПНГО, Б — Южно-Тунгусская ПНГО, В — Байкитская НГО, Г — Катангская НГО, Д — Непско-Ботуобинская НГО, Е — Западно-Вилюйская ПНГО, Ж — Северо-Алданская ПНГО, З — Присая-но-Енисейская ПНГО, И — Ангаро-Ленская НГО, К — Анабарская ПНГО, а — Турухано-Норильский НГР; XI — Лено-Вилюйская ГНП: А — Предверхоянская ГНО, Б — Вилюйская ГО; XII — Охотская НГП: А — Сахалинская НГП, Б — Охотско-Камчатская НГО; XIII — При-тихоокеанская (Курило-Алеутская) НГП: А — Анадырская НГО, Б — Восточно-Камчатская ПНГО; самостоятельные нефтегазоносные области: 1 — Балтийская НО, 2 — Предкарпатская НГО и Закарпатский прогиб, З — Причерноморско-Крымская НГО, 4 — Черноморская НГО, 5 — Северо-Устюртская ГНО, 6 — Сурхан-Вахшская НГО, 7 — Ферганская НГО, 8 — Чу-Сарысуйская ГО, а — Волыно-Подоль-ский самостоятельный ГНР
1 — administrative borders; 2 — areas not included in petroleum provinces and areas.
I — Dneprovsko-Pripyatsky gas bearing province: А — Pripyatsky oil bearing area, Б — Dneprovsko-Donetsky gas and oil bearing area;
II — Timan-Pechora petroleum province: А — Izhma-Pechora petroleum area, Б — Pechora-Kolvinsky petroleum area, В — Khoreyver-Moreyusky petroleum area, Г — North Pre-Urals gas and oil bearing area; III — Volva-Urals petroleum province: А — Tatarsky oil bearing area, Б — Verkhnepermsky oil bearing area, В — Permsky-Bashkirsky oil bearing area, Г — South Pre-Urals petroleum area, Д — Melekessky-Abdulinsky petroleum area, Е — Ufimsky-Orenbyrgsky petroleum area, Ж — Srednevolzhsky petroleum area, З — Nizhnevolzhsky petroleum area; IV — Caspian petroleum province: А — Zharkamyssko-Enbensky petroleum area, Б — South Embinsky petroleum area, В — Astrakhano-Kalmytsky gas and oil bearing area, Г — Volgogradsko-Karachaganaksky petroleum province petroleum
Legend for Fig. 1, end.
area, fl — Central Caspian petroleum area, a — Buzachinsky independent petroleum district; V — North Caucasus-Mangyshlaksky petroleum province: A — Indolo-Kubansky petroleum area, E — Azovsky-Eisky gas bearing area, B — East Kubansky gas bearing area, r — Stavropolsky gas bearing area, fl — East Pre-Caucasus petroleum area, E — Tersky-Kaspian petroleum area, W — Central Caspian potential petroleum area, 3 — South Mangyshlaksky petroleum area, a — Promyslovsky independent potential petroleum area; VI — South Caspian petroleum province: A — Kobystano-Kurinsky petroleum area, E — potential petroleum area of the South Caspian basin, B — Apsheron-Pribalkhansky petroleum area, r — West Turkemnsky gas and oil bearing area; VII — Amudar'insky gas bearing province: A — Predkopetdagsky gas and oil bearing area, E — Beurdeshik-Khivinsky gas bearing area, B — Zaunguzsky gas bearing area, r — Chardzhousky gas and oil bearing area, fl — Bukharsky gas and oil bearing area, E — Murgabsky gas bearing area, W — Badkhys-Karabil'sky gas bearing area, Aa — Central Karakumsky independent gas bearing district; VIII — West Siberian petroleum province: A — Yamalsky gas and oil bearing area, E — Gydansky gas bearing area, B — Nadym-Pursky gas and oil bearing area, r — Pur-Tazovsky gas and oil bearing area, fl — Uralsky petroleum area, E — Frolovsky petroleum area, W — Sredneobsky petroleum area, 3 — Kaimysovsky petroleum area, M — Vasyugansky petroleum area, K — Paiduginsky petroleum area; IX — Yenisei-Anabarsky gas bearing province: A — Yenisei-Khatanga gas bearing area, E — Lena-Anabarsky petroleum area; Х — Lena-Tungussky petroleum province: A — North Tungussky potential petroleum area, E — South Tungussky potential petroleum area, B — Baikitsky petroleum area, r — Katangsky petroleum area, fl — Nepsky-Botuobinsky petroleum area, E — West Vilyuisky potential petroleum area, W — North Aldansky potential petroleum area, 3 — Prisyano-Yeniseisky potential petroleum area, M — Angaro-Lensky petroleum area, K — Anabarsky potential petroleum area, a — Turukhano-Noril'sky petroleum district; XI — Leno-Vilyuisky gas bearing province: A — Predverkhoyansky gas and oil bearingarea, E — Vilyuisky gas bearing area; XII — Okhotsky petroleum province: A — Sakhalinsky petroleum province, E — Okhotsky-Kamchatsky petroleum area; XIII — Pritikhookeansky (Kurilo-Aleutsky) petroleum province: A — Anadyrsky petroleum area, E — East Kamchatsky potenti al petroleum area; independent petroleum areas: 1 — Baltic oil bearing area, 2 — Predkarpatsky petroleum area u Zakarpatsky trough, 3 — Prichernomorsky-Krymsky petroleum area, 4 — Chernomorsky petroleum area, 5 — North Ust'urtsky gas and oil bearing area, 6 — Surkhan-Vakhshsky petroleum area, 7 — Fergansky petroleum area, 8 — Chu-Sarysuisky gas bearing area, a — Volyno-Podol'sky independent gas and oil bearing district
Pi
<VJ
ff
Табл. 1. Параметры нефтегазоносных провинций и областей на территории бывшего СССР Tab. 1. Parameters of petroleum provinces and areas in the former USSR territory
Нефтегазоносные провинции, самостоятельные области и районы
Площадь, тыс. км2
Максимальная мощность осадочного чехла, км
Число месторождений, учтенных в справочнике
Нефтегазоносные провинции, самостоятельные области и районы
Площадь, тыс. км2
Максимальная мощность осадочного чехла, км
Число месторождений, учтенных в справочнике
Нефтегазоносные провинции, самостоятельные области и районы
Площадь, тыс. км2
Максимальная мощность осадочного чехла, км
Восточно-Европейская платформа и Предуральский краевой прогиб
Днепровско-Донецкая ГНП
Припятская НО Днепровско-Донецкая НГО
Тимано-Печорская НГП
Ижма-Печорская НГО Печеро-Колвинская НГО Хорейвер-Мореюская НГО Северо-Предуральская НГО
Волго-Уральская НГП
Татарская НО Верхнекаменская НО Пермско-Башкирская НО Мелекесско-Абдулинская НГО Уфимско-Оренбургская ГНО
Средневолжская НГО Южно-Предуральская НГО Нижневолжская НГО
Прикаспийская НГП
Вол гогра дско-Ка рача га на кская ГНО
Енбекско-Жаркамысская НГО
Южно-Эмбинская НГО Астраханско-Калмыцкая ГНО Центрально-Прикаспийская НГО
Бузачинский самостоятельный НГР
Балтийская самостоятельная НО
Волыно-Подольский самостоятельный ГНР
100
33 67
116 43 42 90
100 47 70 40 38 120 100 70
46
64 94 67 212
17
20
6 20
10 12
6 10 6 12 5,5
22 9
13 11
3,5 7
147
9 118
24 23 18 7
165 75 96 92 54 261 81 95
11 60 10
5
6
26 2
Сибирская платформа и Предверхоянский краевой прогиб
Лено-Тунгусская НГП
Северо-Тунгусская ПНГО Южно-Тунгусская ПНГО Байкитская НГО Катангская НГО Непско-Ботуобинская НГО
2640
400 180 150 220 335
6 6
4,5 3
1
13
Западно-Вилюйская ПНГО Северо-Алданская ПНГО Присаяно-Енисейская ПНГО Ангаро-Ленская НГО
Анабарская ПНГО Турухано-Норильский самостоятельный НГР
100 395 135 170 500
55
12 4
Лено-Вилюйская ГНП
Предверхоянская НГО Вилюйская ГО
195 120
14 14
Енисейско-Анабарская ГНП
Енисейско-Хатангская ГО Лено-Анабарская НГО
280 125
12 2
Центрально-Евразийская платформа и краевые прогибы
Западно-Сибирская ГНП
Ямальская НГО Гыданская ГО Надым-Пурская НГО Пур-Тазовская НГО Приуральская НГО Фроловская НГО Среднеобская НГО Каймысовская НГО Васюганская НГО Пайдугинская НГО
Амударьинская ГНП
Предкопетдагская НГО Беурдешик-Хивинская ГО Заунгузская ГО Чарджоуская ГНО Бухарская НГО Мургабская ГО Бадхыз-Карабильская ГО Центрально-Каракумский самостоятельный ГР
14152
111,2 84,5
165.6
173.7 112,7 203,5 160,3 139,7 78,3 186
1415,5
55
37
38 40 31 90 25
6 9 8 9 2 6
4,5
3,5 3 3
13
5
46
14 56 23 112 34 37
6
121 9 5
49 30 14 4
Причерноморско-Крымская ГНО
Северо-Кавказско-Мангышлакская НГП
Индоло-Кубанская НГО
Азовско-Ейская ГО Восточно-Кубанская ГО Ставропольская ГО Восточно-Предкавказская НГО Терско-Каспийская НГО Центрально-Каспийская перспективная НГО Южно-Мангышлакская НГО Промысловский самостоятельный НГР
24 34 40 20 60 95 85
12 6 8 3 8 12 8
9
3
Северо-Устюртская самостоятельная ГНО
Чу-Сарысуйская самостоятельная ГО
Тургайская НГО
Подвижные тектонические пояса
Южно-Каспийская ГНП
Кобыстано-Куринская НГО Перспективная НГО Южно-Каспийской котловины Апшероно-Прибалханская НГО Западно-Туркменская НГО
Предка рпатская самостоятельная НГО
Черноморская самостоятельная НГО
Сурхан-Вахшская самостоятельная НГО
Ферганская самостоятельная НГО
Охотская НГП
Сахалинская НГО Охотско-Камчатская НГО
71
36
29 76
340 280
20 20
20 15
Табл.2. Структура начальных суммарныхресурсов в Прикаспийской НГП Tab.2.Structureoftotal initialresourcesintheCaspianPetroleumProvince
Класс Среднее значение Запасы УВ г классе, млн т Теоретическое число месторождений г классе Фактические запасы УВ is классе, млн т Фактический объем запасов УВ г классе, млн т Освоение, %
порядковый номер нижняя граница верхняя граннца
10 0,30 1 0,55 2210,68 4036 0 0 0
9 1 3 1,73 2713,35 1595 3 6,45 0,23
8 3 10 5,48 2754,19 631 4 21475 0,36
7 10 30 17,32 4317,73 249 2 24,72 0,79
6 30 100 14,37 5317,77 99 3 173,79 3,22
5 100 300 173,21 5346,46 39 2 344,72 5^
4 300 1000 147,72 6733,07 15 0 0 0
3 1000 Ю00 17327)5 10541,34 6 2 2961,7 28,1
2 3000 10000 3477,23 13176,68 2 1 3061,02 23,23
1 10000 30000 17320,51 10066 1 1 30066,5 100
67106,67 16710,05 24,9
Табл.2.Структуратачауьнс1хсумлнарны>1сресурсав Срыдуе-Кчапийвкуй IеГП Tab.3.StructucnoCtotal initialresocrcer in thaMiPOIhpCasniao PetsddumProvince
Класс Среднее значение Запасы УВ в классе, млн т Теоретическое число месторождений в классе Фактические запасы УВ в классе, млн т Фаемизесаий объем запаслв УВ в классе, млн т Освоение, %
порядковый ном ер нижияя гран1ца верхняя граница
8 0,3 0,3 0,15 320,01 1848 28 3,67 4,03
7 0,3 3 0,73 !00,01 280 23 36,39 7,28
6 3 3 5,43 605,01 333 14 30,39 7,28
5 3 30 5,48 725,08 114 14 78,24 11,28
4 30 30 54,36 981,58 48 5 78,03 9,99
3 30 300 54,76 976,58 18 2 352,01 30,34
2 300 300 ^^ 1220,72 3 3 370,56 38,35
1 300 3000 547,17 1525,9 1 0 1197,05 78,45
1 1000 3000 1732,05 7420,50 1 0 0 0
7470,02 2123,36 28,43
и газоконденсата относятся преимущественно к бат-байосскому и апт-неокомскому продуктивным комплексам.
В состав Средне-Каспийской НГП включена также и Южно-Мангышлакская НГО на основании выявленной закономерности распределения залежей нефти в разрезе осадочного чехла, как и в Восточном Предкавказье (рис. 9).
Число прогнозируемых месторождений и закономерность их распределения по классам крупности зависят как от размеров нефтегазоносных провинций (уточнение границ НГП), так и от площади заявленного лицензионного участка[2].
Например, выберем на территории Восточного Предкавказья участок 1 площадью 3178 км2. Для того чтобы показать, как влияют представления
о нефтегазоносном районировании этой территории на прогноз неоткрытых месторождений, рассчитаем ресурсную базу участка 1, рассматривая его как часть Северо-Кавказско-Мангышлакской НГП (по Максимову С.П., 1997) с площадью 5СрКспВ = 324 тыс. км2 (табл. 4) (вариант I). В соответствии с расчетом, на участок с заданной вероятностью Р1 = 0,5 попадает 11 месторождений с общими запасами 14,52 млн т. Самое крупноеизнихимеет запасы 5,48млн т.
В расчетах варианта II участвует этот же участок 1 площадью 3178 км2. Однако его территория рассматривается как часть Средне-Каспийской НГП (по Бражникову О.Г., 2013) с площадью 5СрКспМд = = 268 тыс. км2 (табл. 5) (вариант II). При этом вероятность единичного испытания изменилась с 0,01 до 0,0118. Согласно расчетам, на участок 1 с заданной вероятностью Р1 = 0,5 попадает 14 месторожде-
Рис. 3. Fig. 3.
Адаптированная тектоническая схема Среднего Каспия и сопредельных территорий Customized tectonic scheme of Middle Caspian and neighbouring areas
7 I^T/j 8 |E>| 9
Границы (1-6): 1 — Прикаспийской НГП, 2 — Средне-Каспийской НГП, 3 — Южно-Мангышлакской НГО, 4 — Ракушечно-Хвалынской НГО, 5 — Центрально-Каспийской НГО, 6 — Арзгиро-Ачикулакской НГО; тектонические формы и элементы (7-9): 7 — положительные, 8 — отрицательные, 9 — седловины.
А — Прикаспийская впадина (каледониды): ^ — Чапаевский свод, I2 — Сарпинский прогиб, I3 — Тугаракчанский прогиб, — Северо-Кулалинская мульда, I4 — Карасальская (Приволжская моноклиналь), I5 — Каракульско-Смушковский вал, I6 — Бузачин-ский свод, I7 — Южно-Эмбинское поднятие, Б — Скифско-Туранская платформа (герциниды): II — Карпинско-Мангышлакский сложный вал, Iii — Бузгинский блок, II2 — Полдневско-Кулалинский вал, II3 — Промысловско-Цубукский вал, II4 — Джанайско-Южно-Бузачинская депрессия, Iii — Семеновский прогиб, II2 — Джанайский прогиб, II3 — Северо-Ракушечный прогиб, II4 — Аташ-ская седловина, II5 — Кочакская мульда, II6 — Кара-Кичукская мульда, II5 — Каспийско-Мангышлакская система поднятий, II!; — Ка-мышанско-Каспийская зона поднятий, II^ — Ракушечно-Широтная зона поднятий, II| — Каратаусская горст-антиклинальная зона, III — Прикумско-Центрально-Каспийская система поднятий и прогибов, Iii! — Маныч-Южно-Каратаусская система прогибов, III; — Чокырганский прогиб, III^ — Хвалынско-Широтный прогиб, 31-1 — Хвалынский вал, 31-2 — Марал-Жемчужный вал, III^ — Кумо-Манычский прогиб, II^ — Ильменская седловина (выделена ранее), III5 — Чограйский прогиб, III6 — Восточно-Манычский прогиб, III7— Гудиловский прогиб, III8 — Сальский поперечный вал, III9 — Тузлов-Манычский прогиб, III2 — Прикумско-Тюленевский сложный вал, III; — Арзгиро-Мирненский свод, III^ — Ачикулак-Озек-Суатский свод, III^ — Сухокумская приподнятая зона, III^ — Хвалынско-Сар-матская зона поднятий, 31-3 — Тюленевский вал, III3 — Предкавказская система прогибов и поднятий, III ; — Чернолесский прогиб,
1112 — Терско-Сулакская депрессия, III| — Сегендыкская депрессия, III4 — Южно-Дагестанская депрессия, III5 — Восточно-Сулакский вал, III6 — Ялама-Самурский свод, III4 — Средне-Каспийская система поднятий, IIIJ — Центральный свод, IIIj — Карауданский вал,
1113 — Песчаномысско-Сарсенбайский вал, III^ — Северо-Апшеронская депрессия, III5 — Тамдинская седловина, III5 — Южно-Ман-гышлакская система поднятий и прогибов, III! — Беке-Башкудукский вал, III2 — Южно-Башкудукская седловина, III| — Жетыбай-Узеньский сложный вал, 25 — Узеньская зона поднятий, 26 — Жетыбайская зона поднятий, 27 — Теньгинская зона поднятий,
1114 — Жазгурлинский прогиб, III5 — Ассакеуданская впадина, III6 — Карагиинская седловина, IV — геосинклинальный склон Пред-кавказского передового прогиба, IV; — Терско-Сунженская система антиклинальных зон, IV2 — система предгорных складок Дагестанского выступа, V — Карабогазский свод, VI — Северо-Устюртская система поднятий и прогибов, седловины (римская цифра
1
2
3
4
5
6
Усл. обозначения к рис. 3, окончание Legend for Fig. 3, end.
на уровне валов и прогибов с буквенными индексами по прописным буквам соединяемых прогибов по принципу юг - север или запад - восток (индекс снизу-сверху): Ис"К — Кочакско-Северо-Кулалинская между Джанайско-Южно-Бузачинской депрессией (II4) и Тугаракчанским прогибом, (I3), 11ср — Семеновско-Северо-Ракушечная в Джанайско-Южно-Бузачинской депрессии (И(4), II4 — Аташ-ская (выделена ранее), 11к-р — Северо-Ракушечно-Кочакская между Северо-Ракушечным (II3 ) прогибом и Кочакской мульдой (она же показана как ранее выделенная Аташская (II4 ), 11к-кич — Кочакско-Кара-Кичукская, 11сд ж-км — Джанайско-Кумо-Маныч-Северо-Ракушечная, МГ^ — Кумо-Манычско-Хвалынско-Широтная, шч-ш — Хвалынско-Широтно-Чокырганская, III4 — Ильменская (названа ранее, она же обозначена Шк-мв-и между Восточно-Манычским и Кумо-Манычским прогибами), III^ — Дивненская (была выделена ранее, она обозначена между Восточно-Манычским прогибом (III6 ) и Чограйским прогибом (III5 )), 111в-м — Гудиловско-Восточно-Манычская, ИГм — Чернолесско-Восточно-Манычская, III^ — Чернолесско-Чограйская, III" — Чернолесско-Терско-Сулак-ская седловина, Шк-^-с — Терско-Сулакско - Кумо-Манычская, Штс-с — Терско-Сулакско-Сегендыкская, ИГ^д — Южно-Дагестанско — Терско-Сулакская, Ш^д — Южно-Дагестанско — Сегендыкская, Шю-д-а — Северо-Апшеронско — Южно-Дагестанская, III2 — Южно-Башкудукская (между Беке-Башкудукским валом (III1 ) и Жетыбай-Узеньским сложным валом (III3 )), III^ — Сегендыкско-Жазгур-линская (ранее ошибочно названа Карагиинской седловиной, однако такое название было дано другой, расположенной между Жазгурлинским прогибом (III4 ) и Ассакеуданской впадиной (III5 )), III5 — Тамдинская (между Северо-Апшеронской депрессией (III4 ) и Жазгурлинским прогибом (III4)), С — альпийская складчатость: VII — антиклинорий Большого Кавказа
Boundaries (1-6): 1 — Caspian petroleum province, 2 — Middle Caspian petroleum province, 3 — South Mangyshlaksky petroleum area, 4 — Rakushechno-Khvalynsky petroleum area, 5 — Central Caspian petroleum area, 6 — Arzgiro-Achikulaksky petroleum area; tectonic forms and elements (7-9): 7 — positive elements, 8 — negative elements, 9 — saddles.
А — Caspian depression (Caledonides): ^ — Chapaevsky arch, I2 — Sarpinsky trough, I3 — Tugarakchansky trough, Ij — North Kulalinsky trough, I4 — Karasal'sky (Volzhsky monocline), I5 — Karakul'sky-Smushkovsky bar, I6 — Buzachinsky arch, I7 — South Embinsky high, Б — Skifsky-Turansky platform (Hercynydes): II — Karpinsko-Mangyshlakskiy complicated bar, II x — Buzginsky block, II2 — Poldnevsko-Kulalinsky bar, II3 — Promyslovsko-Tsubukskiy bar, II4 — Dzhanaysko-Yuzhno-Buzachinsky depression, IIJ — Semenovsky trough, II2 — Dzhanaysky trough, II^ — North Rakushechny trough, II4 — Atashsky saddle, II5 — Kochaksky trough, II6 — Kara-Kichuksky trough, II5 — Caspian-Mangyshlaksky system of highs, II^ — Kamyshansky-Caspian zone of highs, II2 — Rakushechno-Shirotny zone of highs, II| — Karataussky horst-anticline zone, III — Prikumsky-Central-Caspian system of highs and troughs, III ^ — Manych-South-Karataussky system of troughs, IIIJ — Chokyrgansky trough, III2 — Khvalynsky-Shirotny trough, 31-1 — Khvalynsky bar, 31-2 — Maral-Zhemchuzhny bar,
1113 — Kumo-Manychsky trough, III4 — Il'mensky saddle (identified earlier), III5 — Chograisky trough, III6 — East Manychsky trough, III7 — Gudilovsky trough, III8 — Sal'sky transverse bar, III91 — Tuzlov-Manychsky trough, III2 — Prikumsko-Tyulenevsky complicated bar, IIIJ — Arzgiro-Mirnensky arch, III2 — Achikulak-Ozek-Suatsky arch, III3 — Sukhokumsky elevated zone, III4 — Khvalynsky-Sarmatsky zone of highs, 31-3 — Tyulenevsky bar, III3 — Pre-Caucasus system of troughs and highs, IIIJ — Chernolessky trough, III2 — Tersky-Sylaksky depression, III3 — Segendyksky depression, III4 — South Dagestansky depression, III5 — East Sylaksky bar, III6 — Yalama-Samursky arch,
1114 — Middle-Caspian system of highs, IIIJ — Central dome, III2 — Karaudansky bar, III3 — Peschanomyssko-Sarsenbaisky bar, III4 — North Apsheronsky depression, III5 — Tamdinsky saddle, III5 — South Mangyshlaksky system of highs and troughs, III1 — Beke-Bashkuduksky bar, III2 — South Bashkuduksky saddle, III3 — Zhetybay-Uzen'sky complicated bar, 25 — Uzen'sky zone of highs, 26 — Zhetybaisky zone of highs, 27 — Ten'ginsky zone of highs, III4 — Zhazgurlinsky trough, III| — Assakeudansky depression, III6 — Karagiinsky saddle, IV — geosyncline slope of Pre-Caucases Предкавказского foredeep, IVj — Tersky-Sunzhensky system of anticline zones, IV2 — system of piedmont folds of Dagestansky uplift, V — Karabogazsky arch, VI — North Ustyurtsky system of highs and troughs, saddles (Roman figure at the level of bars and troughs with alphabetic notations according to capital letters of the troughs being connected, on the south - north or west-east principle (superscript-subscript): !Г-к — Kochaksky-North-Kulalinsky between Dzanaisky-South-Buzachinsky depression (II4) and Tugarakchansky trough, (I3), !Гр — Semenovsky-North-Rakushechny in Dzanaisky-South-Buzachinsky depression (II4), II4 — Atashsky (identified earlier), II^ — North-Rakushechny-Kochaksky between North-Rakushechny (II3) trough and Kochaksky trough (same is shown as earlier identified Atashsky (II4 ), Ик-ки^ — Kochaksky-Kara-Kichuksky, !Гд ж-км — Dzanaisko-Kumo-Manychsko-North-Rakushechny, МГ-ш-и — Kumo-Manychsko-Khvalynsko-Shirotny, шч-ш — Khvalynsko-Shirotno-Chokyrgansky, III4 — Il'mensky (mentioned earlier, same as ИГ"^« shown between East Manychsky and Kumo-Manychsky troughs), III^ — Divnensky (identified earlier, shown between East Manychsky trough (III6 ) and Chograisky trough (III5 )), Ш™ — Gudilovsko-East-Manychsky, Шв-ич — Chernolessky-East-Manychsky, шч — Chernolessky-Chograisky, III™ — Chernolessky-Tersko-Sulaksky saddle, III"-",. — Tersko-Sulaksky - Kumo-Manychsky, III^ — Tersko-Sulaksko-Segendyksky, ИГ^д — South Dagestansko — Tersko-Sulaksky, шс -д — South Dagestansko — Segendyksky, ИГ-д-а — North-Apsheronsko — South Dagestansky, III2 — South Bashkuduksky (between Beke-Bashkuduksky bar (III1 ) and Zhetybay-Uzen'sky complicated bar (III3 )), Шжс — Segendyksky-Zhazgurlinsky (earier by mistake is mentioned as Karagiinsky saddle, though this name was given to another one situated between Zhazgurlinsky trough (III4 ) and Assakeudansky depression (III5 )), III5 — Tamdinsky (between North Apsheronsky depression (III4) and Zhazgurlinsky trough (III4)), С — Alpine Orogeny: VII — Greater Caucasus anticlinorium
ний с общими извлекаемыми запасами 17,35 млн т. Самое крупное из них — с извлекаемыми запасами 5,48 млн т, как и в варианте I.
Влияние размера лицензионного участка на углеводородный потенциал и структуру распределения прогнозируемых неоткрытых месторождений по классам крупности показано в расчетах варианта III (табл. 6). Для этого выбран участок 2 площадью
4422 км2 (в 1,4 раза больше, чем площадь участка 1), находящийся в той же тектонической зоне, что и участок 1, и относящийся к Средне-Каспийской НГП в границах 2013 г.
Подсчитанная ресурсная база участка 2 включает 20 месторождений с общими извлекаемыми запасами 43,53 млн т, в том числе — самое крупное с извлекаемыми запасами 17,32 млн т.
Рис. 4. Fig. 4.
Адаптированная тектоническая схема Среднего Каспия и сопредельных территорий. Поднятия и седловины Customized tectonic scheme of the Middle Caspian and neighbouring areas. Highs and saddles
Усл. обозначения см. на рис. 3 For other Legend items see Fig. 3
Рис. 5.
Fig. 5.
Адаптированная тектоническая схема Среднего Каспия и сопредельных территорий. Седловины Customized tectonic scheme of the Middle Caspian and neighbouring areas. Saddles
Усл. обозначения см. на рис. 3 For other Legend items see Fig. 3
СУ\
Рис. 6. Fig. 6.
Нефтегазоносные области Средне-Каспийской НГП Petroleum areas of the Middle Caspian petroleum province
Усл. обозначения см. на рис. 3 For other Legend items see Fig. 3
X
-<
О
TO
О
О >
то oo О
to О С то о m
to >
Z О та m to m
та <
О
> О
о >
LT)
CD гп О г~
О О
NJ О
Ю
О
Распределение залежей нефти и газа по стратиграфическим комплексам и тектоническим зонам Западно-Предкавказской НГП Distribution of oil and gas accumulations over stratigraphie series and tectonic zones of the West Pre-Caucasus petroleum province
=1 I-
o
и:
s I-
Cl X
<D о
и ГО
S
и Q_
>■ О
CL l_
ce
Азовско-Ейская ГО
Азовско-Ейский мегавал
Ростовский свод
flJ flj
n О
Y
и
гп
IX rn >-
I n >
s m
и < и
Восточно-Кубанская ГО
Адыгейский выступ выступ
Усть-Лабинская седловина
Кропоткинская антиклинальная зона
Ставропольская ГО
Североста вропольская вершина
Южно-Ставропольская зона поднятий
n
Y
и
.0
о ф
о Q_
s 0J
t ; О
о и
о. т
си го
ш Ч
си го
и 1_
Мэотический
Сарматский
Миоцен
Тортонский
Майкопская
Палеоцеь
Эоцен
Ж
Рис. 8. Fig. 8.
Распределение залежей нефти и газа по стратиграфическим комплексам и тектоническим зонам Восточно-Предкавказской НГП (Средне-Каспийская НГП) Distribution of oil and gas accumulations over stratigraphie series and tectonic zones of the East Pre-Caucasus petroleum province (Middle-Caspian petroleum province)
Рис. 9. Fig. 9.
Распределение залежей нефти и газа по стратиграфическим комплексам и тектоническим зонам Южно-Мангышлакской НГО (Средне-Каспийская НГП)
Distribution of oil and gas accumulations over stratigraphic series and tectonic zones of the South Mangyshlaksky petroleum area (Middle-Caspian petroleum province)
Табл.А.Струк^раначальныхсуммарныхресурсов лицензионногоучастка 1 ( площадь 3178 км2),принадлежащего
СреднесКасыайсройНСЗ (площадь324тыс.кл/\(поМаксимовуС. П.,ы097)поспассамкрупноста про гнозипуамыа месторождений. P-, = 0,5. Вариант I
Tab4. irtrudtureof tTtalinifolrenouacecin.he L.cpnse Ate4T(ccreage3179Cm4bheloagmg
tea t2oMiC3le-2aspianCeSrbleumPrhvinae(acriage 324 thousaK4Bm2 according to Maksimov S.P., 1997) in accordance with the size class of the predicted fields. P-, = 0.5. Option I
Номер класса Средние запасы в классе, млнт. Заданная вероятность Число месторождений, попадающих на участок Извлекаемые запасы месторождений, попадающих на участок, млн т Перечень месторождений (извлекаемые запасы, млн т)
всего в том числе открытых месторождений всего в том числе открытых месторождений
9 0,55 (0,3-1) 0,5 7 0 3,85 0
8 1,73 (1-3) 0,5 3 0 5,19 0
7 5,48 (3-10) 0,5 1 0 5,48 0
6 17,32 (10-30) 0,5 0 0 0 0 0
5 54,77 (30-100) 0,5 0 0 0 0 0
4 173,2 (100-300) 0,5 0 0 0 0 0
547,7 (300-1000) 0,5 0 0 0 0 0
Итого 0,5 11 0 14,52 0 0
Таал.С.Сттуахранччааныыпхуумауныхррцуусовлуцензнхнногоучаыгта 1 (пеощадь3178 ксН),принадлежаш,его
Средне-Каспийской НГП (площадь 268 тыс. км2 по Бражникову О.Г., 2013) по классам крупности прогнозируемых месторождеыа й.Ра 0f9. Bnpaacn Ы
TTb.S.SCnunnareiftoTal initbalresncccesicbCcaiaense Am4T(acreagTai78Crc4)bhelongia4
to the Middle-Caspian Petroleum Province (acreage 268 thousand km2 according to Brazhnikov O.G., 2013) inansor.acncwi^thinainsblasicf.hepaedirte1 fields.^ O.^Option II
Номер класса Средние запасы в классе, млнт. Заданная вероятность Число месторождений, попадающих на участок Извлекаемые запасы месторождений, попадающих на участок, млн т Перечень месторождений (извлекаемые запасы, млн т)
всего в томчисле открытых месторождений всего в томчисле открытых месторождений
9 0,55 (0,3-1) 0,5 9 0 4,95 0
8 1,73 (1-3) 0,5 4 0 6,92 0
7 5,48 (3-10) 0,5 1 0 5,48 0
6 17,32 (10 -30) 0,5 0 0 0 0 0
5 54,77 (30-100) 0,5 0 0 0 0 0
4 173,2 (100-300) 0,5 0 0 0 0 0
547,7 (300-1000) 0,5 0 0 0 0 0
Итого 0,5 14 0 17,35 0 0
Табл.б.Стру брраначальныхсуммарныхресурсов лицензионногоучастка 2 (площадь4422км2), принадлежащего
Средне-Каспийской НГП (площадь 268 тыс. км2 по Бражникову О.Г., 2013) по классам крупности прогнозируемых месторождений.?^ 0,5.Вариант N1
Tab6.Structureoftotal initialresources intheLicense Aena 2 (acreage4422 kmgPelongi og
to the Middle-Caspian Petroleum Province (acreage 268 thousand km2 according to Brazhnikov O.G., 2013) inhcsordanc5wit0thecizeplaasuetaeprhdicae2 Si=ds. 5 = 0.5. OpOionHI
Номер класса Средние запасы в классе, млн т. Заданная вероятность Число месторождений, попадающих на участок Извлекаемые запасы месторождений, попадающих на участок, млн т Перечень месторождений (извлекаемые запасы, млн т)
всего в том числе открытых месторождений всего в томчисле открытых месторождений
9 9,55 (Т,3-1) 9,5 12 9 6,6 9
8 1,73 (1-3) 9,5 5 9 8,65 9
7 5,48 (3-1Т) 9,5 2 9 19,96 9
6 17,32 (1Т -3Т) 9,5 1 9 17,32 9 9
5 54,77 (3Т-1ТТ) 9,5 9 9 9 9 9
4 173,2 (199-3ТТ) 9,5 9 9 9 9 9
547,7 (399-1ТТТ) 9,5 9 9 9 9 9
Итого 0,5 20 0 43,53 0 0
Во всех трех вариантах структура начальных суммарных ресурсов рассчитана с заданной вероятностью Р10, Р50 и Р90. Однако для удобства сравнения показателей ресурсной базы в таблицы вынесены данные только с заданной вероятностью Р50.
Если на оцениваемый участок попадают уже открытые месторождения, то их запасы учитываются в
общей структуре НСР и используются при последующих геолого-экономических расчетах.
Таким образом, предлагаемые подходы оценки факторов ценности объектов (перспективных участков недр) уже на начальном, предпроектном этапе, способствуют принятию оптимальных инвестиционных решений [5].
Литература
1. Имамов Р.Р. К вопросу о классификации рисков инвестиционных проектов в нефтегазовой промышленности // Актуальные вопросы современной науки : сб. мат-лов конференции. - Вып. 31. - Новосибирск : Изд-во ЦРНС, 2014. - С. 52-61.
2. Бражников О.Г. Системный подход в теории и практике исследований геологической истории Земли. - Волгоград : Эридан, 2010. - 252 с.
3. Бражников А.О. Формирование условий инвестиционной привлекательности геолого-разведочных работ ранних этапов // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. - 2014. - № 5. - С. 15-21.
4. Бражников А.О. Экономическая модель производства ГРР ранних этапов // Нефть, газ и бизнес. - 2014. - № 5. - С. 23-27.
5. Новиков А.А., Делия С.В., Репей А.М., Бражников О.Г., Махонин М.В. Перспективы поисков крупных скоплений нефти и газа в подсолевых отложениях западной части Прикаспийской впадины // Геология, нефтегазоносность и освоение ресурсов Нижнего Поволжья и акватории Каспия : сб. науч. ст. - Вып. 68. - Волгоград : ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть», 2009. - С. 4-24.
6. Нефтяные и газовые месторождения СССР : в 2 кн. Книга 1. Европейская часть СССР / Под ред. С.П. Максимова. - М. : Недра, 1987. - 358 с.
References
1. Imamov R.R. Classification of investment risks projects in petroleum industry. Aktual'nye voprosy sovremennoi nauki: sb. mat-lov konferentsii. Vyp. 31. Novosibirsk: Izd-vo TsRNS; 2014. pp. 52-61.
2. Brazhnikov O.G. Systems approach in theory and practice of studies of Earth geological history. Volgograd: Eridan; 2010. 252 p.
3. Brazhnikov A.O. Formation of conditions for investment attractiveness of the early stages of exploration works. Problemy ekonomiki i upravleniya neftegazovym kompleksom. 2014;(5):15-21.
4. Brazhnikov A.O. The economic model of the early stages of exploration works. Neft', gaz i biznes. 2014;(5):23-27.
5. Novikov A.A., Deliya S.V., Repei A.M., Brazhnikov O.G., Makhonin M.V. Opportunities for large oil and gas accumulations exploration in subsalt formations of the western Caspian depression. In: Geologiya, neftegazonosnost' i osvoenie resursov Nizhnego Povolzh'ya i akvatorii Kaspiya: sb. nauch. st. Vyp. 68. Volgograd: OOO «LUKOIL-VolgogradNIPImorneft'», 2009. pp. 4-24.
6. Oil and gas fields of the USSR. Book 1, European part of the USSR. In: S.P. Maksimov, ed. Moscow: Nedra; 1987. 358 p.
