ТЕОРЕТИЧЕСКИЕОСНОВЫИ ТЕХНОЛОГИИПОИСКОВ И РАЗВЕДКИНЕФТИ И ГАЗА Выпуск №1

№1/2012 (1)

12012

ТЕОРЕТИ

ЧЕСКИЕ О

СНО

ВЫ И

ТЕХНО

ЛОГИ

И П

ОИ

СКОВ И

РАЗВЕДКИ

НЕФ

ТИ И

ГАЗА

РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМ. И.М. ГУБКИНА • НАУЧНООБРАЗОВАТЕЛЬНЫЙ ЦЕНТР «МОДЕЛИРОВАНИЕ НЕФТЕГАЗОВЫХ

ГЕОСИСТЕМ И ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНОВ» • НАУЧНОИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ПРОЕКТНЫЙ ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА

АДРЕС РЕДАКЦИИ

Почтовый адрес: 119991, г. Москва, Ленинский проспект, 65, корпус 1, ком. 832 РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ и ГАЗАимени И.М. Губкина, кафедра теоретических основ поисков и разведки нефти и газа

Телефон: (8-499) 135-85-26Сайт: http://www.gubkin.rue-mail: [email protected]

№12012

Главный редактор: Керимов В. Ю– д. г.-м. н., профессор, зав. кафедрой теоретических основ поисков и разведки

нефти и газа РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Зам. главного редактора: Лобусев А. В.– д. г.-м. н., профессор, декан факультета геологии и геофизики нефти и газа,

зав. кафедрой промысловой геологии РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Члены редколлегии:

Гаврилов В. П.– д. г.-м. н., профессор, зав. кафедрой геологии РГУ нефти и газа

им. И.М. Губкина

Гридин В. А.– д. г.-м. н., доцент, зав. кафедрой геологии нефти и газа Северо-Кавказского

государственного технического университета

Гулиев И. С.– д. г.-м. н., профессор, зам. директора по научной работе Института Геологии

Национальной Академии Наук Азербайджана

Дмитриевский А. Н.– академик РАН, д. г.-м. н., профессор, директор Института проблем нефти

и газа РАН, зав. кафедрой моделирования месторождений углеводородного сырья РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Ермолкин В. И.– д. г.-м. н., профессор кафедры теоретических основ поисков и разведки

нефти и газа РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Карнаухов С. М.– к. г.-м. н., начальник Управления геологоразведки, лицензирования и недро-

пользования ОАО «Газпром»

Котенев Ю. А.– д.т.н., профессор, зав. кафедрой геологии и разведки нефтяных и газовых

месторождений Уфимского государственного нефтяного технического университета

Мартынов В. Г.– к. г.-м. н., д. э. н., профессор, ректор РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина,

действительный член Международной Академии высшей школы (2006), действительный член Российской академии естественных наук по секции нефти и газа

Мурадов А. В.– д.т.н., проректор по научной работе РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина,

профессор

Шилов Г. Я.– д. г.-м. н., профессор, зам. начальника отдела геологии и разработки морских

месторождений ДОАО ЦКБН ОАО «Газпром»

Ответственный секретарь: Монакова А. С.

Редакционная коллегия:

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И ТЕХНОЛОГИИ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТИ И ГАЗА • №1/2012 (1)

Содержание

№1 3 В.Ю. Керимов. ОТ ГЛАВНОГО РЕДАКТОРА

4 ИНФОРМАЦИЯ О ЖУРНАЛЕ

6 А.В. Лобусев, В.Ю. Керимов, Н.Л. Цветкова. XIX ГУБКИНСКИЕ ЧТЕНИЯ – ИННОВАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРОГНОЗА, ПОИСКОВ, РАЗВЕДКИ И РАЗРАБОТКИ СКОПЛЕНИЙ УВ И ПРИОРИ-ТЕТНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ РЕСУРСНОЙ БАЗЫ ТЭК РОССИИ

9 А.Н. Дмитриевский. ФУНДАМЕНТАЛЬНЫЙ БАЗИС ИННОВАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ПРО-ГНОЗА, ПОИСКА И РАЗВЕДКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА – ФУНДАМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

20 В.В. Черепанов, С.М. Карнаухов, В.А. Скоробогатов. РОССИЙСКИЙ ГАЗ В XXI ВЕКЕ

24 И.С. Гулиев, В.Ю. Керимов. СВЕРХГЛУБОКИЕ УГЛЕВОДОРОДНЫЕ СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ ИХ ПРОГНОЗА

33 Виграла Бьорн. МОДЕЛИРОВАНИЕ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ СИСТЕМ ДЛЯ УЛУЧШЕННОЙ ОЦЕНКИ ТРАДИЦИОННЫХ И НЕТРАДИЦИОННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

35 В.И. Высоцкий, В.И. Ермолкин. ПРОГНОЗ ОСВОЕНИЯ МИРОВЫХ РЕСУРСОВ

41 В.Ю. Керимов, О.И. Зайцев, A.В. Пузин, Спахич Дарко, Т.Э. Топалова. МОДЕЛИРОВАНИЕ НЕФТЕГАЗОВЫХ ГЕОСИСТЕМ И ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНОВ

51 А.О. Ковалев. РЫНОЧНЫЕ МЕХАНИЗМЫ ИНВЕСТИЦИЙ В ГЕОЛОГОРАЗВЕДКУ − ИННОВАЦИОННЫЙ ДВИГАТЕЛЬ РАЗВИТИЯ ОТРАСЛИ

53 В.Ю. Керимов, В.И. Ермолкин. ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ НА НЕФТЬ И ГАЗ В РОССИЙ-СКОЙ ФЕДЕРАЦИИ − СОСТОЯНИЕ, ПЕРСПЕКТИВЫ И ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ

59 Л.В. Милосердова, Тунг Фи Мань. КОСМИЧЕСКИЕ ОБРАЗЫ РАЗЛИЧНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

63 Е.Г. Абарбанель. ПОЛУЧЕНИЕ СЕЙСМИЧЕСКОГО ВРЕМЕННОГО И ГЛУБИННОГО РАЗРЕЗА ВТОРЫХ ГАРМОНИК С ЦЕЛЬЮ УЛУЧШЕНИЯ ПРОСЛЕЖИВАЕМОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ГОРИ-ЗОНТОВ, ЗАЛЕГАЮЩИХ НА ГЛУБИНЕ ДО 1 КМ, ДЛЯ МЕТАНОУГОЛЬНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

69 В.В. Кульчицкий. ГЕОНАВИГАЦИЯ КИБЕРСКВАЖИН

74 Н.Л. Цветкова. ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА НЕТРАДИЦИОННЫХ РЕСУРСОВ СЛАНЦЕВЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ В МИРЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ В РОССИИ (НА ПРИМЕРЕ КУМСКОЙ СВИТЫ)

81 О КАФЕДРЕ ТЕОРЕТИЧЕСКИХ ОСНОВ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТИ И ГАЗА РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМ. И. М. ГУБКИНА

84 ИНФОРМАЦИЯ ДЛЯ АВТОРОВ


3

Вышел в свет первый номер научного журнала «Теоретиче-ские основы и технологии поисков и разведки нефти и газа», с чем поздравляю всех представителей нефтегазовой геологической науки, образования и промышленности.

Обстановка с производством и потреблением энер-гии в России складывается не так оптимистически, как это предусматривалось в топливно-энергетических программах до 2020 и 2030 годов. С 2004 года наступил этап отставания обеспеченности энергией от растущего потребления. По данным института энергетики РАН к 2020 году прогно-зируется существенное снижение выработки энергии до 90 ГВт, в том числе за счет топливно-энергетического сырья – 23 ГВт, при росте потребности до 370 ГВт. Дефицит энергии составит почти 75%. Наиболее тревожное положе-ние складывается в нефтяной промышленности. После рез-кого падения добычи нефти в начале 90 годов, с 1999 г. до 2011 г. объем добычи нефти и газового конденсата вырос. Но рост добычи происходил без увеличения финансирова-ния и объемов ГРР. Этот рост обеспечивался, в основном, противодавлением на устье скважин, что ведет к прежде-временному истощению и росту обводненности природных залежей нефти. Соответственно, рост темпов прироста добычи нефти и конденсата, наблюдавшийся с 2000 г., в 2003–2004 г., достиг 10,99 – 8,89%, но уже в 2005 г. со-ставил всего 2,44%, а в 2008 г. – 1,87%, и в 2009 г. – 1,18%, 2010 г. – 1,44%.

Каждый раз, когда мы думаем, что кончается нефть, оказывается, что кончаются идеи. С появлением новых идей положение дел, как правило, восстанавливается. Какие же идеи могут помочь в настоящее время восполнить и обеспечить ресурсную базу нефтегазовой индустрии Рос-сии? Прежде всего, следует иметь в виду, что любые тех-нологии ведения поисковых работ эффективны до тех пор, пока существует задел фундаментальной науки по проблеме условий локализации полезного ископаемого. Открытие залежей нового типа может иметь место лишь в том случае, если есть более совершенные теоретические предпосылки. Акад. А.В.Сидоренко писал, что найти в так называемых старых добывающих районах новые месторождения, хотя эти районы более доступны для поисков, очень сложная задача, требующая научного пересмотра традиционных геологических концепций для данного района, новых научных обоснований. Очевидно, что поиски углеводоро-дов должны опираться на учении об их генезисе и законо-мерностях размещения разработанных с позиций единого процесса образования углеводородов, что позволяет установить влияние на него экзогенных и эндогенных факторов, увязать процессы преобразования органического вещества в диа- и катагенезе с эндогенными энергетически-ми и флюидодинамическими процессами, оценить влияние флюидонасыщенных зон Земли на особенности формирова-ния месторождений нефти и газа в земной коре. Подобные теоретические построения должны базироваться на лучших достижениях Российской нефтегазовой геологической науки – гипотез и теорий, разработанных И.М. Губкиным, А.А. Бакировым, Н.Б. Вассоевичем, Э.М. Галимовым,

В.П. Гавриловым, А.Н. Дмитриевским, А.Э. Конторовичем, Н.А. Кудрявцевым, П.Н. Кропоткиным, В.Б. Порфирьевым, Б.А. Соколовым и др., и на их постоянном совершенство-вании, что даст возможность выйти на новый уровень научных обобщений и расширить прогностическую базу теоретических построений. Академик А.Н. Дмитриевский пишет, что нефтяная и газовая промышленность России на рубеже двух веков оказалась перед невиданными вызовами, которые создают необходимость смены парадигмы техноло-гического развития нефтегазового комплекса России.

На мой взгляд, необходимо приступить к созданию и реализации иновационных технологий. Учрежденный нами научный журнал «Теоретические основы и техно-логии поисков и разведки нефти и газа» должен служить вышеуказанным задачам – созданию и совершенствованию фундаментального базиса и парадигмы технологическо-го и инновационного развития нефтегазового комплекса России. Тематика научных публикаций журнала охватывает следующие проблемы: энергетическая стратегия России; фундаментальный базис инновационного развития энерге-тического комплекса России; научные основы и инноваци-онные технологии поисков, разведки и освоения месторо-ждений УВ; генезис, условия формирования и закономер-ности размещения месторождений УВ; интеграция высшего образования, науки и нефтегазовой промышленности. На страницах журнала будут освещаться наиболее инте-ресные материалы конференций, форумов, конгрессов. Первый номер журнала посвящен XIX Губкинским чтениям, в него включены заслушанные на чтениях доклады.

Не случайно, что инициатором создания журнала является кафедра теоретических основ поисков и развед-ки нефти и газа Российского государственного университе-та нефти и газа имени И. М. Губкина, первым заведующим которой был академик Иван Михайлович Губкин (1871–1939) – основоположник высшего нефтегазового образо-вания в России. По его инициативе в Московской горной академии (МГА) была организована кафедра нефтяного дела. В последующем кафедрой руководили известные уче-ные С.Ф. Федоров, М.Ф. Мирчинк, И.О. Брод, А. А. Бакиров, Э. А. Бакиров, внесшие огромный вклад в создание и разви-тие научной школы по разработке теоретических проблем нефтегазовой геологии.

Надеюсь, что научный журнал «Теоретические основы и технологии поисков и разведки нефти и газа» станет трибуной для развития и дискуссий по теоретическим проблемам нефтегазовой геологии, технологического и инновационного развития нефтегазового комплекса России и будет полезен ученым и специалистам вузов, научно-исследовательских и производственных органи-заций, занимающимся поисками, разведкой и освоением месторождений нефти и газа.

ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР ЖУРНАЛА, ЗАВЕДУЮЩИЙ

КАФЕДРОЙ «ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПОИСКОВ

И РАЗВЕДКИ НЕФТИ И ГАЗА» РГУ НЕФТИ И ГАЗА

ИМ. И. М. ГУБКИНА, ПРОФЕССОР В. Ю. КЕРИМОВ

Уважаемые коллеги!


4

Научный журнал «Теоретические основы и технологии по-

исков и разведки нефти и газа» основан в 2012 г., зарегист-

рирован в Федеральной службе по надзору в сфере связи,

информационных технологий и массовых коммуникаций

за № ПИФС 77-408509 от 13.02.2012.

Учредители журнала:РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина; Научно-образовательный центр «Моделирование

нефтегазовых геосистем и осадочных бассейнов» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина;

Научно-исследовательский проектный институт нефти и газа (Москва).

Тематика научных публикаций журнала охватывает следующие проблемы: • энергетическая стратегия России; • фундаментальный базис инновационного развития энергетического комплекса России; • генезис, условия формирования и закономерности размещения месторождений УВ; • научные основы и инновационные технологии поисков, разведки и освоения месторождений УВ; • интеграция высшего образования, науки и нефтега-зовой промышленности.

Периодичность выпуска журнала – один раз в квартал на русском языке и итоговый номер на английском языке.

ЖУРНАЛ ВКЛЮЧАЕТ РУБРИКИ:

1. Геоэнергетика: • энергетическая стратегия России на период до 2030 г.; • ресурсно-инновационное развитие экономики России; • энергоэффективность и ресурсосбережение в нефтега-зовом комплексе; • первичные энергоресурсы и топливно-энергетический баланс; • стратегия геологоразведочных работ в России; • новые глобальные нефтегазовые проекты.

2. Георесурсы:• фундаментальный базис инновационного развития нефтяной и газовой промышленности; • мировые ресурсы нефти и газа; • рациональное природопользование.

3. Научные основы прогноза, поисков и разведки УВ: • развитие теоретических основ прогнозирования, поисков и разведки месторождений УВ; • новые подходы к нефтегазогеологическому районирова-нию, оценке прогнозных ресурсов УВ; • фундаментальные проблемы оценки перспектив нефтегазоносности и ресурсного потенциала осадочных бассейнов, прогноза уникальных и крупных месторождений углеводородов, в том числе на шельфе окраинных и вну-тренних морей России и на больших глубинах; • геофлюидодинамические основы нефтегазоносности;• генезис нефти и газа и формирование месторождений углеводородного сырья; • нетрадиционные источники углеводородного сырья (газогидраты, метан угольных пластов, газ плотных коллек-торов, в том числе сланцевый газ, газ больших глубин, газ, растворенный в пластовых водах, битумы и сверхтяжелая нефть, трудноизвекаемые запасы и т.д.).

4. Технологии прогноза, поисков и разведки УВ: • моделирование нефтегазовых геосистем;• геологическое и гидротермодинамическое моделиро-вание; • бассейновое моделирование;• стратегия развития геологоразведочных работ на нефть и газ в морских акваториях;• перспективы технологического развития нефтяной и газовой промышленности России;• разработка новых методов и технологий, в том числе дистанционного зондирования из космоса с целью повыше-ния эффективности прогноза, поисков и оценки месторо-ждений УВ; • создание комплексных междисциплинарных техноло-гий исследования глубинного строения Земли для целей прогноза и поисков глубокозалегающих месторождений УВ.

Информация о журнале

7


и разработки месторождений нефти и газа»), начальника управления геологоразведки, лицен-зирования и недропользования ОАО «Газпром» С.М. Карнаухова («Российский газ в XXI веке»), заместителя директора института геологии Ака-демии Наук Азербайджана академика И.С. Гу-лиева («Сверхглубокие углеводородные систе-мы и технологии их прогноза»), управляющего директора Аахенского технологического центра (Германия) компании «Schlumberger» доктора Бьорна Вигралы («Применение технологий бас-сейнового моделирования с целью более точной оценки традиционных и нетрадиционных ресур-сов УВ»), заместителя генерального директора ОАО «ВНИИЗАРУБЕЖГЕОЛОГИЯ» В.И. Высоцко-го («Мировые ресурсы нефти и газа и прогноз их освоения»), генерального директора ОАО «Центр Наукоёмких Технологий» А.О. Ковалёва («Рыноч-ные механизмы инвестиций в геологоразведку – инновационный двигатель развития отрасли»).

Всего в ходе работы конференции было заслу-шано 65 устных и 34 стендовых докладов по пяти секциям: Геология, прогноз, поиски и разведка УВ; Полевая и промысловая геофизика; Разра-ботка и освоение месторождений УВ; Инноваци-онные технологии «Шлюмберже»; Молодежная секция (доклады студентов, магистрантов и ас-пирантов).

На секции «Геология, прогноз, поиски и раз-ведка УВ» было представлено 14 докладов. Среди них были интереснейшие доклады В.А. Скоро-богатова (ОО «Газпром ВНИИГАЗ») – «Перспек-тивы открытия гигантских газосодержащих ме-сторождений в осадочных бассейнах Северной Евразии», В.Ю. Керимова (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина) – «Моделирование нефтегазовых геосистем и геологоразведочного процесса», В.И. Высоцкого (ОАО «ВНИИЗАРУБЕЖГЕОЛО-ГИЯ») – «Ресурсный потенциал газосланцевых формаций мира и прогноз его освоения», В. Е. Ки-ченко (центр «Газовые ресурсы») – «Прогноз от-крытия новых нефтегазоконденсатных месторо-

ждений в арктических районах Западной Сибири (юрские и нижнемеловые отложения)», Д.А.-Д. Гу-сейнова (Институт геологии Национальной Ака-демии Наук Азербайджана) – «Современная флюидодинамика Южно-Каспийского бассейна: новые подходы и решения», Л.В. Милосердовой (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина) – «Косми-ческие образы крупнейших месторождений нефти и газа», Ю.Н. Гололобова (ФГУНПП «Сев-моргео») – «Гравитационные вещественно-струк-турные парагенезисы современных и древних реликтовых океанических впадин и их нефтега-зоносность» и др.

На секции «Полевая и промысловая гео-физика» было заслушано и обсуждено 16 до-кладов. С докладами выступили зав. лаборато-рий Е.Г. Абарбанель (ОАО «Газпром промгаз»), профессор Г.М. Золоева (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), профессор Д.А. Кожевников (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), профес-сор С.Ю. Пигузов (РГУ нефти и газа им. И.М. Губ-кина), доцент Н.Е. Лазуткина (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), доцент А.В. Городнов (РГУ неф-ти и газа им. И.М. Губкина), профессор А.И. Ипатов (ОАО «Газпромнефть НТЦ»), профессор М.И. Кре-менецкий (ОАО «Газпромнефть НТЦ») и др.

В секции «Разработка и освоение месторожде-ний УВ» заслушаны 11 докладов на различные

темы. С докладами выступали: А.В.

Быкадоров

(ООО «Лукойл-Инжиниринг») – «Исследование влияния геолого-физических характеристик месторождений ОАО «Лукойл» на коэффици-ент нефтеотдачи при водогазовом воздействии на пласт», О.П. Давыдова (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина) – «Оценка неупругих дефор-маций глинистых пород», В.В. Кульчицкий (НТО нефти и газа им. И.М. Губкина) «Геонавигация скважин», С.А. Редикульцев (ЗАО «РОСПАН ИН-ТЕРНЕШНЛ») – «Оценка вертикальной анизотро-пии проницаемости при разработке горизонталь-ными скважинами слоистых нефтегазоносных пластов с подстилающей водой» и др.

XIX ГУБКИНСКИЕ ЧТЕНИЯ8


Большим интересом пользовались доклады, сделан-ные на специальной секции «Инновационные технологии «Шлюмберже», где было заслушано 7 докладов, обсуждались вопросы моделирования нефтегазоносных бассейнов с ис-пользованием программы PetroMod в России и за рубежом. С докладами выступали специалисты этой компании док-тор Бьорн Виграла, Д. Спахич, О.Ю. Зайцев, Т.Э. Топалова, Е.А. Лавренова, А.В. Скрынникова.

На молодежной секции выступили 14 представителей различных ВУЗов страны. Были заслушаны 32 доклада ас-пирантов, магистрантов и студентов из РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Мурманского государственного техниче-ского университета, Ухтинского государственного техниче-ского университета, ФГУП «ВНИГРИ», и др.

В рамках XIX Губкинских чтений состоялось заседание секции «Совершенствование подготовки специалистов, ба-

калавров и магистров в области геологии, геофизики и раз-работки месторождений нефти и газа», на которую приехали деканы и заведующие кафедрами нефтегазовых и техниче-ских ВУЗов из различных городов России: Москвы, Самары, Санкт-Петербурга, Ставрополя, Уфы.

Впервые за историю Губкинских чтений под руковод-ством д.г.-м.н., проф. В.Ю. Керимова и к.г.-м.н. Е.А. Лавре-новой были организованы учебные курсы «Моделирование осадочных бассейнов и УВ систем», которые пользовались особой популярностью среди аспирантов, магистрантов и студентов – участников чтений. Программа курса включала вопросы: От бассейнового анализа до численного бассейново-го моделирования; История развития метода; Генерационно-аккумуляционные УВ системы; Математический аппарат, применяемый в ПО PetroMod; Построение стратегии моде-лирования. Стадийность исследования; Ограничения мето-да численного бассейнового моделирования и практические занятия.

Итоги XIX Губкинских чтений позволяют отметить:– высокий научно-исследовательский уровень результа-тов исследований и разработок;– необходимость совершенствования фундаментально-го базиса инновационного развития нефтяной и газовой промышленности;– необходимость смены парадигмы технологического развития нефтегазового комплекса России;– необходимость улучшения структуры ресурсной базы нефти и газа в России;– необходимость освоения и разработки нетрадицион-ных ресурсов УВ (сланцевый газ и сланцевая нефть, газо-гидраты, природные битумы и др.);– актуальность интенсификации геолого-геофизиче-ского изучения и оценки углеводородного потенциала но-вых, слабо освоенных территорий и акваторий (Восточ-ной Сибири, шельфов Арктических морей и т.п.);– неослабевающий интерес к проблемам повышения качества геолого-геофизического прогноза;– высокий нефтегазовый потенциал глубокозалегаю-щих отложений в ряде регионов и необходимость разви-тия технологий их освоения;– необходимость внедрения инновационных технологий добычи УВ для повышения эффективности эксплуатации месторождений нефти и газа и увеличения конечной неф-те- и газоотдачи;– важность внедрения новых технологий создания и обслуживания объектов нефтегазового обустройства и инфраструктуры для снижения капитальных и экс-плуатационных затрат и, как следствие, эффективного вовлечения в разработку труднодоступных и трудноиз-влекаемых запасов УВ;– определяющее значение современных информацион-ных технологий для обеспечения конкурентоспособности процессов поиска, разведки и добычи нефти и газа;– возрастающее внимание к вопросам внедрения инно-вационного образования и подготовке «кадров будущего» в нефтегазовой отрасли.

9


А.Н. ДМИТРИЕВСКИЙ

Нефтяная и газовая промышленность России на рубеже двух веков оказалась перед невиданными вызовами, которые

создают необходимость смены парадигмы техно-логического развития нефтегазового комплекса России. Сейчас нефтегазодобыча в традицион-ных регионах, поставляющих основные объёмы нефти и газа, характеризуется:• концентрацией нефтедобычи на месторожде-ниях с высокопродуктивными запасами;• резким уменьшением доли активных и увели-чением доли трудноизвлекаемых запасов нефти;• снижением среднего коэффициента нефтеот-дачи как по отдельным регионам, так и по стране;• завершением эпохи месторождений-гиган-тов с уникальными запасами нефти и газа, экс-плуатация которых началась в 60-е и 70-е годы прошлого века;• стремительным истощением запасов дешёво-го сеноманского газа традиционных месторожде-ний Западной Сибири;• исчерпанием нефтегазовых запасов на глуби-нах до трех километров.

Особенно трудное положение сложилось в настоящее время в нефтяной промышленно-сти. Ни одной нефтедобывающей стране не при-ходилось решать в относительно короткий отре-зок времени столь кардинальных и масштабных проблем. Нас подвело, как всегда, наше богат-ство: это огромное число крупных и гигантских месторождений с легкой маловязкой нефтью, размещающейся в природных резервуарах с высокоёмкими коллекторами. Для подобных месторождений была создана тщательно отра-ботанная технология поддержания пластового давления, что давало возможность оставлять «до лучших времён» часто очень крупные место-рождения, но с параметрами, не позволяющи-ми использовать эту технологию. И вот такие времена наступили, но они оказались не луч-шими, особенно для реализации дорогостоящих технологий в условиях мирового финансового кризиса.

Естественное истощение традиционных ме-сторождений, как правило, на глубинах, не пре-вышающих 2–3 км, вызывает необходимость

масштабного промышленного освоения глубин 3–5 км, а в некоторых регионах 5–7 км.

Большие глубины – это более сложные горно-геологические условия, иная флюидодинамика, развитие изменённых катагенетическими преоб-разованиями коллекторов нефти и газа, это бо-лее высокие пластовые температуры и давления. Необходимы новые научно-технические и техно-логические решения как для обоснования нефте-газоносности глубин 7–10 км, так и для возмож-ности реальной нефтегазодобычи с этих глубин. В последние годы накоплены убедительные дока-зательства достаточно широкого распростране-ния энергоактивных и флюидонасыщенных зон в литосфере.

Механизм формирования энергоактивных зон Земли. Постоянное эндогенное энергетиче-ское воздействие приводит к формированию пространственно-временных геологических структур, в которых происходит образование суммарного энергетического поля, названного автоволновым полем [2]. При этом возможна:• аккумуляция энергии, что приводит к форми-рованию энергоактивных зон литосферы;• трансформация энергии;• диссипация с частичным накоплением энер-гии, что обеспечивает стабильность существова-ния геологической структуры как диссипативной на потоке энергии и определяет время жизни та-ких структур.

Знание энергетики и динамики простран-ственно-временных геологических структур зон важно для решения задач нефтяной геологии и геофизики [1, 2]. Они являются либо зонами генерации нефти и газа, либо транзитными зо-нами (коровыми волноводами – КВ), в которых происходит процесс накопления глубинных угле-водородов.

Движущей силой указанных процессов явля-ется организованная в результате формирования локальных когерентностей энергия в дальнем инфракрасном диапазоне теплового спектра электромагнитного поля и гиперзвуковой части акустического спектра. С этим же диапазоном электромагнитного спектра связана энергия су-прамолекулярных структур, приводящих, в ко-

Фундаментальный базис инновационных технологий прогноза, поиска и разведки месторождений нефти и газа – фундаментальные исследования

А.Н. ДМИТРИЕВСКИЙ – академик РАН, директор Института проблем нефти и газа РАН, Москва, Россия



нечном счете, к минеральному синтезу углеводородов. В этом случае эмиссионные спектры террагерцевого диапазона име-ют наибольшие амплитуды, так как локальные коллективные эффекты подкрепляются молекулярными спектрами.

Традиционные решения задач глобальной геодинамики, исходящие из теории конвективных потоков в мантии, осно-ваны на построении структуры вязко-пластических течений вещества в недрах Земли в геологическом масштабе време-ни. Эти построения учитывают, в основном, тепловые эффек-ты и диффузионно-конвективный способ передачи энергии и не описывают механизмы формирования энергоактивных зон в геологической среде. В задачах локальной геодинами-ки доминируют процессы кумулятивного характера, в кото-рых проявляется собственная энергия геологической среды в тектонических и геофизических процессах. Для их реше-ния требуются физико-математические модели нелинейных взаимодействий в системе физических полей, учитывающие накопленную энергию геологической среды.

Молекулярные спектры в диапазоне частот 0–1 Гц отража-ют кооперативные флуктуации, длительность которых лежит в макроскопическом диапазоне. Они становятся значимыми для реализации геодинамических процессов, если происходят синхронно в объемах геологических тел. Это возможно при достижении фонового равновесия среды на основе длинно-волнового флуктуационного электромагнитного поля.

Эндогенные энергические потоки приводят к формирова-нию зон с избыточной энергией. В процессе эволюции проис-ходит структурирование энергетического потенциала Земли, то есть пространственно-временные формы ее энергетики состоят из различных элементарных звеньев: каналов и по-токов энергии, очагов и энергоактивных зон. Энергоактив-ные зоны Земли формируются в результате взаимодействия геологической среды с потоками энергии и физическими по-лями различной природы [3]. Это обусловлено спецификой локальной неоднородности ее вещественного состава, когда среда состоит из определенных структурных форм, микро-резонаторов, характеристики которых определяют спектр поглощения и излучения энергии этой средой. В этих зонах происходит аномальное поглощение энергии физических полей, диссипация энергии из этих зон в виде различных из-лучений, эмиссии, а также преобразования энергии внутри зоны, приводящие к автоволновой и автосолитонной дина-мике, нелинейной флюидодинамике и т.д.

Свою активность ЭАЗ проявляют в физических полях. В частности, даже при малом (низкочастотном) воздействии от различных источников, которые постоянно присутствуют в недрах Земли, эти зоны начинают «светиться» в сейсми-ческих и акустических диапазонах час тот, вызывая сейсмо-акустическую эмиссию. Природа эмиссии – трансформация собственной энергии среды в различные локально неустой-чивые состояния, которые становятся источниками излуче-ния при различных воздействиях. Это может быть реализо-вано: 1) в защемленных неравновесных состояниях, которые формируются во фрактальных структурах среды и при сня-тии сдерживающих факторов могут проявиться в динамике геосреды в виде импульсных источников упругих колебани-ях; 2) в элементах структуры геосреды – резонаторах, акку-

мулирующих энергию по механизмам, аналогичным микро-волновым биллиардам; 3) в автоколебательных структурах, формирующихся в капиллярных каналах, например, при несмешивающемся вытеснении нефти в пористых средах; 4) в структурах химического потенциала, которая представ-лена в молекулярных спектрах широкого частотного диапа-зона, включая террагерцы.

Метод эмиссионной сейсмической томографии позво-ляет наблюдать источники сейсмической эмиссии в объе-ме геологической среды в режиме реального времени. Он был разработан в ИФЗ РАН для наблюдения за удаленными источниками в низкочастотном диапазоне. Метод усовер-шенствован в ИПНГ РАН и адаптирован к анализу более вы-соких частот для исследования энергетического состояния геологической среды и энергетики месторождений нефти и газа. Стационарные ЭАЗ в литосфере проявляются в виде зон сейсмической эмиссии. Их существование обосновано пространственно-временной стабильностью картины рас-пределения энергии микросейсмических колебаний. При этом источники эмиссии локализованы и характеризуются четкими параметрами.

При построении физико-математических моделей нели-нейной динамики в ЭАЗ волнового (солитонного) и автовол-нового (автосолитонного) типа учитываются связи между электромагнитными и сейсмоакустическими полями, между энергетическими параметрами химического потенциала геологической среды и ее флюидонасыщенностью. Уравне-ния солитонной динамики для огибающих сейсмического диапазона частот поля деформаций, где энергия движения солитона подпитывается электромагнитным полем, имеют вид двойного нелинейного уравнения Шредингера. Метод эмиссионной сейсмической томографии позволяет фикси-ровать движения солитона в ЭАЗ (рис. 1). На рисунке виден медленно всплывающий внутри разломной зоны источник сейсмического излучения – солитон, свечение которого вре-менно прекращается после низкочастотного возмущения, затем снова появляется спустя 20 минут, продолжая движе-ние вверх с тех глубин, где пропало прежнее свечение. Этот эффект объясняется нарушением при низкочастотном воз-действии когерентного фона высокочастотных сейсмоаку-стических колебаний, огибающей которых является солитон, в силу изменения параметров микрорезонаторов в структу-ре геологической среды. Скорость вертикального движения около 10 м/с, что на два порядка ниже скорости сейсмиче-ской волны и соответствует теоретически определяемой ско-рости солитона.

Иными свойствами обладают уединенные состояния – автосолитоны – в диссипативных неравновесных системах с динамикой флюидной компоненты, в которых процесс установления к равновесному состоянию носит не осцилли-рующий, а релаксационный характер. Они могут образовы-ваться только при наличии подкачки энергии от внешнего распределенного источника, характеристика которого опре-деляется эндогенными энергетическими потоками.

Механизм формирования флюидонасыщенных зон Земли. Геологические объекты – это открытые системы, раз-витие которых определяется глобальными процессами энер-

11


гетики, дегазации и динамики Земли. Они представляют собой сложные системы, состоящие из многочисленных под-систем и элементов. Строение геологических систем опреде-ляется различными природными факторами, что отра жается в структуре системы. Подсистемы и элементы единой целост-ной природной системы по-разному реагируют на одно и то же энергетическое воздействие. Одни из них аккумулируют энергию, другие реагируют изменением структуры и параме-тров, третьи, имеющие высокие барьерные свойства (низкую чувствительность), пропускают энергию, не задерживая и не изменяя ее. Все эти подсистемы и элементы единой целост-ной природной системы находятся в постоянном развитии. Под воздействием меняющегося во времени эндогенного энергетического потока формируются пространственно-вре-менные диссипативные структуры. Следовательно, каждая подсистема и элементы имеют свои энергетические параме-тры, меняющиеся во времени. Отсюда следует важный вы-вод, что геосистема в целом формирует некое обобщенное энергетическое поле, или автоволновое поле, которое само-организуется за счет элементарных энергетических полей подсистем и элементов сложно построенного неоднородного, но единого целостного геологического тела. Автоволновое поле отражает состояние системы физических полей данного геологического тела. Оно саморегулируется и саморазвива-ется под влиянием постоянно меняющегося во времени энер-гетического потока.

При флюидизации диссипативной гетерогенной геоси-стемы формируются конкурирующие энергетические и флю-идные неравновесные, неустойчивые структуры, активность которых контролируется автоволновым полем.

Энергетическая и флюидная подпитка вызывает уве-личение неравновесности и неустойчивости системы. Рост неустойчивости приводит к формированию флуктуаций, которые при увеличении энергетического и флюидного воз-действия преобразуются в автосолитоны. Компромисс между энергией, флюидом и структурой среды приводит к форми-рованию статических, пульсирующих или бегущих автосо-литонов. Последующая энергетическая и флюидная накач-ка переводит уединенные состояния автосолитонного типа

в новое структурное флюидно-энергетическое состояние. Реализация процессов флюидизации имеет свою специфику в каждой из подсистем и элементов сложной неоднородной геологической системы. Таким образом, автосолитоны – это диссипативные неравновесные структуры, образованные в результате конфликта энергетических и флюидодинамиче-ских процессов.

По-иному процессы флюидизации происходят в однород-ной геосистеме. В результате постоянного энергетического воздействия в нелинейных диссипативных однородных по строению геологических системах (подсистемах, элемен-тах) формируются коллективные явления, что способствует их переводу в когерентное состояние. Когерентное состоя-ние формирует энергетическую структуру геосистемы, кото-рая препятствует флюидизации системы. Флюид стремится разрушить энергетическую когерентную структуру и увели-чить флюидонасыщенность системы, а энергия, накоплен-ная в геосистеме, препятствует реализации этого процесса. Флюидизация приводит к появлению флюидизированных очагов и росту неоднородности в геосистеме. Формирование неоднородностей в конеч ном счете разрушает когерентную среду геосистемы, чем обеспечивается полная флюидизация геологического тела.

Геофизическими работами на глубинах 10–25 км, 55–80 км, 110–120 км установлены флюидонасыщенные зоны, которые характеризуются инверсиями сейсмических скоро-стей, изменениями электропроводности и другими аномаль-ными эффектами. В геосферных оболочках Земли на разных глубинах установлены слои пониженной вязкости. По-види-мому, подобные «аномалии», или флюидонасыщенные зоны, к которым относятся коровые волноводы, астенолинзы, асте-нолиты, да и астеносфера в целом, образовались в результа-те эндогенного энергетического и флюидного воздействия, что привело к формированию пространственно-временных диссипативных структур, активность флюидизации которых контролируется автоволновыми процессами.

Верхняя кора отличается характерной трещиноватой структурой. Она в наибольшей степени (по сравнению с нижней и средней корой) разбита разломами и трещинами

Рис. 1. Пассивный мониторинг нефтяного месторождения

(Западная Сибирь) с использованием метода эмиссионной

сейсмической томографии:

Сейсмоэмиссионные изображения среды для последовательных временных интервалов до (а, б), во время (в) и после (г) низкоча-стотного сейсмического события. Цифры – начало временного интервала в секундах относительно времени сильной низкоча-стотной фазы. Длина временного окна при расчёте изображения 100 с. Ребро куба 6 км. Использована 60-канальная поверхност-ная площадная сейсмическая группа

а б в г

–210 –110 –10 –90



различных размеров. Типичными для нее являются так назы-ваемые листрические, разломы, которые имеют специфиче-скую форму. Они фиксируются в виде вертикальных разло-мов в верхних горизонтах земной коры, затем постепенно переходят в горизонтальное положение и часто приобрета-ют трещиноватую структуру. Трещиноватые слои обладают особыми свойствами. К ним относятся пониженные сейсми-ческие скорости и повышенная электропроводимость. Сей-смические волны распространяются в них как в волноводах. Отражаясь от верхней и нижней границ волновода, волна может пройти большое расстояние, не затухая. Трещинова-тые слои, расположенные на глубинах от 10 до 25 км, носят название коровых волноводов и условно выделяются как «верхняя астеносфера». Аналогичные горизонтальные слои с аномальными свойствами обнаружены сейсмическими ме-тодами в литосфере («нижняя астеносфера»).

Трещиноватая структура верхней коры определяет высо-кую насыщенность водными и водно-газовыми флюидами, которые содержат растворы минералов и УВ. Вода может на-ходиться как в связанном, так и в свободном состояниях. Вы-сокое насыщение водой и другими флюидами, несомненно, сказывается на всех геологических процессах верхней коры.

Механизм наполнения флюидами трещиноватых слоев коровых волноводов обеспечивается автоколебательными или автоволновыми процессами. Для их возникновения тре-буются два условия. Во-первых, необходим источник энер-гии, а, во-вторых, некоторое «устройство», которое преобра-зует поток энергии в автоколебательный режим. Источник глобальной энергии, питающий все тектонические процес-сы, известен. Это – конвективные процессы в мантии. Они приводят в движение литосферные плиты, двигают матери-

ки, создают горные системы и вызывают разрушительные землетрясения. Тектонические движения коры обладают до-статочно большой энергией для того, чтобы создавать тре-щиноватые слои и разломы и закачивать в них флюиды.

Реализация автоволновых и автоколебательных процес-сов осуществляется за счет локальной эндогенной энергии. Механизм многих колебательных движений в волноводах и разломах связан с взаимодействием флюидов с трещино-ватой средой. Причина взаимной связи механических дви-жений по разломам с миграцией флюидов состоит в том, что при сдвиге по разлому трещиноватость (т.е. размер и число трещин), а также объем трещинно-порового пространства, насыщенного флюидами, возрастает. Данное явление на-зывается дилатансией. Дилатансия приводит к снижению порового давления, что, в свою очередь, влияет на процесс наполнения флюидами коровых волноводов.

Из анализа экспериментальных данных следует, что тре-щиноватая среда коровых волноводов, содержащая флюид, не может выдерживать достаточно долго вес вышележащих слоев. Поэтому волноводы должны были бы за достаточно короткое геологическое время уменьшить объём пустотно-го пространства, а флюид, содержащийся в коровом вол-новоде, отжаться и отфильтроваться в верхние горизонты коры. Сам факт наличия коровых волноводов в течение дли-тельного времени означает, что действует некоторый ме-ханизм, периодически возобновляющий их существование. Предложен механизм автоколебаний, который выполняет эту функцию.

Энергетическое воздействие приводит к дилатансионно-му расширению (т.е. к увеличению объема трещин) в коровом волноводе, что сопровождается нагнетанием флюидов в ко-

Рис. 2. Процессы дилатансии

и компакции в коровом волно-

воде

13


ровый волновод. При уменьшении степени энергетического воздействия наступает следующая фаза – консолидация вол-новода с отжатием флюидов наверх. Эта фаза завершает цикл автоколебаний, который затем периодически повторяется.

В этой модели действуют два конкурирующих флюидоди-намических процесса – компакция и дилатансионное расши-рение. Их взаимодействие поддерживает волновод в состоя-нии динамического равновесия. Это равновесие проявляется в виде некоторого колебательного или волнового движения, в котором чередуются оба процесса. Волнообразные движе-ния охватывают области континентальной коры размером порядка тысяч километров, т.е. размеров самих волноводов.

Периодически двигаясь вверх от волноводов, флюиды как бы промывают насыщенные УВ и минеральными веще-ствами осадочные слои и создают предпосылки для образо-вания месторождений нефти и газа. При движении флюидов в фазе компакции из волноводов вверх они упираются в не-проницаемые покрышки, формируют месторождения нефти и газа и часто создают аномально высокие пластовые давле-ния (рис. 2).

Таким образом, возникновение колебательных (авто-волновых) процессов в волноводе связано с самим фактом их существования. Главное геологическое следствие этих колебаний заключается в чередовании режимов дилатан-сии и компакции в коровых волноводах, который охваты-вает практически все области континентальной коры. По-скольку все флюиды (в том числе и водные) являются очень активным агентом, то указанный круговорот качественно влияет на многие геологические процессы, осуществляя транспорт вещества верхней коры, его преобразование и концентрацию.

Аналогичные автоколебания возникают и в разломах [11]. Колебания в них, сопровождаемые движением флюи-дов, протекают быстрее, чаще и с меньшей амплитудой (рис. 3).

Данными многоволнового глубинного сейсмического профилирования (МГСП) установлена устойчивая корреля-ция местоположений глубинных сейсмических аномалий (мантийных и коровых) и зон размещения крупных и гигант-ских месторождений нефти и газа в осадочном чехле [10].

Были изучены особенности строения земной коры и верх-ней мантии в зонах размещения 30 газовых, газоконденсат-ных и нефтяных месторождений, восьми нефтегазоносных провинций. Наиболее представительный материал получен по районам размещения газовых и газоконденсатных скопле-ний. Среди них уникальные месторождения Прикаспийской впадины (Астраханское, Карачаганакское, Оренбургское) и Западной Сибири (Медвежье, Заполярное, Уренгойское, Ямбургское).

Под этими месторождениями на глубинах 110–120 км и на глубинах 50–85 км установлены сейсмические анома-лии, которые характеризуются пониженными скоростями, антиклинальной формой верхнемантийных сейсмических границ. Под некоторыми месторождениями (например, Ямбургское газоконденсатное месторождение) установле-но наличие трех волноводов. Отмечена разница в скоро-сти v

PM (кровля мантии) между зонами размещения газовых

и нефтяных месторождений. Фиксируя общее понижение скоростей под месторождениями углеводородного сырья, авторы [4] отмечают, что по газоносным объектам (20 место-рождений) в 95% случаев скорость v

PM равна 7,90–8,20 км/с,

тогда как по нефтеносным объектам (25 месторождений) в 65% определений скорость v

PM равна 8,30–8,70 км/с. При

этом толщина верхнемантийного слоя составляет 15–20 км, а толщина астенолинз 40–70 км.

Установлены сейсмические аномалии, связанные с так называемыми доменами, которые имеют горизонтальную протяженность n•10 км. Они размещаются в пределах услов-но выделяемой кристаллической земной коры между сей-смическими границами Ф и М.

Рис. 3. Автоколебания в коро-

вом волноводе, рассекаемом

разломом.

Залежи УВ: 1 – нефти; 2 – газа; стрелки – направления движе-ния флюидов во время фазы компакции над волноводом

ZНЕФТЬ

ГАЗ

ВОДА

Y

1 2

0

10 км

15 км

Зона дилатации Коровый волновод

Зона

компак-

ции

Зона компакции

Зона АВПДЗона АВПД

Месторождения

Разломные зоны

100–200 км 1000 км



Авторы отмечают сквозной характер сейсмических аномалий. Это – средне-нижнекоровые домены толщиной 4–10 км и коровые сейсмические волноводы. При этом под-черкивается, что наибольшее значение имеют нижнекоро-вые, в том числе базальные сейсмические волноводы, кото-рые характеризуются высокими скоростными контрастами, достигающими на уровне границы М значений 10–18 %.

В пределах Уренгойского месторождения отмечена кон-трастная неоднородность верхней мантии. Здесь установ-лен «раздув» верхнего мантийного волновода, что привело к тому, что он непосредственно соприкасается с подошвой базального корового слоя (рис. 4). Отмечается наличие суб-вертикальных скоростных контактов, которые иногда имеют транскоровый характер.

Авторы указывают, что средние количественные показа-тели мантийных и коровых аномальных сейсмических зон и районов размещения крупных скоплений УВ представля-ет собой бесспорно установленный факт и делают вывод о возможности существования генетической, а, возможно, и временной связи процессов формирования и последующей консервации наблюдаемой ныне структуры упругих свойств кристаллической коры и верхов мантии с процессами углево-дородонакопления в перисфере Земли.

Именно вертикальная миграция УВ из глубинных зон литосферы, по мнению авторов [4], дает наиболее логичное объяснение описанным выше данным о связи местоположе-ний глубинных сейсмических аномальных зон и крупных углеводородных скоплений. Образование крупных углево-дородных скоплений в свете новых материалов МГСП вряд ли можно объяснить без признания большой роли привноса эндогенных энергии и вещества.

В последние годы сейсмические исследования, выпол-ненные в акватории Каспийского моря, позволили выявить субвертикальные геологические тела (СГТ), которые прони-зывают осадочный чехол от фундамента до поверхности [5]. Как правило, СГТ не имеют видимых «корней» и обычно при-урочены к зонам глубинных разломов, рассекающих Южно-Каспийскую впадину на крупные блоки. Наиболее крупные субвертикальные тела имеют диаметр от 3–4 км до 10 км и высоту от 8–10 км до 20 км. Субвертикальные тела отра-

жаются в гравитационных и электромагнитных полях отри-цательными аномалиями и характеризуются повышенной радиоактивностью.

СГТ представляют собой сложные геологические обра-зования и являются зонами выхода на поверхность флюи-дов и разуплотненного осадочного материала. Наиболее масштабным проявлением этого явления является грязе-вой вулканизм. Авторы делают вывод о связи генерации и накопления углеводородов с динамикой процессов фор-мирования субвертикальных геологических тел. Свыше 70 % всех месторождений нефти и газа Южно-Каспийской впадины, в том числе все гигантские месторождения, свя-заны с СГТ, и почти всегда в зонах развития субвертикаль-ных геологических тел происходит выделение огромных количеств газа. По мнению авторов, СГТ – это участки повышенной геодинамической активности и проницаемо-сти земной коры, отражающиеся в нестационарности фи-зических и геохимических полей. Такие участки являются зонами аккумуляции энергии различных источников. Это предполагает максимальную интенсивность протекания физико-химических процессов в этих зонах по сравнению с окружающими породами.

Формирование СГТ авторы объясняют спонтанным воз-буждением геологической среды, ее разуплотнением и пере-мещением осадочных пород под действием сил всплывания. Это быстротекущие процессы, связанные с интенсивными выделениями флюидов и формированием полей высокого давления. Сочетание газонасыщения с избыточным давле-нием предопределяет высокую склонность среды к реологи-ческим превращениям.

В период 1981–1986 гг. подземными ядерными взрыва-ми в пределах соляных куполов Прикаспийской впадины были созданы хранилища углеводородов. Пятнадцатилетние наблюдения за изменением устьевых давлений и капежа технологических скважин, обеспечивающих мониторинг за подземными емкостями, позволили установить субверти-кальную фильтрацию жидкостей и газов. Отмечены выбро-сы гелия, водорода и метана, связанные с землетрясениями, удаленными часто на сотни и тысячи километров. Субвер-тикальная фильтрация флюидов обеспечивается раскрыти-

Рис. 4. Строение верхней ман-

тии под районом размещения

Уренгойского газоконденсат-

ного месторождения

1 – границы Уренгойского месторождения; 2 – скорость продольной волны; 3 – волно-воды; 4 – базальный коро-вый слой; 5 – сейсмические границы

00

50

100

150

200

250H, км

500

8,33 8,25

8,09

8,438,33

8,18

1000 км

8,28

8,50 8,50

8,70

8,27

1 3 5428,50

15


ем тектонических нарушений в результате землетрясений и других сейсмотектонических событий.

Как показано в работе В.И. Уткина и А.И. Юркова (2009), радон является предвестником таких геодинамических яв-лений как горные удары в глубоких шахтах и тектонические землетрясения [12]. Интенсивность выхода радона из мас-сива горных пород отражает его сжатие и растяжение. При растяжении массива происходит раскрытие пор и трещин, что сопровождается увеличением интенсивности эманации радона. Активное трещинообразование приводит к разруше-нию породы и максимальным значениям показателей, харак-теризующим интенсивность выхода радона из массива.

Как показало моделирование, выполненное И.А. Гарагаш (2001), уединенные тектонические волны увеличивают про-ницаемость ослабленных зон и нарушений на два порядка, при этом пористость возрастает в пять раз.

Таким образом, в периоды тектонической активности (землетрясения, переход корового волновода в режим ком-пакции и т.п.) происходит раскрытие тектонических нару-шений, увеличение проницаемости ослабленных зон, ак-тивизация процессов фильтрации флюидов, что приводит к растворению аутигенных минералов и увеличению ма-тричной пористости пород.

Механизм формирования гигантских скоплений неф-ти и газа. Изменение взглядов на понимание процессов нефтегазообразования произошло на рубеже 80-х годов про-шлого столетия, когда появились принципиально новые ма-териалы о строении земной коры, верхней и нижней мантии, полученные в результате исследований Мирового океана, сверхглубокого бурения и глубинного сейсмического зонди-рования. Эти представления легли в основу учения о текто-нике литосферных плит и динамике Земли.

Сегодня уже детально обосновано и доказано существова-ние процесса поддвига плит, при котором океанское дно про-двигается под островные дуги и активные окраины континен-тов, что дает возможность понять механизм возникновения предгорных прогибов, региональных надвигов (обдукции) и геосинклинальной складчатости; все эти связанные между собой процессы вызываются единой причиной – коллизией литосферных плит, надвиганием островных дуг на пассив-ные окраины континентов. Следует также отметить, что под островные дуги затягиваются значительные массы осадков с большим содержанием органического вещества.

Изложенные данные позволяют сделать важный вывод о том, что в зонах конвергенции литосферных плит под островными дугами и активными окраинами континентов могут генерироваться УВ. Надежным подтверждением этой теории является обнаружение в 80-х годах прошлого столе-тия залежей углеводородов под надвигами Скалистых гор, Аппалачей, в осадочных бассейнах Персидского залива, Ве-несуэлы, Алжира, Канады и Аляски.

Еще один из важнейших выводов теории тектоники лито-сферных плит заключается в тектонической расслоенности земной коры. Результаты исследований глубинного строе-ния земной коры (сейсмических, магнитотеллурических исследований, а также данные сверхглубокого бурения) по-казывают, что кора обладает сложной слоистой структурой

и представляет собой «слоеный пирог», составленный из че-редующихся жестких сейсмически прозрачных и непрозрач-ных податливых слоев. По комплексу геофизических данных податливые слои (волноводы) отождествляются с трещино-вато-пористыми, насыщенными флюидами слоями. Объем этих флюидов достаточно велик и по некоторым данным со-измерим с объемом вод Мирового океана. Такое количество воды оказывает значительное влияние на все геологические процессы в земной коре.

На первом этапе образования осадочных бассейнов в пас-сивных окраинах континентов во флюидодинамическом режиме этих бассейнов доминирующую роль играют два явления – это консолидация осадочного бассейна и автоколе-бания коровых волноводов. Консолидация охватывает зону до глубин в 10–12 км. В процессе ее флюиды устремляются вверх, частично унося с собой растворенные в них УВ. В ниж-ней части осадочного бассейна на глубинах от 10 до 25 км возникают коровые волноводы, которые могут охватывать не только осадочные породы, но и породы фундамента.

Феномен коровых волноводов приводит к некоторым геологическим следствиям. Сам факт существования вол-новодов обусловливает периодические вертикальные дви-жения флюидов в вышележащие слои. Эти флюиды как бы «промывают» весь осадочный покров, увлекая за собой УВ. В итоге УВ, рассеянные первоначально по всей толще осадочных пород, концентрируются в ограниченных зонах, образуя скопления.

Второй важный фактор состоит в том, что волноводы об-ладают особыми реологическими свойствами. Вязкость их много меньше вязкости окружающих их пород. Когда в про-цессе субдукции двигающаяся плита «наезжает» на зону волновода, то условия субдуцирования резко улучшаются. Волновод играет роль «смазки» для двигающихся плит. Это обстоятельство чрезвычайно важно как с точки зрения гео-динамики зон субдукции, так и с точки зрения флюидного режима и миграции УВ.

На третьем этапе наибольший интерес вызывает движе-ние флюидов из зон субдукции. В режиме компакции мно-гофазный флюид отжимается вверх. Режим компакции раз-вивается на фоне медленных процессов, длящихся десятки миллионов лет, и характеризуется вязкими деформациями скелета волновода. Как известно, в зоне субдукции имеют место интенсивные сейсмические процессы. При сейсмиче-ском сотрясении на короткое время открываются трещины, что приводит к перераспределению порового давления и вы-зывает интенсивный переток флюидов. Эти быстрые процес-сы сопровождаются упругими деформациями скелета. Они резко ускоряют процесс концентрации и сегрегации флюи-дов и их подъем. Образование и наполнение месторождений углеводородов в значительной степени связано с быстрыми процессами.

На заключительном этапе развития бывшего осадочного бассейна, ставшего элементом зоны субдукции, начинается миграция флюидов из этой зоны вверх. Эта миграция длится многие миллионы лет и состоит из нескольких взаимосвя-занных процессов. Затянутые в зону субдукции осадки содер-жат значительное количество свободной и связанной воды,



а также УВ. Количество свободной воды пополняется за счет дегидратации океанической коры и осадочных пород. Эти флюиды движутся, в основном, вдоль зоны субдукции по со-общающимся трещинам и разломам. Легкие фазы УВ в виде газа обладают высокой проникающей способностью и идут не по наклонной плоскости субдукции, а непосредственно вверх, образуя газоносные скопления в тыловой части ост-ровной дуги.

При изучении Прикаспийского бассейна использованы флюидодинамические модели, описывающие консолида-цию осадочных бассейнов, автоколебательные процессы в коровых волноводах и флюидодинамические процессы эволюции осадочных бассейнов в различных геодинамиче-ских зонах [9]. Модель быстрых пороупругих процессов по-зволяет объяснить, каким образом рассеянные углеводороды концентрируются в месторождениях, занимающих относи-тельно небольшие объемы. Впервые осуществлено прямое численное моделирование продвижения газофлюидодина-мических фронтов на примере нефтегазоносных бассейнов Каракульско-Смушковской зоны и Астраханского свода. Анализ расчетных баз данных позволил выделить основные гидродинамические механизмы формирования залежей УВ в осадочных бассейнах (без гидроразрывов): первичный пробой, реверсивный (колебательный) и диссипативный (диффузионный) механизмы.

В реверсивном режиме УВ-залежь существует в слоистом флюидоупоре, как это наблюдается в Астраханском своде, в цикле собственных колебаний, связанных с разномас-

штабной динамической инерцией флюидов в процессе их гравитационного взаимозамещения. Период таких колеба-ний соизмерим с временем эксплуатации месторождения. Классификационная картина позволяет установить общее качественное понимание гидродинамического поведения флюидов в осадочных бассейнах.

Предложенные численные модели служат эффективным средством интеграции геологических и геофизических дан-ных и позволяют прояснить наиболее слабое звено в суще-ствующих на сегодняшний день различных представлениях о механизмах миграции и концентрации углеводородных флюидов [15].

Для гидродинамического численного анализа (програм-ма «ТЕКОН») использован разрез протяженностью примерно 1000 км от юго-западной надвиговой зоны кряжа Карпин-ского, протянувшийся через зону дислокации Каракульско-Смушковской зоны на северо-восток через Астраханский массив. Цель такого анализа заключалась в использовании программы «ТЕКОН» для иллюстрации динамики продвиже-ния флюидов по разломной зоне и зоне дислокации, а также заполнения и формирования гигантского Астраханского ме-сторождения и выделения прогнозных зон (рис. 5).

Образование и развитие гигантского Астраханского месторождения связано с движением флюидов по разломам, трассирующим надвиги кряжа Карпинского. Источником всех движений является горизонтальное напряжение в коре и литосфере, которое создается в результате глобальных геодинамических процессов, определяемых конвективны-

Рис. 5. Модель движения

газообразных УВ-флюидов

по зонам повышенной прони-

цаемости через Каракульско-

Смушковскую надвиговую

зону и Астраханский свод:

а – геологический профиль; б – сетка аппроксимации по геологическому профилю; в – рассчитанные программой «ТЕКОН» скопления УВ: 1 – промышленные, 2 – перспек-тивные

км

1 2

а

б

в

км

1

КАРАКУЛЬСКО-СМУШКОВСКАЯНАДВИГОВАЯ ЗОНАЗЮЗ

ВСВЕгинская-1 Краснохудукская-1 Смушковская-2 Високовская-4 Степновская-1

Долгожданная-2 Волочковская-1 Заволжская-3Пионерская-1 Астраханская-5

2345678

0 50

17


ми движениями в мантии. Характер флюидных процессов в глубоких разломах зависит от последовательно чередую-щихся процессов дилатансии и компакции в них. Расчеты показали, что при сдвиге в режиме дилатансии возникают такие отрицательные давления, которые создают мощный эффект нагнетания флюидов. В результате автоколебатель-ных процессов в этих разломных зонах флюиды из разломов устремляются в окружающий массив пород. Сами массивы горных пород, образующие тела надвигов, являются мало-проницаемыми. Однако в них есть проводящие ослабленные зоны, по которым происходит движение флюидов. В случае многофазного флюида эти движения являются достаточно сложными и претерпевают несколько стадий развития.

Первая стадия соответствует обычной фильтрации мно-гофазного флюида, которая во многом аналогична движе-нию однофазного флюида. Затем происходит пробой газовой фазой и наступает стадия реверсионных автоколебаний, об-условленных метастабильным состоянием слоистых пачек. Именно накопление газа в неустойчивых слоистых флюидо-упорах и создает условия для образования месторождений-гигантов.

Среднедевонский комплекс Астраханского свода нахо-дится на глубине примерно 6,5 км, в то время как метаста-бильные слои располагаются несколько глубже (примерно на глубине 7,5–8,0 км). Они играют роль накопителя газа, который поступает в Астраханский массив. Термодинамиче-ские условия на этих глубинах соответствуют неустойчивому состоянию газоконденсатной системы.

В результате тектонических подвижек и изменения тер-мобарических условий при миграции газоконденсатная си-стема испытывает различные фазовые переходы с выделени-ем легко подвижной фазы и легких углеводородов.

Предложенная концепция движения флюидов и образо-вания углеводородных месторождений основана на автоко-лебательных процессах в коровых волноводах и объясняет механизм образования гигантских скоплений УВ на примере Астраханского газоконденсатного месторождения.

Полигенез нефти и газа. Уже на протяжении многих де-сятилетий проблемы генезиса нефти и газа являются пред-метом горячих дискуссий и привлекают внимание ведущих ученых и практиков. Свидетельство этому – многочисленные международные и российские конференции, проведенные уже в нынешнем десятилетии.

В последние годы накоплен достаточно обширный факти-ческий материал, свидетельствующий о полигенности нефти и газа. Речь идет не только о возможности как биогенного, так и абиогенного генезиса углеводородов, но и, что самое главное, о подчиненности любых процессов образования нефти и газа глобальным процессам энергетики, динамики и дегазации Земли. Верхние горизонты земной коры, в пре-делах которых размещаются разрабатываемые сегодня ме-сторождения нефти и газа, являются объектом воздействия экзогенных и эндогенных процессов, одними из проявлений которых являются атмосферно-биосферно-литосферные взаимодействия [14]. Все это находит отражение в специ-фике нефтегазообразовательных процессов и особенностях формирования месторождений углеводородов. В концепции

полигенеза определяющая роль в реализации процессов неф-тегазообразования отводится энергетическому и флюидно-му потенциалу Земли. В самом деле, эндогенные энергетика и флюидодинамика являются определяющими факторами как в созревании органического вещества (ОВ), образовании микронефти и сборе ее в залежи, так и в минеральном син-тезе углеводородов. Более того, эти процессы обеспечивают сосуществование в месторождениях и нефти органического происхождения, и глубинных углеводородов.

Нефть полигенна по своему составу. Она содержит как производные, образовавшиеся при разложении и преоб-разовании некогда живого вещества, так и продукты дега-зации Земли. Механизмы образования нефти имеют явно выраженный полигенный характер. Даже преобразование органических остатков возможно только при сочетании бак-териального процесса с действием химических и физических факторов. Полигенны и неуглеводородные компоненты (ми-кроэлементы, металлы), входящие в состав нефти. Одни при-шли в нее вместе с ОВ (так называемые биогенные элементы по А.П. Виноградову), другие были «заимствованы» из мине-рального скелета природного резервуара и пластовых вод, третьи – глубинные абиогенные элементы.

Новые аспекты формирования месторождений нефти и газа выявлены при изучении энергоактивных и флюидо-насыщенных зон литосферы.

Как было показано выше, изменение интенсивности энергетического воздействия отражается на степени от-крытости трещин и определяет особенности заполнения КВ флюидами. В работе [4] приведено описание механизмов дилатансии и компакции, которые действуют в коровых вол-новодах. Дилатансионный эффект связан с раскрытием тре-щин и заполнением КВ флюидами, в том числе глубинными углеводородами. В режиме компакции флюиды в большей или меньшей степени выжимаются из корового волновода и перемещаются в сторону меньших давлений в верхние го-ризонты земной коры, активно «промывая» осадочную тол-щу. Подобные процессы обеспечивают эффективный сбор микронефти в залежи. При этом в формирующемся месторо-ждении могут аккумулироваться как нефть и газ органиче-ского происхождения, так и глубинные углеводороды.

Коровые волноводы и аналогичные по свойствам струк-турно-вещественные образования имеют достаточно широ-кое распространение. Это – диссипативные структуры, фор-мирование которых обеспечивается эндогенным потоком энергии и флюидов. Режим «работы» коровых волноводов можно охарактеризовать как долговременный ритмичный механизм доставки глубинных флюидов в осадочный чехол.

Реализация подобных условий привела к образованию залежей нефти в мигматитах триаса Рогожниковского место-рождения Красноленинского свода Западной Сибири. Самые древние продуктивные горизонты нефтяных месторождений Западной Сибири имеют юрский возраст. Впервые нефтяная залежь выявлена в более древних породах, залегающих на глубинах 3,5–4,5 км. Вскрытая мощность нефтенасыщен-ной части составляет 280 м. Площадь залежи и её высота со-поставимы с самыми крупными месторождениями Западной Сибири. Дебит скважин достигает 170 т в сутки.



Триасовые и пермотриасовые отложения широко рас-пространены на территории Западной Сибири. Их мощность во впадинах, котловинах и прогибах превышает 5 км. Есть ос-нования полагать, что продуктивные залежи будут открыты и в более глубоких горизонтах Западной Сибири.

Глубокие скважины Ен-Яхинская № 7 и Тюменская № 6 доказали возможность сохранения в условиях АВПД вы-соких коллекторских параметров (пористость до 18–20 %) со значительным насыщением пород углеводородными га-зами на значительных глубинах (8250 м и 7502 м, соответ-ственно).

Иные условия для реализации энергетического потен-циала Земли возникают при взаимодействии автоволновых полей [2]. Это приводит к аккумуляции энергии и форми-рованию энергоактивных зон Земли [3]. В энергоактив-ных зонах в результате преобразования восстановленных флюидов реализуется минеральный синтез углеводородов. Дальнейшая концентрация энергии переводит флюидные системы в крайне неустойчивое, неравновесное состояние.

Неустойчивость этих систем приводит к бифуркации и вы-бросу энергии и вещества. Подобные условия способствуют образованию зон разломов и каналов, по которым обеспе-чивается энергичный транспорт глубинных, в том числе углеводородных флюидов и формирование их скоплений в верхних горизонтах земной коры. Подчеркивая аналогию с вулканическими и магматическими очагами, Б.М. Валяев (1987 г.) предложил называть подобные прорывы глубинных углеводородов «флюидизированными очагами» [1].

В.Г. Кучеров [5] выполнил лабораторные эксперименты по синтезу углеводородов из неорганических веществ. Для реализации эксперимента были подобраны доноры углеро-да и водорода и воспроизведены термобарические условия, соответствующие глубинам 100–200 км. Состав углеводород-ных смесей, полученных в результате синтеза, аналогичен составу газо-жидкостных включений в гранитоидах нефтя-ного месторождения Белый Тигр. Это одно из самых круп-ных месторождений планеты, открытое на шельфе Южного Вьетнама, где промышленная добыча нефти ведется из кри-сталлических пород фундамента. Запасы нефти превышают 500 млн т. Кристаллический фундамент нефтяного месторо-ждения Белый Тигр сложен гранитами и гранодиоритами. В пределах месторождения установлена гидродинамическая связь между продуктивными участками и зонами в верти-кальном и горизонтальном направлениях по системе взаи-мопересекающихся трещин.

В 1992 году нами была предложена полигенная гипотеза формирования месторождения Белый Тигр, объясняющая активизацию процессов преобразования органического ве-щества в осадочных породах олигоцена влиянием мощного теплового потока от внедрившейся в эти породы гранитной интрузии [7]. При остывании интрузивного тела и реали-

Рис. 6. Структура пустотного пространства гранодиоритов неф-

тяного месторождения Белый Тигр

Рис. 7. Схема строения

месторождения Белый Тигр:

1 – плотные разности пород фундамента; 2 – разуплот-ненные породы фундамента с редкими притоками нефти; 3 – преобразованные породы фундамента с промышлен-ными притоками нефти; 4 – поверхность фундамента; 5 – осадочные породы

–3400

–3600

1 2 3 4 5

–3800

–4000

–4200

–4400

–4600

–4800

Глубина, км

19


9. Дмитриевский А.Н., Повещенко Ю.А., Баланюк И.Е. и др. Численная гидродинамическая модель формирования месторождений-гигантов//К созданию общей теории неф-тегазоносности недр. Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа: Материалы 6-й междунар. конф. – М., 2002. – Кн. 1. – С. 157–161.

10. Кучеров В.Г. Абиогенное происхождение углеводородов: от геологической гипотезы к физической теории. Углево-дородный потенциал фундамента молодых и древних плат-форм//Мат-лы Международной научной конф. – Казань, 2006. – С. 160–162.

11. Лукин А.Е. Самородные металлы и карбиды – показатели состава глубинных геосфер//Геологичнiй журнал, 2006. – № 4. – С. 17–46.

12. Мамедов П.З., Гулиев И.С. Субвертикальные геологические тела в осадочном чехле Южно-Каспийской впадины//Изве-стия Азерб. академии наук. Науки о Земле. – 2003. – № 3. – С. 139–146.

13. Уткин В.И., Юрков А.И. Радон как «детерминированный» индикатор природных и техногенных геодинамических про-цессов//Докл. РАН. – 2009. – Т. 426. – № 6. – С. 816–820.

14. Утопленников В.К., Чан Ле Донг, Чан Ван Хой и др. Уточнение модели строения залежей гранитоидного фун-дамента – основа для повышения эффективности разра-ботки//Георесурсы. – 1 (16). – 2005. –С.11–12.

15. Хаин В.Е. Взаимодействие атмосферы, биосферы и лито-сферы – важнейший процесс в развитии Земли//Вестник Российской академии наук. – 2007. – Т. 77. – № 9. – С. 794–810.

зации процессов контрактации в верхней части интрузии формируются полости разрежения, образуется разнонаправ-ленная трещиноватость пород. Термоусадочные процессы создают перепад давлений, что обеспечивает втягивание в пределы остывающего интрузива микронефти из пере-крывающих осадочных пород. Активные флюидодинамиче-ские процессы приводят к формированию дополнительной емкости по всему объему гранитного интрузива и накопле-нию в его пределах глубинных углеводородных флюидов. Воздействие глубинных флюидов приводит не только к об-разованию пустот, каверн и трещин, но и к кардинальному изменению структуры гранитоидов с образованием рыхлого рассыпающегося субстрата (рис. 6). Дебит скважин в таких зонах превышает 2 тыс. т в сутки. Наиболее преобразованные породы, дающие максимальные притоки нефти в пределах северного свода месторождения Белый Тигр, расположены в интервалах глубин 4200–4700 м. В работе В.К. Утопленни-кова с соавторами (2005) подчеркивается, что выше залега-ют менее измененные кристаллические породы (рис. 7) [13]. В работе А.Е. Лукина (2006) отмечается высокотемператур-ный облик полиминеральных комплексов, отложившихся из углеводородного флюида [6]. Аналогичные образования

описаны нами в гранодиоритах месторождения Белый Тигр. Среди них самородное серебро, молизит, лавренсит, само-родная цинкистая медь и др.

Очевидны преимущества гипотезы полигенеза нефти и газа, которая позволяет представить процесс образования углеводородов не с позиций противоборствующих антагони-стических направлений биогенного и абиогенного генезиса, а с позиций единого процесса образования углеводородов, что позволяет установить влияние на него экзогенных и эндогенных факторов, увязать процессы преобразования органического вещества в диа- и катагенезе с эндогенными энергетическими и флюидодинамическими процессами, оценить влияние флюидонасыщенных зон Земли на особен-ности формирования месторождений нефти и газа в земной коре. Подобные теоретические построения должны бази-роваться на лучших достижениях биогенной (И.М. Губкин, А.А. Бакиров, Н.Б. Вассоевич, Э.М. Галимов, А.Э. Конторович, Б.А. Соколов и др.) и абиогенной (Н.А. Кудрявцев, П.Н. Кро-поткин, В.Б. Порфирьев и др.) гипотез и на их постоянном совершенствовании, что даст возможность выйти на новый уровень научных обобщений и расширить прогностическую базу теоретических построений.

ЛИТЕРАТУРА

1. Букин Н.К., Щеглов А.Д., Егоркин А.В. и др. Новые сейсми-ческие метки литосферы районов размещения крупных углеводородных скоплений//Докл. РАН. – 1999. – Т. 364. – № 6. – С. 792–795.

2. Валяев Б.М. Роль активной вторичной флюидизации в изменении напряженного состояния в разупрочнении и деформациях минеральных комплексов//ДАН СССР. – 1987. – Т. 293. – № 1. – С.177–181.

3. Дмитриевский А.Н. Фундаментальные проблемы геоло-гии нефти и газа: Акад. чтения на Учен. совете академии, 19 апр. 1994 г. – М.: ГАНГ им. И.М. Губкина, 1995. – 15 с.

4. Дмитриевский А.Н., Володин И.А. Формирование и ди-намика энергоактивных зон в геологической среде//Докл. РАН. – 2006. – Т. 411. – № 3. – С. 395–400.

5. Дмитриевский А.Н., Каракин А.В., Баланюк И.Е. Концепция флюидного режима в верхней коре (гипотеза корового вол-новода)//Доклады академии наук. – 2000. – Т. 374. – № 4. – С. 534–536.

6. Дмитриевский А.Н., Киреев Ф.А., Бочко Р.А. и др. Магма-тогенно-осадочный формационный комплекс как новый нефтеперспективный объект//ДАН СССР. – 1992. – Т. 332. – № 2. – С. 347–350.

7. Дмитриевский А.Н., Баланюк И.Е., Каракин А.В. и др. Но-вые идеи формирования Астраханского газоконденсатного месторождения//Газовая промышленность. – 2002. – № 3. – С. 48–52.

8. Дмитриевский А.Н., Баланюк И.Е., Донгарян Л.Ш. и др.

Современные представления о формировании скопле-ний углеводородов в зонах разуплотнения верхней части коры//Геология нефти и газа. – 2003. – № 1. – С. 2–8.



В течение последних двух столетий проис-ходит смена энергетических доминант развития человеческой цивилизации,

а именно, каждое столетие один вид топлива сменяет другой, менее прогрессивный. Так уголь потеснил в первой трети XIX века различные виды органического (возобновляемого) топли-ва. В XX веке ему на смену пришла нефть. На ру-беже веков (в 1998–2002 гг.) прозвучала сначала в выступлениях и публикациях российских уче-ных, а потом и в выступлении главы ОАО «Газ-пром» А.Б. Миллера в 2003 году на Всемирном газовом конгрессе идея о том, что наступивший XXI век станет веком газа, добавим, по мнению авторов – российского газа.

За последние три десятилетия наблюдается неуклонный рост производства природного газа в мире. Эта тенденция продолжится при-мерно до 2050–2060 гг., а возможно и далее. Так, в 2001 г. интегральная мировая товарная добыча газа составила 2,6 трлн м3, в т.ч. в Рос-сии – 581 млрд м3, в 2008 г. – соответственно 3,2 трлн м3 и 664 млрд м3.

В 2010 г. мировое производство природ-ного газа увеличилось до 3,2 трлн м3 про-тив – 2,9 трлн м3 в 2009 г., в России практически был восстановлен докризисный уровень – 650,3 млрд м3, предприятия ОАО «Газпром» до-были 508,6 млрд м3.

Россия вступила в XXI век после 90-х годов со-циального кризиса с объёмом национальной до-бычи 581 млрд м3 (за 2001 г.). Длительное лидер-ство нашей страны в области газодобычи было нарушено только в период финансового кризиса (2008–2009 гг.), когда производство природного газа в США за счёт всех природных источников его получения (традиционных и нетрадицион-ных) несколько превысило российскую газо-добычу, хотя в 2010 г. баланс был практически восстановлен. Что ждёт Россию в наступившем столетии? Как будет развиваться её нефтяная и газовая отрасли промышленности в обозримом будущем до 2050–2060 гг. и далее? Какое место займёт газ в мировом энергетическом балансе и насколько сможет потеснить нефть – тради-ционный энергоноситель XX века? Какова будет динамика и структура добычи (из недр) и обще-го производства (из всех, в т.ч. альтернативных

источников) в предстоящие десятилетия? Какие риски существуют для развития газовой промыш-ленности России? Эти вопросы подлежат всесто-роннему анализу и обсуждению для выработки национальной газовой стратегии. Кратко часть из них рассматривается в данном сообщении.

Добыча газа в настоящее время и в ближай-шей перспективе определяется внутренними по-требностями и возможностями (часто – геополи-тической необходимостью) его экспортировать по мировым/приемлемым – договорным ценам, но главное – состоянием текущих разведанных запасов (кат. А+В+С

1), величина которых по-

зволяет держать заданный – определенный (не-обходимый) уровень добычи. Сколь ни велики были бы запасы в недрах (геол./извл., с учетом той или иной их выработанности), они быстро заканчиваются (истощаются) без постоянного активного восполнения, прежде всего, в ходе поисково-разведочных работ (ПРР) на новые месторождения и залежи и доразведки открытых запасов категории С

2, примыкающих к участкам

с доказанными запасами. С другой стороны, высокая обеспеченность добычи обусловливает омертвление капитальных средств, затраченных на подготовку запасов УВ.

Мировые запасы газа (на 90 % – свободного, в фазообособленных скоплениях типа Г, ГК и в га-зовых шапках залежей типа ГН/НГ, ГКН/НГК) на 01.01.2011 оценивались в 187 трлн м3. Эти запасы составляют общемировую современную минерально-сырьевую базу (МСБ) развития газо-добычи, причем, ее текущая «эксплуатационная задействованность» составляет всего 1,6 % (отно-шение добычи к текущим запасам). Для Россий-ской Федерации (РФ) эта величина равна 1,3 %.

Более 90 % современной (2010–2011 гг.) до-бычи газа ОАО «Газпром» и России в целом обес-печено запасами, подготовленными, главным образом, в 1971–1991 гг., т.е. 20–40 лет назад, с соответствующими затратами на поиски и раз-ведку и ценами на различные виды ГРР 70–80-х

годов прошлого столетия, которые были на поря-док ниже современных.

На 01.01.2011 текущие разведанные запасы газа России достигли 48,2 трлн м3 (33,1 – ОАО «Газпром»), предварительно оцененные запа-сы – 19,8 трлн м3, т.е. текущие открытые суммар-

Российский газ в XXI веке

В.В. ЧЕРЕПАНОВ – начальник департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти, ОАО «Газпром»

С.М. КАРНАУХОВ – начальник Управления геологоразведки, лицензирования и недропользования ОАО «Газпром»

В .А. СКОРОБОГАТОВ – директор центра «Газовые ресурсы» ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

В. А. СКОРОБОГАТОВ

С.М. КАРНАУХОВ

21


ные запасы составили 68 трлн м3. За все годы эксплуатации газосодержащих месторождений, включая 2010 г., накопленная добыча соста-вила 18,5 трлн м3, в т.ч. за первое десятилетие XXI века – 6,3 трлн м3, а начальные открытые запасы превысили 85 трлн м3 (35 % от НПРГ). Структура начальных ресурсов газа России при-ведена на рисунке.

Прогноз величины и структуры добычи газа на среднюю (10–15 лет) и дальнюю перспективу (до 2035–2060 гг.) определяется состоянием не-открытых (перспективных и прогнозных тради-ционных) ресурсов, а также возможностями ор-ганизации добычи из нетрадиционных видов его локализации в недрах: из плотных низкопрони-цаемых резервуаров – «плотного», а также уголь-ного и сланцевого газа (ПГ, УГ, СГ), газогидратов. Именно активная диверсификация добычи газа в 2005–2010 гг. и позволила США значительно увеличить уровень национального производства, хотя это произошло и «не от хорошей жизни»: текущие извлекаемые запасы и реально прогно-зируемые ресурсы обычного газа в недрах США (суша и Мексиканский залив) близки к техноло-гическому исчерпанию (выработанность более 80%). Каковы же ресурсные возможности обес-печения развития мировой добычи природного газа в XXI веке?

В структуре приповерхностной части земной коры, в пределах всех континентов и окружаю-щих их морей выделяется более 600 осадочных бассейнов (ОБ) и суббассейнов с мощностью неметаморфизованного осадочного чехла фане-розойского возраста от 1–3 до 15–18 км. Боль-шинство ОБ включают значительные объемы сероцветных терригенных, карбонатных и со-леносных пород морского, континентального и дельтового генезиса, которые, в свою очередь, вмещают неподвижные (уголь, углистые и го-рючие битуминозные сланцы) и подвижные миграционноспособные (газ, нефть) локализо-ванные формы горючих полезных ископаемых в виде залежей и месторождений (совокупности залежей). Общеизвестна генетическая и часто – пространственная связь в земных недрах, с од-ной стороны, угля и газа (в неморских толщах), с другой, битуминозных сланцев и глин морского и озерного происхождения, обогащенных сапро-пелевым органическим веществом (ОВ) и нефти (на умеренных глубинах и стадиях катагенеза). Если рассматривать восточное и западное по-лушария Земли, то ОБ мегаконтинента Евразии и Австралийского материка обогащены углем, газом и нефтью (в разных пропорциях в различ-ных регионах и разновозрастных бассейнах), а западное полушарие богато углем (Северная Америка) и нефтью (повсеместно) с ограничен-

ным газовым потенциалом, по крайней мере, традиционных ресурсов, в силу генетических причин. Большинство бассейнов достаточно большого размера и объема (осадочных пород) являются сопряженно угленосными и нефтегазо-носными (Западно-Сибирский, Западно-Канад-ский, Североморский, Днепровско-Донецкий, Ордос, Карнарвон – Северо-Западный шельф Австралии и многие другие).

Вероятно, единственным осадочным мега-бассейном, где аномально много нефти и газа, но нет угля (практически) является Арабо-Пер-сидский мегабассейн.

Начальные потенциальные традиционные мировые ресурсы (НПРГ) газа оцениваются экс-пертами ОАО «Газпром» в диапазоне 600–650 трлн м3 (до 690–700, по расчетам В.И. Высоцкого, 2011 г.), из них на долю России приходится около 250 трлн м3. С ними сопоставимы геологические ресурсы газа в плотных низкопроницаемых кол-лекторах (ПГ) на средних и больших глубинах (3–6 км и более) в нефтегазоносных бассейнах различного типа и возраста, т.е. по сути, нетради-ционные ресурсы. Очень значительны (по миро-вым масштабам) геологические ресурсы, находя-щиеся в микроконцентрированном и рассеянном состоянии в угленосных толщах (пласты углей и вмещающих пород с микроскоплениями) и в ка-тагенетически высокопреобразованных глини-стых, в том числе и горючих сланцах, в которых битумогенерация сменилась вторичной газогене-рацией за счет термотрансформации рассеянных битумоидов пород и сапропелевого ОВ в жирный, а затем в сухой газ (СГ). Ресурсы всех нетради-ционных источников получения природного газа (без газогидратов) не менее, чем в 2,0–2,5 раза превышают традиционные ресурсы свободного газа обычных скоплений УВ (до достижимых бу-рением глубин 6–7 км).

248,6*C

2

19,8

A+B+C1

47,2

НД

18,5

236,1**

С3+D

1

82,7

ДОСТОВЕРНЫЕРЕСУРСЫ

РАЗВЕДАННЫЕТЕКУЩИЕЗАПАСЫ

ПРЕДВАРИТЕЛЬНООЦЕНЕННЫЕ

ЗАПАСЫ

D2

80,4

Добыча

Доразв

едка

Региональные работыП

оиски

Структура началь-

ных потенциаль-

ных ресурсов газа

России (по состоя-

нию на 01.01.2011),

трлн м3:

* – 2002 г., ** – 1993 г.



В силу ряда причин, в том числе даже субъ-ективных (кто и как оценивал ресурсы), для раз-ных регионов вероятности подтверждения НПР углеводородов (полного, неполного, нулевого) различаются существенно, и это находит свое от-ражение в величинах рисков (см. табл.).

Общий потенциал газонефтенакопления и сохранности осадочных бассейнов России (тра-диционные ресурсы) составляет, согласно офи-циальным оценкам, около 390,0 млрд т у.т. (газ – геол., жидкие – извлек.), по данным экспертов ООО «Газпром ВНИИГАЗ» – около 300 млрд т у.т., с вероятностью подтверждения в будущих за-пасах В+С

1 – 60 и 80% соответственно. Изуче-

ние и освоение этого громадного потенциала продолжится весь XXI век, причем после 2030 г. наряду с традиционными ресурсами, будет про-исходить активное освоение нетрадиционных ресурсов газа и нефти, прежде всего, в плотных газо- и нефтенасыщенных резервуарах. Суммар-ный начальный потенциал нефти и газа (ТР+НТР углеводородов, без газогидратов) можно оценить в 630–700 млрд т у.т. с высоким интервалом неопределенности за счет, главным образом, сланцевого газа и нефти в плотных коллекторах и битумогенерационных толщах типа баженов-ской свиты Западно-Сибирской мегапровинции (ЗСМП).

В настоящее время происходит географиче-ская и структурная перестройка сырьевой базы газовой промышленности мира. Географическая – за счет освоения громадных ресурсов традицион-ного природного газа региона Персидского зали-ва, Ямальского ареала суши, шельфа Западной Арктики и вследствие истощения сырьевой базы стран Юго-Восточной Азии и Северного моря. Структурная – в результате вовлечения в хозяй-ственную деятельность ресурсов так называемого нетрадиционного газа, прежде всего сланцевого газа, а также «плотного» газа.

Складывающаяся тенденция к расширению спектра видов потенциальных природных объек-тов добычи газа, характеризующихся не только разными условиями нахождения в земной коре,

но и географией размещения, может повлиять на дальнейшее развитие мировых газовых рынков и существенным образом изменить «расстановку сил» и деление государств на страны-экспортеры и страны-импортеры.

По данным ряда экспертов мировое производство природного газа достигнет 4,5 трлн м3 в 2030 г., 5,2–5,5 трлн м3 к 2040 г. и до 6,0 трлн м3 в 2050 г.

В целом развитие сырьевой базы газовой промышленности мира характеризуется повы-шением «технологичности» газовых ресурсов, что предопределяет расширение номенклатуры поисковых и эксплуатационных объектов и не-обходимостью создания новых геотехнологий поиска, разведки и освоения УВ – как тради-ционных, так и новых. Именно с новым газом, ресурсы которого существенно превышают ре-сурсы традиционного газа, связывают мировое энергоснабжение во второй половине XXI века. И кто будет владеть технологиями его получе-ния, тот и будет диктовать условия на мировом рынке энергоресурсов, в том числе первичных, минеральных. Таким образом, обеспеченность добычи газа в XXI веке может превысить обеспе-ченность в ХХ веке.

Согласно стратегическим планам развития газовой отрасли промышленности России нацио-нальное производство газа должно увеличиться к 2030 г. до 940–1000 трлн м3, в том числе пред-приятиями ОАО «Газпром» – 730–750 млрд м3, при этом морская добыча газа превысит 200 млрд м3/год (здесь учитывается добыча толь-ко традиционного газа). Ни одна страна в мире, в том числе США, Катар, Иран и др., в обозримом будущем не достигнет уровня национальной добычи в 1 трлн м3/год, как за счет свободного газа обычных скоплений, так и нетрадиционного газа. Уровень национального производства США к 2030 г. ожидается в пределах 750–770 трлн м3 (60–70 % – уже нетрадиционный газ). В пред-стоящие 20 лет в России появится ряд новых цен-тров газодобычи: Ямальский (полуостров и при-легающий шельф Карского моря), Гыданский,

РИСКИ НЕПОЛНОГО ПОДТВЕРЖДЕНИЯ ОФИЦИАЛЬНЫХ ОЦЕНОК ПРОГНОЗНЫХ РЕСУРСОВ

УГЛЕВОДОРОДОВ ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНОВ СИБИРИ И ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА

УВ

УРОВЕНЬ

РИСКА

РЕГИОНЫ, БАССЕЙНЫ

СЕВЕР ЗСМП СИБИРСКАЯ ПЛАТФОРМА ЕНИСЕЙХАТАНГСКИЙ МЕГАПРОГИБ

ОХОТОМОРСКИЙ

СУША ШЕЛЬФ ЗАПАД +СЕВЕРОЗАПАД

ЮГ И ЮГОВОСТОК

РИСК

ГАЗ

СРЕДНИЙ НИЗКИЙ ПОВЫШЕННЫЙ (ПО ОТДЕЛЬНЫМ ОБЛАСТЯМ ВЫСОКИЙ)

СРЕДНИЙ СРЕДНИЙ ПОНИЖЕННЫЙ

РИСК

НЕФТЬ

ВЫСОКИЙ ВЫСОКИЙ ПОВЫШЕННЫЙ ВЫСОКИЙ ВЫСОКИЙ СРЕДНИЙ

23


Красноярский, Иркутский, Якутский на суше и Баренцевоморский и Охотоморский на шельфе и др. В дальнейшем предполагается стабилиза-ция достигнутого уровня (примерно до 2035 г.) и снова медленный рост, но уже за счет все более активной разработки нетрадиционных источни-ков природного газа, прежде всего «плотного» и угольного газа, т.к. реальные ресурсы сланце-вого газа в России относительно невелики (менее 10 трлн м3). Сопоставимость объемов добывае-мого традиционного (по современных критери-ям) газа и нетрадиционного (ПГ+УГ+СГ) будет достигнута в России примерно к 2060–2065 гг., а в последней трети столетия лидерство перейдет к нетрадиционному газу, включая газогидраты суши и шельфа.

Общемировой опыт показывает, что чем сложнее (по структуре запасов) и «выработан-нее» сырьевая база газодобычи, тем больший объем геологических запасов должен находиться в единовременной разработке.

Даже простое воспроизводство запасов, уменьшающихся в ходе добычи, требует прироста новых геологических запасов с коэффициентом не менее 1,20–1,25.

Обоснование необходимого прироста запа-сов, обеспечивающего воспроизводство МСБ газодобычи, должно базироваться на принципе восполняемости запасов, в динамике добы-ча/прирост:– необходимость воспроизводства МСБ в объе-мах, достаточных для компенсации «активными» запасами их уменьшения в результате добычи и поддержания общей величины выработанности запасов;– учет региональных особенностей качест-венной структуры сырьевой базы, так как часть объема приращиваемых запасов будет относить-ся к трудноизвлекаемым (по ряду причин) и труд-ноосваиваемым, вовлечение которых в разработ-ку в обозримом будущем будет затруднено;– учет временно́го периода, необходимого для подготовки запасов к вводу открытых месторо-ждений в разработку (5–10 лет от окончания по-исково-разведочных работ, 10–12 лет с момента открытия месторождения на суше, до 18–20 лет и более в условиях арктического шельфа).

Только непрерывный процесс подготовки новых активных запасов в ходе поисково-раз-ведочных работ обеспечивает непрерывность процесса добычи газа и жидких УВ на среднюю и дальнюю перспективу. В этой связи прирост новых запасов газа из прогнозной части ТРГ должен быть в период 2031–2050 гг. не менее 1,2 трлн м3 в год.

За семь предстоящих десятилетий XXI века (до 2080 г. включительно) суммарная добыча

природного газа в России за счет всех источников его производства составит по оценке авторов 74–76 трлн м3. Новые приросты разведанных запасов газа за счет доразведки запасов кат. С

2 и тради-

ционных перспективных и прогнозных ресурсов оценивается в целом по России (всеми компания-ми-операторами) в 23–25 трлн м3 до 2030 г. плюс 28–30 трлн м3 до 2050 г. и 13–15 трлн м3 в 2051–2080 гг., в сумме 64-70/52-56 (геол./извлек.). Дисбаланс между добычей и приростами запасов обычного газа, в силу значительного исчерпания неоткрытых ресурсов после 2050 г., будет преодо-лён за счёт поисков, разведки и оценки техноло-гически извлекаемых запасов нетрадиционного газа с дальнейшим их промышленным освоени-ем. После 2050 г. не менее 35–40 % добычи в Рос-сии будет обеспечиваться за счет нетрадиционно-го газа, после 2070 г. – более половины.

Максимальный уровень добычи газа всеми компаниями-операторами в России, который мо-жет быть достигнут к 2050 г. – 1080–1100 млрд м3, вряд ли более.

В ближайшие годы и десятилетия в мире будет происходить своеобразное соревнование технологий. И от того, какие из них быстрее вый-дут на рынок – новые технологии производства новых энергоресурсов (использование газогид-ратов, энергии приливов и отливов, температур-ного градиента океана, того же термояда и др.), или технологии, обеспечивающие эффективную добычу и транспорт традиционных энергоре-сурсов на большие расстояния (природного газа в твердом гидратном состоянии, электроэнергии по криогенному кабелю и др.), будет зависеть судьба основных экспортеров энергоресурсов, в том числе и России.

Как, впрочем, и от того, в чьих руках будут находиться эти технологии. Поэтому их разра-ботка – это будущее России, будущее ее энергети-ческой независимости и процветания, с учетом имеющегося надежного природно-геологическо-го «фундамента» в виде ТРГ и НТРГ недр суши, арктических и дальневосточных морей Северной Евразии.

Будущее российского газа, конкурентоспо-собность его на мировом энергетическом рынке во многом будет зависеть от того, насколько рос-сийские ученые и специалисты продвинутся в со-здании технологий, обеспечивающих повышение эффективности и значительное снижение издер-жек производства по всей «цепочке» – разведка, добыча, подготовка, транспорт и распределение газа, в решении новых задач в технологической сфере, которые были отмечены выше. Таким об-разом, газовый сегмент ТЭК еще долгие десяти-летия останется стержневым элементом энерге-тической геостратегии России.




Открытие и разработка в Южно-Каспий-ской впадине промышленных месторо-ждений УВ до 7 и более км, а также об-

наружение в Мексиканском заливе гигантских месторождений нефти Тьюпи и Тибр на глубине 8–10 км подтвердило предположения нефтега-зоносности больших глубин, сделанные еще не-сколько десятилетий тому назад.

На сегодняшний день, общепринятой тех-нологий оценки углеводородного потенциала и прогнозирования нефтегазоносности глубин 7–14 км нет. Учитывая высокую перспективность для поисков УВ глубокопогруженных отложений ряда глубоких бассейнов проведение исследова-ний в этом направлении представляется весьма перспективным, как с точки зрения изучения фундаментальных процессов нефтегазообразова-ния, так и прогнозирования УВ потенциала недр и разработки долгосрочной стратегии развития нефтегазового комплекса.

Сверхглубокие впадины достаточно широ-ко распространены на планете. Общим для них являются очень высокая скорость погружения, большая мощность осадочного чехла, низкий тепловой поток, высокие давления и значитель-ный этаж нефтегазоносности (рис. 1).

В настоящее время в интервале глубин 4500–8103 м уже разрабатывается более 1000 зару-бежных месторождений нефти и газа, причем их начальные суммарные извлекаемые запасы соот-ветственно составляют 7 % от мировых запасов нефти и 25 % от запасов газа. На этих глубинах в Египте, Италии, Мексике, Франции и США раз-ведано около 47 % их общих запасов газа, а в ин-тервале глубин 4500–6668 м в Аргентине, Ита-лии, Ливии, Мексике, США и Тринидаде-Тобаго выявлено более 31 % текущих извлекаемых запа-сов нефти этих стран.

В Мексике и США коэффициент промышлен-ных открытий нефти и газа на больших глубинах достигает 50–71 %. В бассейнах Мексиканского залива, Пермском, Анадарко, впадин Калифор-нии и Скалистых гор в глубокопогруженных го-ризонтах открыто более 225 месторождений и за-

лежей, в том числе и такие крупные как Гомес, Локридж, Койаноза, Торо, Хемон, Рохо, Кейлон-Айсленд и другие.Вместе с тем, во впадине Ана-дарко, где потенциальные ресурсы газа в глубо-ких зонах оценивались в 2,7 трлн м3, за десять лет после открытия первого глубокого газового ме-сторождения Гейджиби-Крик (1964 г.) было под-готовлено только до 200 млрд м3, разбросанных по шести месторождениям, что связано со слож-ностью коллекторов в основных горизонтах хан-тон, симпсон, арбокл, аномальными пластовыми давлениями (до 1500–1750 кгм/см2 на глубинах более 7000 м), повышением температур до 200–230 °С и другими факторами.

В 1972–1974 гг. во впадинах Анадарко и Де-лавер пробурены глубочайшие в мире скважи-ны, впервые вскрывшие отложения на глубинах 8600–9500 м. Скважина Юниверсити – 1–17 про-бурена в 1972 г. в Западном Техасе в погружен-ной части впадины Делавер (Пермский бас-сейн). При окончательном забое на глубине 8687 м скважина вскрыла карбонатный ком-плекс элленбергер (кембро-ордовик) при пла-стовом давлении 830 кгс/см2 и пластовой тем-пературе 204 °С. При опробовании был получен небольшой газовый приток. Скважина Берта-Роджерс-1 закончена бурением в 1974 г. на ре-кордной глубине 9588 м во впадине Анадарко. Пластовые параметры на забое: температура 232–242 °С, давление 1736 кгс/см2. На забое отмечены слабые газопроявления. По промыс-лово-геофизическим данным в глубоких гори-зонтах нефтегазоносные объекты отсутствуют. Опробованы песчаники свиты гранит-уош (пер-мо-пенсильваний) в интервале 3962–3996 м, в результате получен приток углеводородного газа дебитом 113 тыс. м3/сут.

В сентябре 2009 г. года Компания Бритиш Петролеум объявила об открытии гигантского месторождения в Мексиканском заливе на глу-бине 10,5 км на площади «Тибр». Открытие дей-ствительно уникальное. Хотя в мире и пробурено несколько скважин глубиной более 9 км, впервые на таких глубинах получена продукция промыш-

И.С. ГУЛИЕВ

Сверхглубокие углеводородные системы и технологии их прогноза

И.С. ГУЛИЕВ – заместитель директора института геологии Национальной Академии Наук Азербайджана, профессор

В.Ю. КЕРИМОВ – зав. кафедрой теоретических основ поисков и разведки нефти и газа РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, профессор

25


ленного значения. По предварительным данным месторо-ждение должно содержать от 3 до 4 млрд. баррелей нефти, то есть это гигантское месторождение. Глубина водного слоя – 1260 м. Продуктивны палеоценовые отложения.

Месторождение Тьюпи, открытое ранее является состав-ной частью крупного изолированного нефтегазоносного комплекса 800 км в длину и 200 км в ширину, флюидоупором для которого является мощная толща соли.

В 2007 г. в бразильском шельфе Атлантического океа-на выявлено также одно из крупнейших месторождений мира Кариока. Предварительно оцененные запасы нефти составляют 5,7 млрд т, глубина залегания продуктивных горизонтов – свыше 5500 м. Глубина водного слоя 2141 м. Продуктивны терригенно-карбонатные отложения мелового возраста.

Три нефтяные компании под руководством кор-порации «Шеврон» обнаружили на шельфе Мекси-канского залива на глубине 8,5 км ниже уровня моря, гигантский нефтяной бассейн, объем которого может со-ставить от 3 до 15 млрд. баррелей углеводородного топлива. К настоящему времени пробурено также значительное число скважин глубже 9 км. Кроме известной Кольской сверхглубо-кой, пробурены также Тибр (Мексиканский залив) 10685 м, Берта-Роджерс (Анадарко) 9583, Бейден-Юнит (Анадарко) 9159 м, КТВ (Hauptbohrung-Германия) 9100.

Известная скважина Берта-Роджерс-1 во впадине Анадар-ко в при забое 9583 м дала приток жидкой серы при темпера-туре более 240 С. Максимальное значение измеренной темпе-ратуры 1750 °С на глубине 6519 м установлено в Аралсорской сверхглубокой скважине, а на глубине 10–15 км температура по расчетным данным может составить 200–3700 °С.

На площади Брунер в бассейне Анадарко на глубине 5882 м, было достигнуто давление 132 МПа при градиенте

22,75 кПа/м. Максимальное пластовое давление было до-стигнуто на месторождении Пайни-Вудс в штате Миссисипи, США на глубине 6767 м – 154,7 МПа. Однако практически, месторождений нефти и газа при указанных температурах и давлениях обнаружено не было. Уместно отметить, что в скважинах даже на небольших глубинах могут быть зафик-сированы очень высокие температуры. Например, на забое скважины Солтон-Си в США на глубине 3220 метров была зафиксирована температура 355 °С, а в другой скважине, пробуренной до 1440 метров в одной из молодых вулкани-ческих структур на западе США, измеренная температура достигала 465 °С.

В России и других странах СНГ также успешно осваивают-ся месторождения нефти и газа на глубинах свыше 4500 м.

На Астраханском своде в верхней части резервуара, в башкирских известняках среднего карбона, установлена массивная газоконденсатная залежь с высоким содержани-ем сероводорода и углекислого газа. Залежь высотой около 200 м. На 500 м глубже расположен новый этаж нефтегазо-носности, где в интервале глубин 4700–4855 м (нижний кар-бон), 5535–5623 и 5817–5971 м (верхний девон) установлены три пластовые залежи нефти и газа, в нижней залежи – нефть с низким содержанием серы. С целью изучения геологическо-го строения и нефтегазоносности подсолевых глубокозале-гающих терригенных отложений девона здес пробурено семь скважин: Володарская-2, Девонские-1, 2, 3, Правобережная-1, Северо-Астраханская-1, Табаковская-1. Скважина Девон-ская-2 (забой 7003 м) вскрыла девонские отложения на пол-ную мощность и при испытании интервала 6522–6459 м было установлено наличие бессернистого метанового газа.

В Южном Оренбуржье пробурено 17 скважин глубиной от 4850 м (Нагумановская 2) до 7005 м (Вершиновская – 501 м). Открыты месторождения: Песчаное газоконденсат-

Рис. 1. Сверхглубокие нефтегазоносные бассейны (И.С. Гулиев,

Э.Г. Алиева, Д.А.-Д. Гусейнов и др., 2009)



но-нефтяное (5100–5700 м), Восточно-Песчаное нефтяное (4926 м), Нагумановское нефтяное (около 5000 м). С целью изучения Прикаспий-ской синеклизы сверхглубоким бурением про-бурены скважины: Буранная-1 (живетский ярус среднего девона, забой 6506 м), Каинсайская-1 (нижний девон, забой 6516 м), Южно-Линев-ская-1 (верхний карбон, забой 6145 м) и другие. В Волгоградском Поволжье открыто Антиповское месторождение, глубины 4750–4764 м).

На Северном Кавказе залежи нефти и газа обнаружены на больших глубинах – в Западно-Кубанском прогибе (Кошехабльская, фонтан газа до 1 млн м3/сут, глубина 5122 м), Кузне-цовская, Лабинская (5310 м), Темиргоевская (5261–5408 м) и Терско-Каспийском – открыт ряд нефтяных месторождений на глубинах от 4515 м (Северный Малгобек) до 5800 м (Андреевское), газовое Ханкальское (5800 м).

Еще несколько десятилетий тому назад самые глубокие нефти были выявлены в Азербайджане. Нефть на глубине 6170 м обнаружена на площа-ди Булла-Дениз, Бахар (4400–5040 м),. Недавно в Азербайджане открыто уникальное газокон-денсатное месторождение Шах-Дениз с запасами газа 1,2 трлн м3 где получена продукция (газокон-денсат) с глубины порядка 7 км.

В Казахстане открыты месторождения За-падный и Восточный Кашаган. Скв. «Восточный Кашаган-1» вскрыла нефтяную залежь в интер-вале глубин 4036–4596 м (высота – 800 м). Ме-сторождение крупное по запасам (1–7 млрд т и 3 трлн м3.

В Днепрово-Донецком бассейне (Украина) выявлено более 60 нефтяных и газовых месторо-ждений (Тростянецкое, 4918–4925 м; Карайков-ское, 5189 м; Западно-Березовское, 5642–5680 м; Свиридовское, 5913 м и др.).

В Западно-Туркменской впадине на место-рождении Барса-Кельмес выявлены залежи газа и конденсата на глубинах 4535–4545 м; в 2003 г. получен промышленный приток газа в скважине 10 на месторождении Южный Елотен дебитом 1,2–1,3 млн м3/сут (интервал 3900–4500 м).

Ферганская впадина (Узбекистан) показа-тельна месторождением Тургачи, где получена нефть с глубины 4510 м.

Таким образом, можно считать, что этап по-исков нефти и газа до глубин 7 км уже пройден, как с точки зрения разработки теоретических основ, так и с технической точки зрения. Он, не-сомненно, продолжиться еще десятилетия, будут уточняться методические основы, появятся но-вые факты и т.д.

Одно, несомненно, мы находимся в начале нового этапа поисков нефти и газа, глубин 7–14 км.

Основной задачей этого этапа является теоретическое обоснование формирования углеводородных систем на больших глубинах, усовершенствование и разработка методики их поиска.

Основным отличием сверхглубоких бассейнов от обычных (неглубоких) является различие в тер-мобарических условиях и физических свойств пород и флюидов. Эти факторы обуславливают су-щественно затрудненный массообмен и как след-ствие, специфические условия фазовых переходов и выделения углеводородов в свободную фазу.

В геологии и геохимии осадочных процессов, в частности, в моделях формирования залежей нефти и газа массообмену и фазовым переходам, как правило, не уделяется должного внимания. Вместе с тем, и формирование полезных ископае-мых, и динамические процессы в подземной среде могут быть поняты и объяснены только в рамках общей теории энерго- и массообмена на основе базовых представлений о кинетике фазовых пе-реходов.

Осадочная толща представляет собой слож-ную систему, которая стремится к согласованию всех последовательностей превращений и пере-носа и формированию некоторой самооргани-зующейся структуры с характерными чертами пространственной изменчивости естественных полей (концентраций, температуры, давления, плотности и др.), характеризующих подземную и надземную гидросферы и атмосферу. Опреде-ляющим фактором формирования закономер-ностей этой изменчивости является дифферен-циация флюидальных сфер по интенсивности обновления. Оптимальным образом в осадочной толще поддерживаются те реакции (из числа воз-можных), характерные скорости которых согла-сованы с расходом вещества в системах дренов. Такая согласованность означает, что само пре-вращение вещества обеспечивается привносом составляющих компонентов реакции в требуе-мом количестве, а химическое сродство реакции сохраняет отличное от ноля значение благодаря отводу продуктов превращения из реакционной зоны (или дальнейшему их потреблению в самой зоне), то есть каждая компонентно-минеральная ассоциация имеет определенные ниши форми-рования и устойчивости в диапазоне интенсив-ностей обновления. Сам процесс превращения происходит при столкновении частиц (молекул, радикалов, ионных комплексов и т.д.). Это значит, что в зоне превращения вещества должны быть соизмеримы и конвективная, и диффузионная со-ставляющие потока, то есть основными зонами наиболее интенсивных химических превра-щений в подземной среде являются диффузи-онные пограничные слои конвективных зон

27


и примыкающие к ним высокоградиентные области диффузионных зон, которые симме-тричным образом могут быть названы «конвек-тивными пограничными слоями диффузион-ных зон» (В.В. Иванов, И.С. Гулиев, 2002).

Поэтому естественным алгоритмом обос-новываемой логической схемы поиска является получение информации о разделении осадоч-ного бассейна на зоны конвективного и диф-фузионного обмена и о поле скоростей тече-ний в конвективных зонах. К числу важнейших из этих процессов и относится подземный водо-обмен – распределение и интенсивность подзем-ных потоков.

Соответственно первая из фундаментальных задач этого изучения, а именно – определение в геологических разрезах геометрических и гидродинамических характеристик подзем-ных потоков и их характерных (Иванов, Гули-ев, 1988, 2002; Керимов, Рачинский, 2010).

Другой отличительной особенностью осадоч-ной оболочки сверхглубоких бассейнов является значительная активность динамических явле-ний, таких как грязевой вулканизм, глинистый и песчаный диапиризм, мелкофокусные земле-трясения, подземные оползни и другие быстро-протекающие процессы (Гулиев, Панахи, 2002; Гулиев, Рейлинджер и др., 2002; Гулиев, Кадыров, 2000; Гулиев, Гусейнов, 2004).

На основе изучения этих особенностей было сформулировано положение о спонтанном возбу-ждении и разуплотнении подземной среды и на-личии в осадочных бассейнах специфических очагов «возбуждения» (Гулиев, 1999). Под оча-гами «возбуждения» понимаются определенные объемы осадочного чехла, в которых происходят процессы углеводородообразования происходят с большими скоростями и сопровождающиеся значительными динамическими эффектами. Эти очаги, как показали сейсмические исследования, распределены дискретно, не по всему объему и характеризуются значительной пространствен-но-временной изменчивостью.

Наиболее характерным примером возбу-жденных процессов является грязевой вулка-низм, в результате которого на поверхность вы-деляются сотни миллионов тонн углеводородов, и горных растворов.

Возбуждение и последующие процессы могут протекать и более спокойно и в этом случае, уг-леводороды могут накапливаться в резервуарах произвольной формы.

В рамках развиваемых представлений обос-новывается, что процесс «возбуждения» в оса-дочных бассейнах связан с фазовыми перехода-ми различного типа, например жидкость – газ (переход газов из растворенного состояния в свободную газовую фазу, образование пара из воды), твердое тело–газ (распад газогидра-тов, твердое тело–жидкость (выделение воды при трансформации минералов). Происходящие при этом значительное увеличение объема и по-вышение давления приводят к значительным деформациям осадочных пород, разуплотнению вещества, по сути переводу его из твердотельно-го в состояние горного раствора. Вполне веро-ятно развитие конвективных процессов (Гулиев, Кадыров, 2000).

Выделение и миграция значительных объе-мов газов (паров) по крутопадающим разрыв-ным нарушениям при «возбуждении» подземной среды способствуют развитию специфическо-го процесса, аналогичного хорошо известному и изученному в производственной технологии, процессу псевдоожжижения. При этом в осадоч-ном чехле вырабатываются субвертикальные каналы и специфические породные ассоциации известные под общим названием флюидизаты (брекчия, туффизиты, и др.). Масштабы этого процесса, как показали геофизические и геохи-мические исследования осадочного чехла, осо-бенно, в мировом океане, весьма значительны. Обнаружено огромное количество субверти-кальных геологических тел и многочисленные естественные выделения газов, которые логич-но связывать с процессами фазовых переходов

Рис. 2. Идеализированная модель спонтан-

ного возбуждения и разуплотнения осадоч-

ных пород на основе натурного экспери-

мента

а в

б г

НС

НС

НС НС

НСНС

НС



различного типа. Это позволяет считать процесс «возбуждения» широко распространенным явле-нием. Идеализированная модель возбужденной системы была промоделирована в натурном экс-перименте на пилотной установке (рис. 2).

Представляется, что и в осадочных бассейнах, в общем приближении, происходят аналогичные

по характеру процессы, а генерация и выделение углеводородов происходит не априори по всему объему нефтегазоматеринских породах в зонах «углеводородных окон», а в определенных очагах «возбуждения». Поэтому изучение «возбужде-ния» среды в осадочных бассейнах должны стать объектом специального исследования. К настоя-щему времени изучение процессов возбужде-ния в осадочных бассейнах только начинаются и наиболее оптимальными объектами представ-ляются грязевые вулканы, мелкофокусные зем-

летрясения, естественные выходы флюидов и зоны их распространения. Фазовые переходы, как показывают расчеты и эксперименты, сопро-вождаются соответствующими изменениями структуры и свойств осадочных пород (разуплот-нением и псевдоожижением осадочного мате-риала), а также рядом динамических эффектов, например мелкофокусными землетрясениями, извержениями вулканов, подводными оползня-ми др. Вероятность возникновения конвектив-ных движений, в частности адвекции, в этих случаях, также достаточно высока. В результате этих процессов могут формироваться геологиче-ские тела более сложной формы, чем обычные антиклинальные и неструктурные. Флюиды при интенсивной миграции за счет псевдоожи-жения пород вырабатывают в осадочном чехле субвертикальные каналы и геологические тела сложной формы, которые могут служить путями миграции и зонами накопления углеводородов (рис. 3).

Наконец, при фазовых переходах могут воз-никнуть импульсы сверхвысоких давлений, кото-рые вызывают различные динамические эффек-ты (мелкофокусные землетрясения, извержения грязевых вулканов, оползни и обрушения в седи-ментационных бассейна) и являются причиной нарушения герметичности покрышек (рис. 4).

На основании изложенного нам представ-ляется оправданным применение идеологии усовершенствования поисков углеводородов в сверхглубоких бассейнах, основанной на на-личие новых признаков и параметров картиро-вания современной углеводородной системы.

Картирование зон « очагов возбуждения»• Углеводородообразование и последующее разуплотнение и псевдоожжижение материала осадочных пород должно фиксироваться в фи-зических полях и динамических эффектах. Для

Рис. 3. Региональные субвертикальные и субгоризонтальные зоны

разуплотнения и каналы миграции с зонами накопления углево-

дородов, выработанные в осадочном чехле флюидами в резуль-

тате псевдожижения (И.С. Гулиев, Д.А.-Д. Гусейнов, 2008)

2000

1000

500

701 882 941 711 717 414520200 7734992

1500

m

NW

Oil

34

4226

UPPER

UPPER

5545

LOWER CP

70004757

70207

8

6

5

4

3

2

1

0

2303

DEEP CONDUIT

Рис. 4. Очаги воз-

буждения и каналы

миграции

–4

–6

–8

–10

–12

–14

–16

H, км

29


Рис. 5. Вероятная морфо-

логия субвертикальных

геологических тел (Stuart,

Devis, 2006)

Рис. 6. Изменение активности

выделения разуплотненной

массы во времени (Guliyev et

al., 2006)

10 20 30 40

Number of mud volcanoes

50 60 70

0

0,5

1

1,5

2,5

3,5

4,5

2

4

3

Tim

e (m

illio

n ye

ars)

activity

QUATERNARY

UPPER APSHERON

UPPER AKCHAGYL

MIDDLE AKCHAGYL

LOWER AKCHAGYL

LOWER APSHERON

SURAKHANYSABUNCHI

PLEISTOCEN

E

UPPERUPPER

LOW

ERLO

WER

PLOCEN

E

фиксации координат и геометрии источника могут быть при-менены сейсмические, гравитационные, электромагнитные методы и геофизический мониторинг.• Фазовые переходы (возбуждение системы) сопрово-ждается различными динамическими эффектами, мелко-фокусные землетрясения, извержения грязевых вулканов. Координаты, форма и размеры очагов могут быть идентифи-цированы комплексом геофизических методов.

Картирование каналов миграции• Миграция флюидов вырабатывает в осадочном чехле субвертикальные каналы причудливой формы, заполненные разуплотненным осадочным материалом (рис. 5). В зависи-мости от интенсивности и времени миграции, степень разу-плотнения и консистенция осадочного материала меняются. Эти особенности отражаются на сейсмических диаграммах различным «сейсмическим имиджем».

Картирование времени и интенсивности миграции углеводородов• В осадочном чехле молодых бассейнов каналы, время и интенсивность миграции фиксируется в свойствах осадоч-ного чехла и могут быть закартированы геофизическими и геохимическими методами. • Специальными методами интерпретации можно в об-щем канале миграции идентифицировать углеводородные факелы.• По степени контрастности, размерам и пространствен-ному соотношению с достоверно выделенными стратиграфи-ческими комплексами возможно получить дополнительную информацию о времени, интенсивности и направлению миграции. • Проекции каналов на поверхности фиксируются в угле-водородных выходах и геохимических аномалиях.



Рис. 7. Изменение объемов поступ-

ления углеводородов в ловушки

(по материалам Бритиш Петролеум)

VOLU

ME

(m3 )

6,00E + 09

5,00E + 09

Trap Volume

Lack of Effective Seal

4,00E + 09

3,00E + 09

2,00E + 09

1,00E + 09

0,00E + 09

0 0,5 1 2 32,51,5

AGE (MY)

Regression

Early oil migration/Inclusions

Pre

Pere

riv ?

Pere

riv

Bala

khan

y

AGE STRATIGRAPHY FORMATION SOURCE RESERVOIR SEAL TRAP

Timing ofstructureinitiation fromoffshore data(Delvin et al.,1999); onshorestructurescloser toCaucasusorogen arepotentiallyolder.

Based on models fromAbrams andNarimanov, 1997 andDelvin et al., 1999;local variations inmaturation based onsubsidence andstructure developmentare expected.

MATURATION

1

2

3

4

5

8

10

20

30

LOWER

LOW

ERLO

WER

LOW

ERU

LOW

ER

MIDDLE

MID

DLE

UPPER

SPIRIALITIC

DIATOMACEOUS

PONTIANKALINSKY

PKKS

NKPNKG

PERERYVA

UPPE

R

PLEI

STO

CEN

E

UP

PE

RUP

PER

MA

IK

OP

NE

OG

EE

NPA

LEO

CEN

EP

LI

OC

EN

EM

IO

CE

NE

OLI

GO

CEN

E

QUATERNARY

QUA

TERN

ARY

APSHERON

AKCHAGYL

SABUNCHI

BALAKHANY

SURAKHANY

CON

NEC

TIO

N T

O P

ARAT

ETHY

SIS

OLA

TEO

LAK

EPR

OD

UCTI

VE S

ERIE

SCO

NN

ECTI

ON

ISO

LATI

ON

TO

NEA

R-IS

OLA

TIO

N

? OILBU

CK

LE F

OLD

S

MU

D D

IAP

IRIS

M

GA

S

Рис. 8. Составные части и вероятная эволюция углеводородной

системы Южно-Каспийского бассейна (по материалам Бритиш

Петролеум)

31


• Интенсивность миграции оценивается по объему разу-плотненной массы на основе сравнения карт различных вре-менных срезов.

Критерии картирования ловушек сложной конфигу-рации• Значительная роль конвективных процессов в формиро-вании структуры осадочных пород способствует формирова-нию большого разнообразия неструктурных и гидродинами-ческих ловушек.• Кроме ловушек традиционных антиклинальных и не-структурных типов накопление углеводородов возможно в ловушках гидродинамического типа произвольной формы. Их картирование наиболее оптимально производить ком-плексом методов.

Оценка надежности покрышек в условиях современ-ной активной геодинамики и сверхвысоких давлений

Сравнительная оценка плотности распределения есте-ственных выходов УВ, замеры объемов выделяющихся углеводородов, интенсивности углеводородных и других геохимических процессов является критерием разрушения залежей.

Эволюция углеводородной системыПринципиальная возможность построения схемы эво-

люции углеводородной системы основана на сравнении объемов разуплотненного вещества на отдельных этапах развития бассейна и структурных построений роста объе-мов ловушки. В результате, строится обобщенная модель эволюции углеводородной системы (рис. 6–9).

ПЕРВООЧЕРЕДНЫЕ ЗАДАЧИ1. Керн и пробы нефти, газа и воды с глубин 7–14 км крайне ограничен и не доступен массовым исследованиям. Необхо-димо на новом аналитическом уровне, начать исследования по изучение выбросов пород, и сорбированных в них нефти,

газа и воды грязевых вулканов, которые по косвенным дан-ным, могут относиться к широкому интервалу глубин, в том числе и к глубинам до 14 км. На сегодня, это практический единственный выход в прямом изучении вещества осадоч-ных пород и флюидов на больших глубинах.

2. Геофизические методы прогнозирования глубин 7–14 км существенно отличаются от таковых на небольших глубинах. Поскольку качество сейсмического и другого гео-физического материала на больших глубинах значительно ухудшается, требуется разработки дополнительных методов интерпретации геофизических материалов и усовершен-ствование методов и интерпретации результатов сейсми-ческих исследований на глубинах более 7 км, в том числе и в области применения геофизических методов исследо-вания скважин. Информация об изменениях с увеличением глубин термодинамических условий, влияющих на техноло-гию ГИС и петрофизические свойства пород, должна, прежде всего, использоваться при интерпретации каротажных мате-риалов и данных испытания пластов трубными пластоиспы-тателями (или опробователями на кабеле).

3. Основным инструментом теоретических исследований нефтегазоносности больших глубин станет бассейновое мо-делирование.

ПРИРОСТ РЕСУРСОВУглеводородный потенциал пород сверхглубоких бас-сейнов осадконакопления (Каспийско-Черноморский регион, Прикаспийская могасинеклиза, Предуральский и Предкавказский прогибы и др.), учитывая огромную мощность осадочного чехла(до 30–32 км), а также низ-кий тепловой поток, аномально высокие пластовые дав-ления, реализован только на 30 %, так что мы можем рассчитывать почти на двукратное увеличение потенци-альных ресурсов УВ.

Рис. 9. Обобщенная модель сверхглубокой углеводородной

системы (по материалам Бритиш Петролеум)

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

TWT

(sec

onds

)

TWT

(sec

onds

)

WEST EAST

S

S

S

R

R

R

R

Key:

Source Rock (Diatom Suite)

Reservoir Rock (Productive Series)

Migration Pathway (Source-Trap)

Leakage Pathway (Trap-Surface)

BuriedDelta

Clinoforms

? Volcanics

TopProductive

Series

Base ofProductive Series

Satelite Seeps

DivergentReflectors

Late Oligocene - Late MioceneMegasequence

Complexly DeformedSediments

MobileShale(Base Pliocene)

Productive Series(Pliocene)

PaleoKura Delta

Seabed

PleistoceneSediments

? Syn RiftMegasequence

PalaeoAmu Darya Delta



стия Национальной Академии Наук Азербайджана. Науки о Земле. – № 3. – 2003. – С. 139–146.

14. Гулиев И.С., Гусейнов Д.А. К флюидодинамике Южно-Кас-пийского бассейна. – ДАН России. – Т. 395. – 2004. – № 5.

15. Guliev I.S., Feizullaev A.A. Geochemistry of hydrocarbon seepages in Azerbaijan. In: Hydrocarbon migration and its near-surface expression: AAPG Memoir. – V. 66. – 1996. – Р. 63–70.

16. Inan, S., Yalcin, N., Guliev, I., Kuliev, K., and Feisullaev A. Deep petroleum occurrences in the Lower Kura Depression, South Caspian Basin, Azerbaijan: an organic geochemical and basin modelling study//Marine and Petroleum Geology. – V. 14. – 1997. – No. 7/8. – Р. 731–762.

17. Guliyev I.S., Feyzullayev A.A., Tagiyev M.F. Isotopic-Geochemical characteristics oil and gas in the South Caspian Basin. Energy Exploration and Exploration. – V. 5. – 1997. – P. 311–368.

18. Guliyev I.S., Feyzullayev A.A., Huseynov D.A. Isotope geochemistry of oils from fi elds and mud volcanoes in the South Caspian Basin, Azerbaijan. Petroleum Geology. – Vol. 7. – 2001. – P. 201–209.

19. Guliyev I.S., Feyzullayev A.A., Huseynov D.A. Isotope geochemistry of oils from fi elds and mud volcanoes in the South Caspian Basin, Azerbaijan//Petroleum Geology. – Vol. 7. – 2001. – P. 201–209.

20. Guliyev I S., Yusifov M., Stuar S., Davies R. Mud Volcanoes of the Caspian Sea : Summary of the current state of understanding. International Symposium «Gas on Marine Sediments», Vigo, 2006.

21. Feyzullayev A.A., Guliyev I.S., Tagiyev M.F. Source potential of the Mesozoic-Cenozoic rocks in the South Caspian Basin and their role in forming the accumulations in the Lower Pliocene reservoirs//Petroleum Geology. – Vol. 7. – 2001. – Р. 409–417.

22. Huseynov D.A., Guliyev I.S. Mud volcanic natural phenomena in the South Caspian basin: geology, fl uid dynamics and environmental impact// J. Environmental Geology. – V. 46. – 2004. – P. 988–996.

23. Lerche I., Bagirov E., Nodirov R., Tagiev M., Guliev I. Evolution of the South Caspian basin: geologic risk and probable hazards. – Baku, 1997. – 580 р.

24. Lerche I., Alizadech A.A., Guliyev I.S. at al. South Caspian Basin, stratigraphy, geochemistry and risk analysis. – Baku, 1998. – 430 p.


1. Гулиев И.С. Возбужденные осадочные комплексы и их роль в динамических процессах и формировании нефтегазовых месторождений: Труды Международного совещания-семи-нара «Новейшая тектоника и ее влияние на формирование и размещение залежей нефти и газа». – Баку, 1999. – С. 44–52.

2. Гулиев И.С., Фейзуллаев А.А., Гусейнов Д.А. Cтепень зрело-сти нефтей разновозрастных резервуаров Южно-Каспий-ской мегавпадины//Геология нефти и газа. – № 3. – 2000. – С. 41–50.

3. Гулиев И.С., Кадиров Ф.А. Об одном механизме внутри-пластовой миграции углеводородов. – М.: Доклады АН России. – Т. 373. – № 4. – 2000. – С. 506–509.

4. Гулиев И.С., Алиев Г.-М.А., Алиева Э.Г., Мурадов Ч.С. Много-компонентная аномалия в донных осадках и морской воде центральной части Южно-Каспийской впадины//Геохи-мия. – № 9. – 2001. – С.1010–1017.

5. Гулиев И.С., Фейзуллаев А.А., Гусейнов Д.А. Изотопный со-став углерода углеводородных флюидов Южно-Каспийской мегавпадины//Геохимия. – № 3. – 2001. – С. 271–278.

6. Гулиев И.С., Фейзуллаев А.А., Тагиев М.Ф. Углеводород-ный потенциал майкопских отложений Азербайджана//Ли-тология и полезные ископаемые. – № 3. – 2001.

7. Алиев А.А., Гулиев И.С., Белов И.С. Каталог извержений гря-зевых вулканов Азербайджана (за период 1810–2001 гг.). – Баку: Нафта-Пресс, 2002. – 87 с.

8. Гулиев И.С., Рейлинджер Р. и др. Активная тектоника Азербайджана: по геодинамическим, гравиметрическим и сейсмическим данным: Доклады РАН. – Т. 382. – № 6. – 2002. – С. 1–4.

9. Иванов В.В., Гулиев И.С. Опыт физико-химического моделиро ва ния грязевого вулканизма: Бюл. МОИП. Отд. геологии. – № 1. – 1986.

10. Иванов В.В., Гулиев И.С. Физико-химическая модель грязевого вулканизма: В сб.: Проблемы нефтегазоносности Кавказа. – М.: Наука, 1988. – С. 92–100.

11. Иванов В.В., Гулиев И.С. Массообмен, углеводородооб-разование и фазовые переходы в осадочных бассейнах. – Баку: Нафта-Пресс, 2002.

12. Керимов В.Ю., Рачинский М.З. Геофлюидодинамика нефте-газоносности подвижных поясов. – М.: ООО «Издательский дом Недра», 2011.

13. Мамедов П.З., Гулиев И.С. Субвертикальные геологические тела в осадочном чехле Южно-Каспийской впадины//Изве-

33


ВИГРАЛА БЬОРН

Оценка нефтегазовых ресурсов использу-ется для определения общего количества доказанных и недоказанных нефтяных

и газовых залежей, т.е. технически и экономиче-ски доступные для извлечения в определенный промежуток времени. Оценка нефтегазовых ресурсов – задача первостепенной важности, на-пример, для оценки ожидаемой эффективности поисково-разведочных работ в отдаленных райо-нах, таких как Арктика. Оценку нефтегазовых ре-сурсов на протяжении долгого времени проводит Национальное Ведомство Углеводородов, т.к. оно является основным связующим звеном между данными, хранящимися в Национальном Центре Данных, и оценкой, которую должно проводить Ведомство, чтобы вывести на рынок и лицензи-ровать свои активы. Национальное Ведомство Уг-леводородов играет первостепенную роль в про-мышленности, т.к. оно должно создать промыш-ленную ценность для своей страны посредством повышения стоимости активов, привлечения инвесторов, управления и распространения зна-ний о разведке и добыче, а также оптимизации управления углеводородными ресурсами. Точная оценка ресурсов играет ключевую роль во всех этих процессах.

В то время как нефтегазовые резервы должны быть открыты бурением, а затем оценены с помо-щью четко определенных и общепринятых стан-дартов (например SPE), оценка нефтегазовых ре-сурсов не так хорошо определена и регулируется. Используются различные методы, включая ана-логовый, нефтегазовых систем, материального баланса и динамики эксплуатационных показа-телей, но подходы, основанные на нефтегазовых системах, наиболее часто используются, что по-казано в подходе Глобальных Нефтегазоносных Систем (TPS), который применяет USGS Геолого-разведка для глобальной оценки. Все методы име-ют недостатки, однако самый важный недостаток в том, что они часто недостаточно основываются на геологии и не все подконтрольны, т.е. данные оценки и методология публикуются не в полном объеме. Данная презентация рассматривает ме-

тоды и последовательность действий, которые касаются вышеупомянутых проблем.

«Нефтегазоносная система» – это термин, который используется для описания важных элементов (источник, коллектор, покрышка и вскрышные породы), а также важные процес-сы (образование нефти, миграция и накопление, свойства ловушки и цикличность), которые не-обходимы для начала накопления нефти. Эти факторы применяют и к конвенциональным нефтегазоносным системам, в которых нефть или газ были выведены из материнской породы, и к нетрадиционным системам, в которых нефть остается в материнской породе.

В Моделировании Нефтегазоносных Систем (PSM), цифровые модели данных целых бассей-нов строят на основе объединенных геофизи-ческих и геологических данных и интерпрета-ций. Существенные элементы нефтегазоносных систем включены в эти модели данных, а затем воспроизводят процессы для полного анализа. Моделирование Нефтегазоносных Систем одоб-рено Геологоразведкой США (USGS) для оценки нефтегазовых ресурсов как количественное рас-ширение концепции Глобальных Нефтегазонос-ных Систем (TPS). Роль моделирования нефтега-зоносных систем описана USGS:• «Оценка нефтегазоносных ресурсов – объеди-ненная, разнообразная и подробная информация о геологической, геохимической истории, исто-рии добычи нефти в провинциях и регионах. Мо-делирование нефтегазоносных систем включает в себя данные геологических наук таким обра-зом, чтобы усилить процесс оценки. А результаты представлены визуально и в цифрах.• Моделирование нефтегазоносных систем ко-личественно превосходит концепцию Глобаль-ных Нефтегазоносных Систем (TPS), которая применяется USGS при оценке ресурсов».

Понимание потенциала ресурсов начинается со скудных или вообще при отсутствии данных, поэтому требуется метод оценки, который мож-но использовать при скудных данных или при их отсутствии. Даже если модели схематичны,

Моделирование нефтегазоносных систем для улучшенной оценки традиционных и нетрадиционных месторождений нефти и газа

ВИГРАЛА БЬОРН – управляющий директор отдела трансфера технологий компании IES (Integrated Exploration Systems), г. Аахен, Германия



строительство 3D геологической модели имеет фундаментальные преимущества. 3D модель га-рантирует полную интеграцию геофизических и геологических данных, т.к. они доступны в той же рабочей среде, которая используется для из-учения масштабного анализа, который можно провести количественно, повторяя несколько раз, чтобы данные были более точно проверены, чем если бы они были просто нанесены на карту. Вдобавок можно эффективно проанализировать все неточности. Последний, но не менее важный факт – масштабируемая 3D-модель данных позво-ляет эффективно применять моделирование неф-тегазоносных систем, сначала в масштабе региона, а затем в определенной области данного региона.

Основное программное обеспечение, исполь-зуемое для геологической оценки, связано с ори-гинальными данными G&G, которые включают измеренные, интерпретированные, оцененные и концептуальные или аналоговые данные, ко-торые используют для строительства моделей данных, в основном в 3D. Затем Моделирование нефтегазоносных систем может взять эти модели данных и провести анализ процессов, который также должен быть в 3D, чтобы можно было по-лучить подсчетные данные и данные с карт. При-меры результатов моделирования: взросление материнской породы, вид УВ (нефть или газ), объем нефти, эмиграция/задерживание, давле-ние/температура и фаза УВ, фаза адсорбирова-ния/свободная фаза газа в нетрадиционных си-стемах, и важнейшие свойства коллектора, такие как пористость/проницаемость, история напря-жения/деформации в результате объединенных геомеханических симуляций. Затем все данные должны быть сведены в относительно простую кару для демонстрации. Эти карты обычно назы-вают Случайными или Карты Риска.

Стандартная оценка нефтегазовых ресурсов включает в себя следующую информацию:• Количество неоткрытых залежей; минималь-ные, средние, максимальные.• Размер нефтяных залежей; маленькие, сред-ние, крупные (MMBO).• Вероятность более одного неоткрытого неф-тяного или газового месторождения с > 50 млн бар нефтяного эквивалента (MMBOE).

• Средняя оценка неоткрытой нефти в неф-тяных месторождениях (например, >10, 1–10, <1 BBOE).• Средняя оценка неоткрытого сжиженного газа (MMBNGL).• Средняя оценка неоткрытого газа(например, >100, 6–100, <6 трлн. фут3).

Усовершенствованная оценка нефтега-зовых ресурсов основана на моделировании нефтегазоносных систем и обеспечивает до-полнительной, более точной информацией:• Улучшенный перевод в количественную форму данных, поступивших из «стандартной» оценки. Оценка основана на данных G&G.• Карта Нефтегазовых Рисков с дренажной об-ластью на протяжении геологического времени с основными факторами риска: P = НАГРУЗКАp × КОЛЛЕКТОРp × ПОКРЫШКАp × ВРЕМЕННОЙ ИН-ТЕРВАЛp × СОХРАНЕНИЕp × БИОДЕГРАДАЦИЯp и др.• Идентификация основных факторов риска на каждой карте.• Неточности (P10, P50, P90) для всех современ-ных выходных данных, например, объемы, коэф-фициент преобразования, поровое давление.• Ожидаемый вид нефти, например, газовый фактор (GOR), конденсат, градус АНИ, вязкость.• Связь с экономикой, такая как модульная оценка, через прямые и выборочные данные.• Полный список нефтегазоносных систем, включающий: карту географического располо-жения и местоположение активной материнской породы в критический момент и в настоящее вре-мя, поперечное сечение в критический момент и в настоящее время, таблицу накоплений, исто-рию осадконакопления в критический момент, последовательность событий в критический мо-мент (хронологию образования ловушки/образо-вание-миграция-накопление).

Будут показаны примеры как для оценки конвенциональных, так и для нетрадиционных нефтегазовых ресурсов в различных геологиче-ских сценариях. Примеры проиллюстрируют преимущества использования методов оценки, основанных на 3D-моделях, и почему они дают более точные геологические подконтрольные результаты.

35


В.И. ВЫСОЦКИЙ

Вэволюции оценок мировых нефтегазовых ресурсов прослеживается четкая тенден-ция к их увеличению. Это связано как

с совершенствованием методов их подсчета, так и с вовлечением в оценку новых природных объ-ектов – осадочных бассейнов или их частей.

К настоящему времени опубликовано боль-шое количество оценок мировых ресурсов, ко-торые значительно расходятся между собой. Их сопоставление представляет трудную задачу, так как в большинстве случаев методы и объекты подсчета не опубликованы. В подавляющем чис-ле случаев эти оценки были разовыми, эпизоди-ческими.

По нашей последней оценке (2011 г.) извле-каемые ресурсы нефти (включая природные газо-конденсатные жидкости) составляют 558 млрд т (рис. 1). По сравнению с предыдущей оценкой они увеличены почти на 4 млрд т, главным образом, в связи с выявлением новой нефтяной системы в подсолевых отложениях ультраглубоководной окраины Юго-Восточной Бразилии [1]. По под-счетам Геологической службы США мировые ре-сурсы нефти оцениваются в 449 млрд т [2].

На начало 2011 года структура мировых извлекаемых ресурсов нефти включает накоп-ленную добычу – 163 млрд т, текущие запасы – 190 млрд т и неоткрытые ресурсы – 205 млрд т (рис. 2). Разведанность начальных ресурсов – 63,3 %, выработанность – 29,3 %.

За последнее пятилетие опубликовано не-сколько подсчетов мировых газовых ресурсов (рис. 3). Среди них отметим оценку Геологиче-ской службы США – 485,1 трлн м3 [2],

ООО «Газ-

промВНИИГАЗ» – 612 трлн м3 [3] и ОАО «ВНИИ-ЗАРУБЕЖГЕОЛОГИЯ» – 634,3 трлн м3 [4].

Следует отметить, что оценка мирового газового потенциала, опубликованного ОАО «ВНИИ ЗАРУБЕЖГЕОЛОГИЯ» в 2008 г., базирова-лась на подсчетах, проведенных в конце 2005 г. В 2011 г. завершен пересмотр этой оценки, и в на-стоящее время она увеличена до 695 трлн м3, что связано с открытием крупных газовых месторо-ждений в различных регионах мира.

Существенно увеличены ресурсы газа Туркме-нистана, где в начале нового века в пределах Мур-габской впадины была установлена газоносность нового плея – подсолевых верхнеюрских отложе-

Прогноз освоения мировых ресурсов

1940

100

200

300

400

500

600млрд т

1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010ВНИИЗарубежгеология Геологическая служба США Другие организации

Рис. 1. Эволюция оценок мировых начальных извлекаемых ресурсов нефти

558млрд т

РАЗВЕДАННОСТЬ – 63,3 % ВЫРАБОТАННОСТЬ – 29,3 %

НАКОПЛЕННАЯДОБЫЧА

163 млрд т

ТЕКУЩИЕЗАПАСЫ

180 млрд т

НЕОТКРЫТЫЕРЕСУРСЫ205 млрд т

Рис. 2. Структура мировых ресурсов нефти

В.И. ВЫСОЦКИЙ – зам. генерального директора по нефти и газу ОАО «ВНИИЗАРУБЕЖГЕОЛОГИЯ»В.И. ЕРМОЛКИН – профессор РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина



ний. Здесь в 2003 г. было открыто месторождение Гунорта Елотен-Осман, в 2004 г. – месторождение Яшлар и в 2009 г. по-лучен приток газа свободным дебитом 4,3 млн м3/сут на пло-щади Минара. Появились основания считать, что все эти от-крытия приурочены к единой зоне газонакопления длиной более 90 км и шириной около 30 км, с предварительно оце-ненными запасами газа около 14 трлн м3 [5].

В глубоководной зоне Восточного Средиземноморья, в Ле-вантийском бассейне также в подсолевых отложениях (под мессинской солью) выявлены крупные газовые скопления.

Ресурсы газа в этом бассейне, по оценке Геологической службы США, составляют 4,5 трлн м3 [6]. Значительные по запасам газовые месторождения в последние 3–4 года обнаружены в глубоководных и ультраглубоководных зонах

Атлантического и Индийского океанов (Бразилия, Индия, Мозамбик, Танзания, Австралия и др. страны). Все эти от-крытия позволили увеличить мировые ресурсы газа более чем на 60 трлн. м3 по сравнению с предыдущей оценкой.

На начало 2011 г. структура мировых ресурсов газа вклю-чала накопленную добычу – 116 трлн м3, текущие запасы – 194 трлн м3, неоткрытые ресурсы – 385 трлн м3 (рис. 4). Раз-веданность ресурсов – 44,6 %, выработанность – 16,7 %.

Следует отметить, что наибольшие расхождения между нашей оценкой мировых ресурсов нефти и газа и оценкой Геологической службы США касаются стран СНГ. Последняя считает, что нефтяной потенциал стран бывшего СССР состав-ляет 76 млрд т, а газовый – 180 трлн м3, т.е. соответственно на 44 млрд т и 126 трлн м3 меньше, чем в нашей оценке. Хотя

1955

100

200

300

400

500

600

700

трлн куб. м

1960 19701965 1975 19851980 19951990 2000 20102005ВНИИЗарубежгеология Геологическая служба СШАВНИИГАЗ Другие организации

Рис. 3. Эволюция оценок мировых ресурсов газа

695трлн м3

РАЗВЕДАННОСТЬ – 44,6 % ВЫРАБОТАННОСТЬ – 16,7 %

НАКОПЛЕННАЯДОБЫЧА

116 трлн м3

ТЕКУЩИЕЗАПАСЫ

194 трлн м3

НЕОТКРЫТЫЕРЕСУРСЫ

385 трлн м3

Рис. 4. Структура мировых ресурсов газа

Сауд

овск

ая А

рави

яКр

– 6

8,3;

Кв

– 21

,1; 4

64,0

/52,

7

США

Кр –

66,

8; К

в –

59,9

; 352

,2/8

0,0

Ира

нКр

– 8

7,1; К

в –

24,6

; 212

,0/2

5,0

Ира

кКр

– 5

8,2;

Кв

– 12

,0; 1

20,8

/0,4

ОАЭ

Кр –

68,

9; К

в –

15,0

; 120

,6/1

2,4

Вене

суэл

а*Кр

– 8

2,8;

Кв

– 39

,7; 1

01,7

/17,0

Кита

йКр

– 3

8,7;

Кв

– 25

,4; 2

09,3

/23,

7

Куве

йтКр

– 9

7,0; К

в –

27,5

; 125

,6/1

0,0

Браз

илия

Кр –

35,

7; К

в –

17,3

; 125

,2/2

6,8

Мек

сика

Кр –

78,

8; К

в –

61,4

; 155

,8/2

2,0

Норв

егия

Кр –

75,

6; К

в –

59,3

; 114

,7/1

4,9

0

80,5

50,4

36,533,5

26,022,8 21,2 20,5

9,8 9,75,4

80Накопленная добыча

70

60

50

40

30

20

10

млрд т

Кр – разведанность, %; Кв – выработанность; 101,7/17,0 – добыча в 2009 г., млн т общая/в т.ч. конденсат

* – без тяжелой нефти Ориноко

Текущие запасы Неоткрытые ресурсы

Рис. 5. Структура ресурсов нефти стран с годовой добычей

более 100 млн т

Ливи

яКр

– 8

7,2; К

в –

32,7

; 78,

0/3,

1

Ниге

рия

Кр –

87,6

; Кв

– 37

,1; 9

6,5/

6,2

Каза

хста

нКр

– 7

2,6;

Кв

– 15

,5; 7

6,5/

6,0

Кана

даКр

– 6

5,0;

Кв

– 53

,6; 9

5,7/

28,0

Алж

ирКр

– 7

7,5; К

в –

48,2

; 99,

6/33

,1

Ката

рКр

– 9

8,1;

Кв

– 23

,6; 5

5,4/

15,0

Вели

кобр

итан

ияКр

– 8

1,2;

Кв

– 72

,9; 7

0,5/

8,9

Анго

даКр

– 6

9,7;

Кв

– 30

,3; 8

7,4/0

,7

0

11,210,5

8,47,8

5,8 5,54,8

3,3

12

10

8

6

4

2

млрд т Накопленная добыча Текущие запасы Неоткрытые ресурсы


от 50 до 100 млн т

37


американские специалисты не приводят в своих публикациях ресурсы России, но очевидно, что большая часть расхождений в оценках касается нашей страны. Заметим, что для России мы использовали официальный подсчет ресурсов, хотя и счи-таем его завышенным как для нефти, так и для газа.

СТРУКТУРА РЕСУРСОВ ОСНОВНЫХ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СТРАНИз 96-ти нефтедобывающих к основным относится 31 страна с годовой добычей более 20 млн т. Их доля в мировой добыче составляет 92 %, в текущих запасах – 87,6 % (без России) и в неоткрытых ресурсах – 86,4 %. Среди них по уровню го-довой добычи можно выделить три группы.

Первая группа объединяет 12 стран с годовой добычей более 100 млн т (рис. 5)*. Доля этих стран (включая Россию) в мировой добыче составляет 65,2 %, в неоткрытых ресур-сах – 74,4 %. В этой группе по текущим запасам лидируют Саудовская Аравия, Иран, Россия, Ирак и ОАЭ, а по неот-крытым ресурсам – Россия, Саудовская Аравия, США, Ирак и Китай. Наибольшей разведанностью ресурсов обладают Кувейт (97 %) и Иран (87,1 %), а выработанностью – Мексика (61,4 %) и США (59,9 %).

Вторая группа включает 8 стран с годовой добычей от 50 до 100 млн т (рис. 6). Ее доля в мировой добыче нефти занимает 16,5 %, в текущих запасах – 13,6 % и в неоткрытых ресурсах – 5 %. По текущим запасам первую тройку в этой группе образуют Ливия, Нигерия и Казахстан, а по неоткры-тым ресурсам – Канада, Казахстан и Ливия. Наиболее разве-даны ресурсы в Катаре, Нигерии и Великобритании, а выра-ботаны – в Великобритании, Канаде и Алжире.

В третью группу с годовой добычей от 20 до 50 млн т входят 11 стран (рис. 7). В мировой добыче их доля составляет 10,0 %, в текущих запасах – 4,6 % и в неоткрытых ресурсах – 7 %. По текущим запасам лидирует Азербайджан, а по неот-крытым ресурсам – Индонезия, Азербайджан и Австралия. Наибольшей разведанностью характеризуются ресурсы Ома-на, Судана и Малайзии, а выработанностью – Египта, Омана и Аргентины.

В целом мировые неоткрытые ресурсы жидких углеводо-родов оцениваются в 205 млрд т. На долю 23-х стран прихо-дится 82,5 % неоткрытых ресурсов. По величине последних первенствует Россия (рис. 8). За ней следуют Саудовская Аравия (25,5 млрд т), США (16,7 млрд т), Ирак (14 млрд т) и Китай (13 млрд т).

По величине удельной плотности неоткрытых ресур-сов среди основных нефтедобывающих стран обособляются две группы (рис. 9, 10).

Первая группа включает четыре страны – ОАЭ, Ирак, Саудовскую Аравию и Азербайджан, где удельная плотность извлекаемых ресурсов нефти изменяется от 62,2 тыс. т/км2 (ОАЭ) до 18,6 тыс. т/км2 (Азербайджан).

Вторая группа объединяет 14 стран с удельной плот-ностью от 1,1 до 7,0 тыс. т/км2. В первую пятерку вхо-дят Россия (7,0 тыс. т/км2), Венесуэла (6,3 тыс. т/км2),

Китай (7,8 тыс. т/км2), Алжир (3,9 тыс. т/км2) и Ангола (3,4 тыс. т/км2).

СТРУКТУРА РЕСУРСОВ ОСНОВНЫХ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ СТРАНИз 94-х газодобывающих к основным относятся 27 стран с го-довой добычей более 30 млрд м3. Их доля в мировой добыче составляет почти 90 %, в текущих запасах – 97 % и неоткры-тых ресурсах – 82 %. Среди них, так же как и для нефтедобы-вающих, выделяются три группы.

Первая группа объединяет шесть стран с годовой добы-чей более 100 млрд м3 (рис. 11). Они содержат почти 60 % мировых ресурсов газа. Их доля в мировой добыче составля-ет 55,2 %, в текущих запасах – 29,9 % и неоткрытых ресур-

Инд

онез

ияКр

– 5

3,8;

Кв

– 44

,2; 4

9,0/

11,8

Азер

байд

жан

Кр –

50,

0; К

в –

25,0

; 49,

6/1,

7

Авст

рали

яКр

– 3

6,0;

Кв

– 24

,0; 3

4,9/

13,3

Инд

ияКр

– 4

6,2;

Кв

– 26

,4; 3

8,4/

5,7

Арге

нтин

аКр

– 6

9,9;

Кв

– 54

,4; 3

3,8/

5,6

Егип

етКр

– 8

7,5; К

в –

62,5

; 35,

3/11

,0

Мал

айзи

яКр

– 8

1,8;

Кв

– 45

,5; 3

5,0/

5,7

Ома

нКр

– 9

1,9;

Кв

– 54

,4; 3

9,5/

3,3

Колу

мбия

Кр –

59,

0; К

в –

49,3

; 34,

8/0,

3

Эква

дор

Кр –

75,

0; К

в –

30,0

; 25,

3/0,

1

Суда

нКр

– 9

1,7;

Кв

– 16

,7; 2

4,1/

0

0

7,5

5,0

4,1

2,72,4 2,2 2,2 2,1 2,0

1,2

6,4


7

6

5

4

3

2

1

млрд т Текущие запасы Неоткрытые ресурсы


от 20 до 50 млн т

0 2 4 6 8 10Неоткрытые ресурсы, млрд т

Ангола 1,0Вьетнам 1,2

Перу 1,31,31,31,31,4

2,02,22,32,7

3,23,23,53,9

4,76,3

8,113,0

14,016,7 25,5

РОССИЯ – НЕОТКРЫТЫЕ РЕСУРСЫ 66,8 МЛРД Т

НорвегияНигерия

АлжирЛивия

МексикаИндия

КазахстанКанада

АвстралияАзербайджан

ИндонезияВенесуэла

ИранБразилия

ОАЭКитайИракСША

СаудовскаяАравия

12 14 16 18 20 22 24 26

Рис. 8. Рейтинг стран по величине неоткрытых ресурсов нефти

(с перспективными и прогнозными ресурсами более 1 млрд т)

* Структура ресурсов России на графике не показана, т.к. сведения о текущих запасах нефти не публикуются.



сах – 59,7 %. Неоткрытые (перспективные и прогнозные) ресурсы этой группы оцениваются в 261 трлн м3. При этом 70 % приходится на Россию, 22,4 % – на США и 4,7 % – на Канаду.

Начальные ресурсы наиболее разведаны в Иране (94 %), наименее – в России (34,5 %), последняя характеризуется и минимальной выработанностью ресурсов (7,2 %).

Вторая группа включает 12 стран с годовой добычей от 50 до 100 млрд м3 (рис. 12). Их доля в мировой добыче газа составляет 24,5 %, в текущих запасах – 29,9 % и в неоткрытых ресурсах – 12,8 %,

Суммарные начальные ресурсы газа в этих странах оце-ниваются в 130,2 трлн м3, а неоткрытые – в 51,7 трлн м3. По величине неоткрытых ресурсов в первую тройку входят

Китай (18,6 трлн м3), Саудовская Аравия (9,9 трлн м3) и Уз-бекистан (6,0 трлн м3).

Наиболее разведаны ресурсы газа в Катаре (95 %), наи-менее – в Китае (15,4 %). По выработанности ресурсов лиди-рует Великобритания (61,0 %).

Третья группа состоит из 9-ти стран с годовой добычей от 30 до 50 млрд м3 (рис. 13). На них приходится 10 % ми-ровой добычи и 8,5 % текущих запасов газа. Наибольшими неразведанными ресурсами обладает Туркменистан. Далее следуют Казахстан и Австралия.

Наиболее разведаны ресурсы в Омане (85,7 %) и Нигерии (80 %), наименее – в Австралии (21,6 %) и Туркменистане (27,1 %). Максимальная выработанность ресурсов – в Арген-тине (38 %).

Росс

ияКр

– 3

4,5;

Кв

– 7,2

; 596

,4/5

44,0

США

Кр –

42,

5; К

в –

35,7

; 744

/593

,4

Ира

нКр

– 9

4; К

в –

8,8;

170

/131

,2

Кана

даКр

– 3

8,3;

Кв

– 30

,4; 1

80/1

61,4

Алж

ирКр

– 7

2,4;

Кв

– 33

,6; 1

90/8

1,4

Норв

егия

Кр –

66,

1; К

в –

30,8

; 145

/103

,5

0

248,6

99,7

34,520,1

11,66,5


200

150

100

50

трлн м3

Кр – разведанность, %; Кв – выработанность; 101,7/17,0 – добыча в 2009 г., млрд м3 общая/товарная

Текущие запасы Неоткрытые ресурсы

Рис. 11. Структура ресурсов газа стран с годовой добычей

более 100 млрд м3

Ката

рКр

– 9

4,5;

Кв

– 2,

5; 9

3/89

,3Ки

тай

Кр –

15,

4; К

в –

4,1;

89/

85,2

Сауд

овск

ая А

рави

яКр

– 5

0; К

в –

11,6

; 85/

77,5

Вене

суэл

аКр

– 5

9,2;

Кв

– 20

,8; 6

8/27

,9

ОАЭ

Кр –

64,

3; К

в –

10,7

; 74/

48,8

Узбе

кист

анКр

– 3

8,1;

Кв

– 19

,6; 6

4,4/

59,2

Инд

онез

ияКр

– 7

4,6;

Кв

– 29

,9; 7

9/71

,9Ни

дерл

анды

Кр –

86,

3; К

в –

58,8

; 74,

5/74

,5

Вели

кобр

итан

ияКр

– 6

8,3;

Кв

– 61

; 64/

59,6

Мал

айзи

яКр

– 8

5; К

в –

25; 6

7/62

,7

Мек

сика

Кр –

55;

Кв

– 42

,5; 7

5/58

,2

Егип

етКр

– 8

1,3;

Кв

– 19

; 67/

62,7

0

27,5

22,019,8

12,511,2

9,77,1

5,1 4,1 4,0 4,03,2


20

25

15

10

5

трлн м3Текущие запасы Неоткрытые ресурсы

Рис. 12. Структура ресурсов газа стран с годовой добычей

от 50 до 100 млрд м3

0 10 20 30 40 50 60 70

Плотность тыс. т/кв. км

Азербайджан

Ирак

ОАЭ

СаудовскаяАравия

62,2 (130)

33,4 (240)

22,1 (1170)

18,6 (170)(170) – ПЛОЩАДЬ ПЕРСПЕКТИВНЫХ

ЗЕМЕЛЬ ТЫС. КМ2

Рис. 9. Рейтинг стран по величине удельной плотности неот-

крытых ресурсов нефти (I группа)

0 1 2 3 4 5 6 7 8

Плотность тыс. т/кв. км

Мексика

Ливия

Перу

Норвегия

Казахстан

Бразилия

Вьетнам

США

Нигерия

Ангола

Алжир

Китай

Россия

Венесуэла

1,1 (1800)

1,1 (1280)

1,3 (950)

1,5 (910)

1,6 (1380)

1,6 (4050)

1,7 (710)

2,0 (8400)

2,6 (500)

3,4 (300)

3,9 (1350)

4,8 (2690)

6,3 (620)

7,0 (9300)

(1800) – ПЛОЩАДЬ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ЗЕМЕЛЬ ТЫС. КМ2


крытых ресурсов нефти (II группа)

39


В целом мировые неоткрытые ресурсы природного газа оцениваются в 385 трлн м3. На долю 19-ти стран с перспек-тивными и прогнозными рсурсами более 2 трлн м3 прихо-дится 358,4 трлн м3 или 88,7 % (рис. 14). Более 45 % этих ресурсов принадлежит России (162,8 трлн м3), за ней следу-ют США (58,5 трлн м3), Китай (18,6 трлн м3), Туркменистан (16,4 трлн м3) и Канада (12,4 трлн м3).

По величине удельной плотности неоткрытых ресур-сов обособляются две группы.

В первую группу входят 7 стран с удельной плотностью от 11 до 32 млн м3/км2. Здесь лидируют Туркменистан, ОАЭ и Катар (рис. 15). Россия в этой группе занимает 6-е место.

Вторая группа объединяет 12 стран с удельной плотно-стью ресурсов от 0,4 до 8,5 млн м3/км2 (рис. 16). Здесь пер-

вую пятерку образуют Саудовская Аравия, Венесуэла, США, Китай и Казахстан.

Прогнозирование добычи нефти и газа на ресурсной основе Прогнозированием уровней добычи нефти и газа в средне- и долгосрочной перспективе занимаются многие организации, компании и отдельные исследователи, регу-лярно или спорадически публикующие свои прогнозы. Сре-ди них Министерство энергетики США, Секретариат ОПЕК, Международное энергетическое агентство, Международный валютный фонд, «Бритиш Петролеум», Кембриджская энер-гетическая исследовательская ассоциация и др. При этом применяются главным образом экономико-статистические показатели. С нашей точки зрения, основным недостатком подобного подхода является недоучет геологических факто-

Турк

мени

стан

Кр –

27,1

; Кв

– 10

,2; 3

8/35

,7

Каза

хста

нКр

– 3

2,2;

Кв

– 2,

6; 3

5,6/

16,4

Ниге

рия

Кр –

80;

Кв

– 13

,9; 4

2/24

,9

Авст

рали

яКр

– 2

1,6;

Кв

– 10

,8; 4

7/42

,3

Инд

ияКр

– 4

2,5;

Кв

– 15

; 42/

39,3

Арге

нтин

аКр

– 5

5,2;

Кв

– 38

; 48,

4/41

,4

Трин

идад

-и-Т

обаг

оКр

– 4

5,4;

Кв

– 22

,7; 4

1,5/

40,6

Таил

анд

Кр –

41,

2; К

в –

23,5

; 32/

30,9

Ома

нКр

– 8

5,7;

Кв

– 21

,4; 3

1/24

,8

0

22,5

11,5

7,9 7,4

4,02,9 2,2 1,7 1,4

20

15

10

5

трлн м3 Накопленная добыча Текущие запасы Неоткрытые ресурсы

Рис. 13. Структура ресурсов газа стран с годовой добычей от

30 до 50 млрд м3

0 5 10 15 20 25 30 35

Удельная плотность млн м3/км2

Украина 1,2 (320)

17,5 (9300)

(320) – ПЛОЩАДЬ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ЗЕМЕЛЬ ТЫС. КМ2

Россия

20 (420)Иран

25,3 (170)Азербайджан

30,2 (43)Катар

30,8 (130)ОАЭ

32,8 (500)Туркменистан


крытых ресурсов газа (I группа)

0 10 20 30 40 50 60

Иран

НорвегияИндия

АлжирУкраина

ОАЭ

АзербайджанБразилия

Венесуэла

2,0

2,22,33,23,64,04,35,0

5,15,8

6,07,88,4

9,912,4

16,418,6 58,5

РОССИЯ – НЕОТКРЫТЫЕ РЕСУРСЫ 162,8 трлн м3

Неоткрытые ресурсы, трлн м3

АвстралияУзбекистан

КазахстанИрак

КанадаТуркменистан

Китай

США

СаудоввскаяАравия

Рис. 14. Рейтинг стран по величине неоткрытых ресурсов газа

(с перспективными и прогнозными ресурсами более 2 трлн м3)

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

Канада 0,9 (2700) (2700) – ПЛОЩАДЬ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ЗЕМЕЛЬ ТЫС. КМ2

Индия 0,9 (2530)

Бразилия 1,2 (4050)

Австралия 1,3 (3340)

Норвегия 2,4 (910)

Алжир 2,4 (1350)

Иран 3,3 (620)

Казахстан 5,6 (1380)

Китай 6,9 (2690)

США 6,9 (8400)

Венесуэла 8,2 (620)

8,5 (1170)СаудовскаяАравия

Удельная плотность млн м3/км2


крытых ресурсов газа (II группа)



ров и, прежде всего, динамики освоения ресурсного потен-циала.

При прогнозе возможных уровней добычи используются три основных показателя – величина начальных ресурсов, их разведанность и выработанность.

В качестве эталонных выбраны страны, которые прошли пиковый уровень добычи углеводородного сырья (таблица). В этих странах максимальная добыча отмечается в интерва-ле разведанности 49–63 %, при выработанности 32–47 %. При этом пиковая добыча соответствует годовому отбору начальных ресурсов от 0,8 до 3 %. Максимальный отбор от-мечается в странах, где перспективные площади не разоб-щены и относительно небольшие по размерам (менее 1 млн км2). В США перспективные площади рассредоточены на ог-ромной территории (8,4 млн км2), и соответственно годовой

отбор ресурсов имеет минимальное значение 0,8 %. Если использовать последнее к мировым ресурсам нефти, то мак-симальная мировая добыча может составить 4,5 млрд т, что корреспондируется с наиболее распространенными прогно-зами (рис. 17). Этот уровень может быть достигнут между 2045–2050 гг., когда выработанность ресурсов приблизится к 45 %. Что касается природного газа, то прогнозируемое пиковое значение мировой добычи 5,7 трлн м3 находится за пределами обозримого будущего.

Таким образом, ресурсный подход к прогнозированию добычи прежде всего может дать нам пиковые ориентиры. Например, для России, где площадь перспективных земель составляет 9,3 млн км2 (т.е. сопоставима с США), пиковая до-быча нефти может составить около 800 млн т, а газа – почти 2 трлн м3. Для Китая можно использовать параметры, харак-терные для уровня пиковой добычи в Канаде (перспектив-ные площади в этих странах сходные – около 2,7 млн км2), т.е. 1,6 % от начальных ресурсов. В этом случае максималь-ная добыча в Китае может составить 340 млн т (в настоящее время – 226 млн т при разведанности ресурсов 38,7 % и вы-работанности 25,4 %).

Подобные расчеты довольно легко сделать и для других стран, а с учетом сложившихся трендов освоения ресурсов – предсказать временные интервалы пиковой добычи.

В заключение отметим, что ресурсный анализ должен являться основой при разработке как национальной стра-тегии развития нефтяной и газовой промышленности, так и при сотрудничестве с зарубежными странами. Этот анализ требует мониторингового сопровождения, так как ресурсы – динамичная система. И, конечно, в России целе-сообразно вернуть советскую практику подсчета ресурсов, согласно которой он производился каждые пять лет с уча-стием ведущих научно-исследовательских организаций страны.

0

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035

1000

2000

3000

4000

5000 ФАКТ

НЕФТЬ(РАЗБАТЫВАЕМЫЕМЕСТОРОЖДЕНИЯ)

НЕФТЬ(НЕРАЗБАТЫВАЕМЫЕМЕСТОРОЖДЕНИЯ)

НЕФТЬ(НЕОТКРЫТЫЕ

МЕСТОРОЖДЕНИЯ)

ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ ЖИДКОСТИ

НЕТРАДИЦИОННАЯ НЕФТЬ

ПРОГНОЗ

млн т

Рис. 17. Мировая добыча жидких углеводородов в 1990–2035 гг.

(по IEA, WOE, 2010)


1. Parshall J. Presalt Propels Brasil into Oil’s Front Ranks//JPT. – April 2010. – P. 40–44.

2. Ahebrandt T.S., Ronald R. Charpentier, T.K. Klett et al. Global Resource Estimates from Total Petroleum Systems//AAPG Memoir 86, 2005. – 324 p.

3. Самсонов Р.О., Скоробогатов В.А., Старосельский В.И. Мировые запасы и ресурсы природного газа. Тезисы международной конференции «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения». – Москва, 26–27 ноября 2007 г. – ГАЗПРОМ-ВНИИГАЗ. – C. 17–21.

4. Высоцкий В.И., Дмитриевский А.Н. Мировые ресурсы нефти и газа и их освоение//Российский химический жур-нал. – 2008. – № 6. – C. 18–24.

5. Лукин О. Не откладывая на завтра//Нефтегазовая верти-каль. – 2009. – № 22. – C. 58–60.

6. Schenk C.J., Kirschbaum M.A., Charpentier R.R. et al. Assessment of undiscovered oil and gas resources of the Levant Basin Province//US Geological Survey, Fact Sheet, 2010–3014. – 4 p.

СТРАНА ГОД

ПИ

КОВО

Й

ДО

БЫЧИ

НЕФ

ТИ (Г

АЗА)

ПИ

КОВА

Я Д

ОБЫ

ЧА,

МЛН

Т(М

ЛРД

М3 )

РАЗВ

ЕДАН

НО

СТЬ

В ГО

Д П

ИКО

ВОЙ

Д

ОБЫ

ЧИ, %

ВЫРА

БОТА

НН

ОСТ

Ь В

ГОД

ПИ

КОВО

Й

ДО

БЫЧИ

, %

ДО

ЛЯ П

ИКО

ВОЙ

ПРИ

БЫ

ЛИ В

НАЧ

АЛЬН

ЫХ

РЕСУ

РСАХ

НЕФ

ТИ

(ГАЗ

А), %

ВЕЛИКОБРИТАНИЯ1998

(2000)141 (116) 63,3 (58,7) 47,4 (40,3) 2,9 (2,8)

НОРВЕГИЯ 2001 165 57,9 36,0 3,0

КАНАДА 1998 127 48,8 37,6 1,6

США 1991 419 54,4 46,0 0,8

ЕГИПЕТ 1992 51,5 53,1 31,9 2,1

МАЛАЙЗИЯ 2004 41,7 55,6 34,3 1,9

РАЗВЕДАННОСТЬ И ВЫРАБОТАННОСТЬ РЕСУРСОВ НЕФТИ

И ГАЗА НА ПИКОВОМ УРОВНЕ ДОБЫЧИ

41


В.Ю. КЕРИМОВ

Нефтегазовая геосистема – это геологиче-ская система, включающая в себя насы-щенные органическим веществом нефте-

газоматеринские породы, генетически связанные с ними нефть и газ, и все геологические элемен-ты и процессы, которые необходимы для накоп-ления и консервации залежей углеводородов (L.B. Magoon and W.G. Dow.1994) [6]. Элементы нефтегазоносной системы – это совокупность гор-ных пород (фаций), необходимых для транспор-тировки (миграции), удержания (накопления) и консервации (сохранения) УВ, сгенерированных в процессе катагенеза исходного органического вещества, содержащегося в осадочных породах. В соответствии с выполняемой функцией элемен-ты нефтегазоносной системы получили названия «нефтегазоматеринская порода», «порода-коллек-тор», «порода-резервуар» и «порода-покрышка». (рис. 1). Нефть и газ, спродуцированные в преде-лах одной УВ системы, как правило, более или ме-нее смешаны с продуктами генерации других углеводородных систем на территории того же

осадочного бассейна и связаны с остальными нефтегазонасыщенными интервалами, миграци-онными каналами и залежами УВ [5, 7–9].

Понятие «моделирование нефтегазо-вых систем» может быть проинтерпретировано как название одного из этапов моделирования бас-сейна осадконакопления, в рамках которого про-изводится реконструкция полного жизненного цикла формирования углеводородов. Этот про-цесс охватывает решение наиболее сложных задач в моделировании бассейна. Собственно «моде-лирование бассейнов осадконакопления» – это решение задачи динамического воспроизведе-ния геологических и геодинамических процес-сов (рис. 2), протекающих в осадочных бассейнах на различных этапах истории их формирования. Осадочный бассейн – это результат множества геологических, геофизических и геохимических процессов, которые действуют на его компоненты и продукты в течение всей его геологической ис-тории. Фундаментальное понимание этих процес-сов, происходящих в различных масштабах, явля-

Моделирование нефтегазовых геосистем и осадочных бассейнов

В.Ю. КЕРИМОВ – зав. кафедрой теоретических основ поисков и разведки нефти и газа РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, профессор

О.И. ЗАЙЦЕВ – руководитель группы поддержки по геологии и геофизике «Шлюмберже Лоджелко Инк.» A.В. ПУЗИН – руководитель направления геология и геофизика, Россия и Средняя Азия, «Шлюмберже Лоджелко Инк.»Спахич ДАРКО – специалист по развитию бизнеса PetroMod, Россия и Средняя Азия, «Шлюмберже Лоджелко Инк.» Т.Э. ТОПАЛОВА – специалист по развитию бизнеса, Россия и Средняя Азия, «Шлюмберже Лоджелко Инк.»

Рис. 1. Модель УВ системы

ПОКРЫШКА

УВ СИСТЕМА

СВОЙСТВО

МОЩНОСТЬ

ГЕОЛОГИЯ И ВРЕМЯ1. ВЗАИМОСВЯЗЬ ЗАПОЛНЕНИЯ ЛОВУШЕК И МИГРАЦИИ2. РАЗВИТИЕ И ДИНАМИКА МИГРАЦИИ

ПОТЕНЦИАЛ НМПМОЩНОСТЬ РМПЗРЕЛОСТЬ НМП

ГЕОМЕТРИЯКАЧЕСТВО (ПОРИСТОСТЬ И ПРОНИЦАЕМОСТЬ)



ется предпосылкой успешной геологоразведки на нефть и газ. Осадочный бассейн моделируется в геологическом времени, начиная с накопления осадков самого древнего слоя, до фор-мирования полной последовательности слоев к настоящему моменту. Геологические процессы рассчитываются и об-новляются на каждом временном шаге. Наиболее важны-ми являются: осадконакопление, уплотнение, денудация, тепловые потоки, а так же генерация, выжимание (эмигра-ция), разложение, перемещение (миграция) и накопление (аккумуляция) УВ.

До построения модели бассейна проводится сбор всех не-обходимых материалов, общий анализ данных по региону ис-следований и выделение основных этапов эволюции осадоч-ного бассейна. Этот этап включает в себя детальное изучение тектоники плит, процесса рифтогенеза, расположения бас-сейна, условий осадконакопления, глобального климата, па-лео-батиометрических данных по бассейну и тектонических

Рис. 3. Входные данные

для построения моделей

Рис. 4. Схемы расположения зон генерации углеводородов

в восточной часть акватории Азова, включающая Индоло-

Кубанский прогиб, Тимашевскую ступень и Азовский вал

(моделирование выполнено Е.А. Лавреновой [4]): 1 – НГМТ

Т2 на современном этапе (1-А) и на период 66,4 млн лет назад

(1-Б); 2 – НГМТ Т4 на современном этапе (2-А) и на период

66,4 млн лет назад (2-Б); 3 – НГМТ DC4 на современном этапе

развития (3-А) и на период 160 млн лет назад (3-Б).

Условные обозначения: 1 – области распространения «незрелой» НГМТ (отсутствие генерации); 2 – области преимущественной ге-нерации нефти; 3 – области преимущественной генерации газа; 4 – области распространения «истощённой» НГМТ (отсутствие генерации)

1-А 1-Б

2-Б

3-Б

2-А

3-А

1 2 3 4

Рис. 2. Геологические процессы, воспроизводимые при моде-

лировании осадочных бассейнов

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ

И СТРАТИФИКАЦИЯОТЛОЖЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДЫ ДАВЛЕНИЕ

ФЛЮИДОВТЕРМАЛЬНЫЕ

ДАННЫЕ

ГЛУБИНЫ КРОВЛИ (подошвы)

СТРАТИГРАФИЧЕСКИХ ПОДРАЗДЕЛЕНИЙ

ЛИТОЛОГИЯ НЕФТЕМАТЕРИНСКИЕ СВОЙСТВА

КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА

(пористость, проницаемость)

ПРЯМЫЕИЗМЕРЕНИЯ:

MDT, DST

ТЕПЛОВОЙПОТОК

ВОЗРАСТ ЗРЕЛОСТЬ

РАСПОЛОЖЕНИЕИ ПРОТЯЖЕННОСТЬ

РАЗЛОМОВ

ПРОТЯЖЕННОСТЬ ПЛАСТОВ

ПРОВОДНИКОВ

ТИПУГЛЕВОДОРОДОВ

ПЛОТНОСТЬБУРОВОГОРАСТВОРА

ТЕМПЕРАТУРА

МОДЕЛИРУЕМЫЕ

ПРОЦЕССЫ

ОСАДКОНАКОПЛЕНИЕ,УПЛОТНЕНИЕ

ФЛЮИДОДИНАМИКА(распределение

давлений)

ГЕНЕРАЦИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ

И ИХ КЕРНИНГ

СТРУКТУРНОЕ РАЗВИТИЕ

ТЕРМАЛЬНОЕ ПОЛЕ

43


событий. Входные данные также могут включать дополни-тельные описания палеорельефа, сведения о тепловых и ме-ханических границах в геологическом времени, показатели литологии, жидкости и химической кинетики (рис. 3).

Как уже было отмечено, нефтегазоносные системы являются динамическими (ретроспективными), в связи с чем, моделирование этих систем обеспечивает получение полного и уникального отчета о происхождении, миграции, аккумуляции и потери нефти и газа в нефтегазоносной си-стеме на разных этапах геологического времени [1–3]. Этот отчет (модель) позволяет ответить на вопросы: Когда, где и какие углеводороды были сгенерированы (рис. 4)? Как развивались очаги генерации УВ во времени (рис. 5)? Когда УВ эмигрировали (т.е. покинули нефтегазомате-ринские толщи) и мигрировали в коллектор – раньше или позже относительно формирования структур (ло-вушек)?) (Есть много убедительных примеров из мировой

практики, когда перспективные структуры не подтвержда-лись из-за проблем с синхронизацией процессов онтогене-за.) Какова скорость эмиграции УВ из материнских пород в отдельные промежутки геологического времени? Каким образом проградация бассейна отразилась на термаль-ной зрелости ОВ в нефтематеринских породах (рис. 6)? Каковы наиболее вероятные пути миграции углеводоро-дов (рис. 7)? (Моделирование динамических процессов гене-рации, миграции и аккумуляции позволяет определить, мо-жет ли нефть и газ достичь определенного местоположения ловушки.) Каковы свойства углеводородов? (Моделирова-ние поведения углеводородов во время миграции, аккумуля-ции и потери позволяет определить наиболее вероятное фа-зовое состояние УВ в системе и даже предсказать свойства, такие как газовый фактор, плотность в пластовых условиях и др.) При моделировании нефтегазоносных систем реко-мендуется также получить ответы, например, на следующие

Рис. 5. Развитие очагов генерации во времени в Южно-Кас-

пийской впадине (моделирование выполнено И.С. Гулиевым,

Э.Г. Алиевой и др.)

23 млн лет назад

5,3 млн лет назад

В настоящее время



вопросы: насколько ощутимо влияние на ре-зультат моделирования неточностей в опре-делении значений температур и давлений, насколько модель чувствительна к неопреде-ленности времени генерации углеводородов и насколько верны результаты моделирования процессов миграции углеводородов?

Модель нефтегазовой геосистемы – это модель геологических данных, содержащая численные значения всех основных факторов геологоразведочных рисков и позволяющая учесть их взаимодействие и, следовательно,

проследить их развитие. Системный подход к изучению нефтегазовых систем – это комплекс-ный метод, который используется для оценки важнейших геологических факторов, как в пре-делах отдельных перспективных структур и неф-тегазоносных комплексов, так и по площади целых бассейнов, и который может быть исполь-зован для снижения геологоразведочных рисков и неопределенностей в управлении ресурсами. Он представлен в данной методике в качестве основного инструмента для оптимизации плани-рования геологоразведочных работ.

Преимуществом моделирования нефтегазо-носных систем является, наряду с графическим представлением, получение численной модели, в которой взаимосвязанные термодинамические и геологические процессы и их результаты могут быть воспроизведены с целью более полного по-нимания строения бассейна, количественного анализа и прогноза зон вероятного нефтегазона-копления.

Главной целью моделирования нефтегазо-вой системы является оценка факторов риска гео-логоразведки углеводородов. Эти факторы – неф-тенасыщенность, качество резервуара, свойства ловушки и временная зависимость между насы-щенностью резервуара и качеством покрышки (табл. 1). Очевидно, что большинство из этих факторов риска зависит и оценивается на ос-новании всесторонне обоснованной моде-ли бассейна с особым акцентом на факторе

Рис. 6. Степень преобразованности нефтематеринских пород бассейна Баренцева моря.

Моделирование выполнено специалистами ВСЕГЕИ им. А.П. Карпинского в программе PetroMod. Эти исследования позволили определить термальную историю бассейна и выявили временные интервалы образования углеводородов. Для определения темпера-турного окна генерации нефти использовалась калибровка результатов лабораторного анализа скважинных образцов по диаграмме Бернхема

Time [Ma]300 200 100 0

3000

2000

1000

0

Dep

th [m

]

overmaturegasoilimmatureZone_Burnham (1989)_TII[]

Q+NPg1–2K1a+alK1a+K1v2J3tt2–K1b2J3o3J2k+J2bt2J2a–J2bt1

T212–T3n

T2a–T2l1

T1o2

T1i2–T1o1

P1s–P2u1C3g+C3kC1s2C1s1

C1v2

C1v1

Miss. Penn.

Carboniferous Permian Triassic Jurassic Cretaceous Paleogene Neog.

Cisuralian M Tri. U Tri. L Jur. L Crt. U Crt. Oli. Mio.Eocene

Рис. 7. Направление миграции УВ в отложениях бассейна Азовского моря –

модель 2D.

Моделирование выполнено Е.А. Лавреновой [4]. Результаты двухмерного бассейнового моделирования продемонстрировали высокую вероятность существования кайнозойской нефтегазоносной системы с очагом генерации, расположенным в пределах Индоло-Кубанского прогиба

Grid points

1000

2000

3000

4000

5000

0

Dep

th [m

]

0 50 100 200 250150

10 000 20 000 30 000 40 000 50 000 60 000 70 000 80 000

Distance [m]

45


флюидонасыщенности. Таким образом, моделирование бас-сейна, скомбинированное с вероятностным анализом, мо-жет быть использовано в качестве системы обоснования принятия решений и для количественной оценки геолого-разведочных рисков (рис. 8).

Как было отмечено выше, при моделировании нефтега-зоносных систем основное внимание уделяется воспроизве-дению полного жизненного цикла углеводородной залежи. Полученная информация может быть использована для бо-лее достоверной интерпретации и ранжирования поиско-вых объектов не только в отношении риска заполнения УВ, но и прочих соответствующих геологических факторов риска. Из вышесказанного можно сделать вывод, что использование только одного из методов, к примеру, специального геофи-зического, геологического или геохимического, не приведет к значительному снижению геологоразведочных рисков. Только последовательно применяя принцип полной интегра-ции, который использует все доступные геологические и гео-физические данные, можно надеяться на улучшение понима-ния и уточнение количественного представления факторов геологического риска. Трехмерные модели нефтегазоносных систем являются единственным типом модели геологических

данных, который включает в себя все основные факторы гео-логоразведочного риска: заполненность ловушки, время ге-нерации, миграции углеводородов и потери. Существующие технологии анализа рисков позволяют проводить исследо-вания рисков в полностью интегрированной и динамиче-ской геологической модели данных. Таким образом, говоря о рисках в геологоразведке, следует отметить следующие компоненты риска нефтегазоносных систем – ловушка, коллектор, материнская порода и покрышка. Данные элементы связаны между собой и оказывают влияние друг

Рис. 8. Моделирование нефтегазоносной системы как обосно-

вание процесса принятия решений.

TOC – общее содержание ОВ; HI – водородный индекс

ЛИТОЛОГИЯ СЕЙСМИЧЕСКАЯИНТЕРПРЕТАЦИЯ

СЕЙСМИЧЕСКИЕСКОРОСТИ

ОСТАТОЧНАЯГАЗОНАСЫЩЕННОСТЬ

КАПИЛЛЯРНОЕДАВЛЕНИЕ

ПОКРЫШКИ

ПРОНИЦАЕМОСТЬКОЛЛЕКТОРА

КАЧЕСТВОРЕЗЕРВУАРА

РЕЛЬЕФСТРУКТУРЫ

СВОЙСТВАСТРУКТУРЫПРОЦЕССЫ

ЗРЕЛОСТЬ КАЧЕСТВОИСТОЧНИКА

НАСЫЩЕНИЕ

ОСНОВНЫЕФАКТОРЫ РИСКА

КОЛЛЕКТОР ЛОВУШКА

КИНЕТИКА,включая

метанугольныхпластов

TOCHI

ЦЕМЕНТАЦИЯ

БИОДЕГРАДАЦИЯ

ГИДРАТАЦИЯ ГЕНЕРАЦИЯ МИГРАЦИЯ

ТЕПЛОПЕРЕДАЧА

ТЕРМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

БИОГЕННЫЙГАЗ

КАПИЛЛЯРНОЕДАВЛЕНИЕ

КОЛЛЕКТОРА

ОБЪЕМКОЛЛЕКТОРА

ТАБЛИЦА 1. ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ

РИСКОВ

1. КАЧЕСТВО (ХАРАКТЕРИСТИКА) НЕФТЕГАЗОМАТЕ

РИНСКОЙ ПОРОДЫ:

ПОТЕНЦИАЛ НЕФТЕГАЗОМАТЕРИНСКОЙ ПОРОДЫ (ОБЩЕЕ СОДЕРЖАНИЕ ОРГАНИЧЕСКОГО УГЛЕРОДА, ВОДОРОДНЫЙ ИНДЕКС); МОЩНОСТЬ НЕФТЕГАЗОМАТЕРИНСКОЙ ПОРОДЫ; ЗРЕЛОСТЬ НЕФТЕГАЗОМАТЕРИНСКОЙ ПОРОДЫ.2. КАЧЕСТВО (ХАРАКТЕРИСТИКА) ЛОВУШЕК И РЕЗЕР

ВУАРОВ:

ПОТЕНЦИАЛЬНАЯ ГЕОМЕТРИЯ; ПОРИСТОСТЬ И ПРОНИЦАЕМОСТЬ; СВОЙСТВА ПОКРЫШКИ.

НЕФ

ТЕГА

ЗОН

ОСН

АЯ С

ИСТ

ЕМА

МО

ДЕЛ

Ь Н

ЕФТЕ

ГАЗО

НО

СНО

Й С

ИСТ

ЕМЫ

3. РАСЧЕТ ВРЕМЕНИ:

ВЗАИМОСВЯЗЬ ЗАПОЛНЕНИЯ ЛОВУШКИ И МИГРАЦИИ; УЧЕТ РАЗВИТИЯ; УЧЕТ ДИНАМИКИ.



на друга, и, соответственно, должны быть изучены в системе. На сегодняшний день нефтегазовая промышленность тратит множество усилий на геологоразведочные работы, чтобы определить местоположение ловушки и пласта-коллектора. Однако, большинство неудач в сфере геологоразведки проис-ходят от отсутствия обоснованной информации об условиях образования и распространения других элементов нефтега-зоносных систем – нефтематеринской породы, резервуара и покрышки.

В последние годы усилиями специалистов компании Шлюмберже Информационные Решения было разработано и опробовано интегрированное программное решение для изучения и моделирования нефтегазоносных систем [10]. Ядром данного комплекса является Petrel – программное обеспечение для геолого-геофизической интерпретации и геологического моделирования, его дополняют открытая среда программирования Ocean, инструмент для петрофи-зической интерпретации TechLog, программа бассейнового моделирования PetroMod и комплекс для структурной рекон-струкции и расчёта механических свойств пород Dynel.

Главной особенностью новой методики является макси-мальный учёт всевозможных факторов, влияющих на обра-зование и сохранность целостности залежи. Методика учи-тывает такие не типичные факторы, как качество покрышек (экранов), пути миграции и условия образования углеводо-родов.

Второй особенностью является то, что расчёты прово-дятся на трёхмерной модели с целью получения наиболее точного результата и минимизации рисков при разведочном бурении.

В-третьих, используется максимально возможное коли-чество всей имеющейся информации для повышения надёж-ности результата: данные по скважинам, сейсморазведке, по-тенциальным полям и механические свойства.

И последнее, основой для подобного интегрированного решения является Petrel, а также другие передовые компью-терные технологии, реализованные на платформе Ocean.

Программное обеспечение Petrel «от сейсмики до разра-ботки» предлагает пользователям интегрированные рабочие процессы для коллективной работы, объединяющие в еди-ную технологическую цепочку геофизику, геологию и раз-работку месторождений, и открывающие путь к описанию резервуаров в режиме реального времени. Понимание про-цессов, происходящих в пласте, обеспечивает более точную оценку активов, что позволяет составить прогноз исходных геологических ресурсов на более ранней стадии, предсказать поведение пласта и оценить капитальные и текущие расходы. Последняя версия программного комплекса Petrel позволяет пользователям добиться больших успехов в геологоразведке, предоставляя инструменты для системного анализа рисков, связанных не только с ловушкой и пластом-коллектором, но и с анализом нефтематеринской породы и покрышки – двух элементов, не знание которых является наиболее частой причиной неуспешных геологоразведочных работ.

Новые возможности интегрированного моделирования нефтегазоносных систем и анализа разломов и покрышек дополнены новым усовершенствованным инструментом для

структурного анализа Dynel и возможностями масштаби-рования от бассейна до конкретного месторождения. Petrel с легкостью справляется с наборами данных, представлен-ных в различных масштабах: от масштаба нескольких оса-дочных бассейнов, до масштаба отдельного перспективного нефтегазоносного участка, при этом отсутствует необходи-мость перехода из одного приложения в другое. Последняя версия Petrel оснащена также инструментарием для прямой интеграции моделирования нефтегазоносных систем на эта-пе геологоразведки. Модуль Petroleum Systems Quick Look (PSQL) позволяет инженерам – нефтяникам анализировать все известные скопления углеводородов и моделировать неф-тематеринскую породу в новых структурах и ранжировать нефтегазоносные участки с наибольшей точностью. Приме-няя функцию 3D анализа в программном пакете PetroMod, пользователи могут проводить оценку геохимии возможных скоплений углеводородов с учетом всех сложностей исто-рических процессов, происходивших в данном бассейне. Критичным с точки зрения подсчета запасов всего месторо-ждения и отдельного пласта является анализ разломов и по-крышек. Корректное моделирование разломов очень важно для правильной настройки на историю. Инструменты для анализа разломов и покрышек, разработанные компанией Rock Deformation Research были добавлены в Petrel 2010, по-зволяя добиться большей точности, скорости процесса ана-лиза разломов и покрышек.

Таким образом, используя программное обеспечение PetroMod и Petrel включающие в себя целый ряд модулей с индивидуальными характеристиками и различными функ-циональными возможностями, которые могут быть открыты из меню команд Command Menu, возможно решать соот-ветствующие задачи на каждом из этапов и стадий полного жизненного цикла месторождений углеводородов. В связи с вышеизложенным, схему стадийности геологоразведочного процесса можно рассматривать как стадийную динамическую систему или управляемую операционную модель прогноза, поиска и разведки скоплений нефти и газа (табл. 1, 2).

Как было отмечено выше изучению нефтегазовых систем требует системного подхода который использует для оцен-ки множество важнейших геологических факторов – под-систем, как в пределах отдельных перспективных структур и нефтегазоносных комплексов, так и по площади целых бассейнов, что позволяет снизить геологоразведочные риски и неопределенности в управлении ресурсами. Моделирова-ние основанной на системном анализе нефтегазовых систем является основным инструментом оптимизации геологораз-ведочных работ. Вся совокупность задач геологоразведочных работ необходимое для их решении теоретическое, методо-логическое, техническое и информационное обеспечение следует рассматривать в качестве некоторой предметно-логической (материально-абстрактной) макросистемы. Предметную часть этой макросистемы составляют матери-альные объекты поисков и разведки, т.е. реальные нефтега-зовые геологические системы; логическую часть – отраже-ние реальных предметных систем в процессе их познания и логическая последовательность операций по оптимизации задач поисков и разведки, организации геологоразведочно-

47


Рис. 9. Технологические реше-

ния Шлюмберже для этапов

прогноза, поиска, разведки

и разработки нефтегазонос-

ных систем

ЭТАП

Ы О

СВО

ЕНИ

ЯЗА

ЛЕЖ

ЕЙ У

ВПР

ОГР

АММ

НЫЕ

РЕШ

ЕНИ

Я SI

S

РЕГИОНАЛЬНЫЙ

OCEAN PLUG-INS

ЛОВУШКА КОЛЛЕКТОР ОБРАЗОВАНИЕ,МИГРАЦИЯ УВ ЭКРАН

ОСНОВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ СИСТЕМЫ

ПОИСКОВО-ОЦЕНОЧНЫЙ

PETREL

СТРУКТУРНОЕМОДЕЛИРОВАНИЕ

АНАЛИЗРАЗЛОМОВ

ГЕОЛОГИЯИ ГЕОФИЗИКА

TECHLOG DYNEL

PETROMOD TECHLOG

ЭКСПРЕСС-АНАЛИЗ НЕФТЕ-ГАЗОНОСНОЙ СИСТЕМЫ PSQL

РАЗВЕДОЧНЫЙ ПРОМЫШЛЕННОЙЭКСПЛУАТАЦИИ

ТАБЛИЦА 2. ПРИМЕНЕНИЕ МОДУЛЕЙ PETROMOD И PETREL НА РАЗЛИЧНЫХ СТАДИЯХ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА НЕФТЬ

И ГАЗ

ЭТАП СТАДИЯ ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ МОДУЛИ

PETROMOD

МОДУЛИ PETREL

РЕГИОНАЛЬ

НЫЙ

ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

1. ВЫЯВЛЕНИЕ ЛИТОЛОГОСТРАТИГРАФИЧЕСКИХ КОМПЛЕКСОВ, СТРУКТУРНЫХ ЭТАЖЕЙ, ЯРУСОВ И СТРУКТУРНОФАЦИАЛЬНЫХ ЗОН, ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХАРАКТЕРА ОСНОВНЫХ ЭТАПОВ ГЕОТЕКТОНИЧЕСКОГО РАЗВИТИЯ, ТЕКТОНИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ.2. ВЫДЕЛЕНИЕ НЕФТЕГАЗОПЕРСПЕКТИВНЫХ КОМПЛЕКСОВ (РЕЗЕРВУАРОВ) И ЗОН ВОЗМОЖНОГО НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ, НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ.3. КАЧЕСТВЕННАЯ И КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ.4. ВЫБОР ОСНОВНЫХ НАПРАВЛЕНИЙ И ПЕРВООЧЕРЕДНЫХ ОБЪЕКТОВ ДАЛЬНЕЙШИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

PETRO MOD 1D, PETRO FLASH, PETRO CHARGE EXPRESS, DYNEL 2D, PETREL PSQL, PETREL “PLAУTOРROSPECT RISKS”

GEOSCIENSE CORE,SEISMIC INTERPRETATION, DOMAIN CONVERSION,МОДУЛЬ PSQL

ОЦЕНКА ЗОН НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ

1. ВЫЯВЛЕНИЕ СУБРЕГИОНАЛЬНЫХ И ЗОНАЛЬНЫХ СТРУКТУРНЫХ СООТНОШЕНИЙ МЕЖДУ РАЗЛИЧНЫМИ НЕФТЕГАЗОПЕРСПЕКТИВНЫМИ И ЛИТОЛОГОСТРАТИГРАФИЧЕСКИМИ КОМПЛЕКСАМИ, ОСНОВНЫХ ЗАКОНОМЕРНОСТЕЙ РАСПРОСТРАНЕНИЯ СВОЙСТВ ПОРОД КОЛЛЕКТОРОВ И ФЛЮИДОУПОРОВ(ПОКРЫШЕК) И ИЗМЕНЕНИЯ ИХ СВОЙСТВ.2. УТОЧНЕНИЕ НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЙОНИРОВАНИЯ.3. КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ.4. ВЫБОР РАЙОНОВ И УСТАНОВЛЕНИЕ ОЧЕРЕДНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ НА НИХ ПОИСКОВЫХ РАБОТ

SEIS STRAT 3D, SIMULATOR 3D, VIEWER 3D, TEC LINK, PETRO RISK,

GEOSCIENSE CORE,SEISMIC INTERPRETATION, DOMAIN CONVERSION,МОДУЛИ SEISMIC INVERSION, МОДУЛЬ PSQL PLAYTOPROSPECT RISK

ПОИСКОВО

ОЦЕНОЧ

НЫЙ

ВЫЯВЛЕНИЕ ОБЪЕКТОВ ПОИСКОВОГО БУРЕНИЯ

1. ВЫЯВЛЕНИЕ УСЛОВИЙ ЗАЛЕГАНИЯ И ДРУГИХ ГЕОЛОГОГЕОФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ И НЕФТЕГАЗОПЕРСПЕКТИВНЫХ КОМПЛЕКСОВ.2. ВЫЯВЛЕНИЕ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ЛОВУШЕК.3. КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА ПРОГНОЗНЫХ ЛОКАЛИЗОВАННЫХ РЕСУРСОВ.4. ВЫБОР ОБЪЕКТОВ ДЛЯ ДЕТАЛИЗАЦИОННЫХ РАБОТ

SEISSTRAT 3D, SIMULATOR 3D, VIEWER 3D, PETROFITS, HEAT FLOW CALIBRATION

GEOSCIENSE CORE,SEISMIC INTERPRETATION, DOMAIN CONVERSION, МОДУЛЬ PSQL

ПОДГОТОВКА ОБЪЕКТОВ К ПОИСКОВОМУ БУРЕНИЮ

1. ДЕТАЛИЗАЦИЯ ВЫЯВЛЕННЫХ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ЛОВУШЕК, ПОЗВОЛЯЮЩАЯ ПРОГНОЗИРОВАТЬ ПРОСТРАНСТВЕННОЕ ПОЛОЖЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ.2. КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВНЫХ РЕСУРСОВ НА ОБЪЕКТАХ, ПОДГОТОВЛЕННЫХ К ПОИСКОВОМУ БУРЕНИЮ.3. ВЫБОР ОБЪЕКТОВ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОЧЕРЕДНОСТИ ИХ ВВОДА В ПОИСКОВОЕ БУРЕНИЕ

SEISSTRAT 3D, SIMULATOR 3D, VIEWER 3D, LGR.

GEOSCIENSE CORE,SEISMIC INTERPRETATION,DOMAIN CONVERSION,

ПОИСК И ОЦЕНКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ)

1. ВЫЯВЛЕНИЕ В РАЗРЕЗЕ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ И ПЕРСПЕКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ КОЛЛЕКТОРОВ И ПОКРЫШЕК И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИХ ГЕОЛОГОГЕОФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ (ПАРАМЕТРОВ).2. ВЫДЕЛЕНИЕ, ОПРОБОВАНИЕ И ИСПЫТАНИЕ НЕФТЕГАЗОПЕРСПЕКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И ГОРИЗОНТОВ, ПОЛУЧЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРИТОКОВ НЕФТИ И ГАЗА И УСТАНОВЛЕНИЕ СВОЙСТВ ФЛЮИДОВ И ФИЛЬТРАЦИОННОЕМКОСТНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК.3. ОТКРЫТИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ПОСТАНОВКА ЗАПАСОВ НА ГОСУДАРСТВЕННЫЙ БАЛАНС.4. ВЫБОР ОБЪЕКТОВ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ОЦЕНОЧНЫХ РАБОТ.5. УСТАНОВЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ).6.ОЦЕНКА ЗАПАСОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ).7. ВЫБОР ОБЪЕКТОВ РАЗВЕДКИ

PETROBUILDER 2D, SIMULATOR 2D, VIEWER 2D, PETROTRACKS, KINETICS WIZARD

GEOSCIENSE CORE,WELL CORRELATION, FACIES MODELING, PETROPHYSICAL MODELING, DATA ANALYSIS, STRUCTURAL AND FAULT ANALYSIS

РАЗВЕДОЧ

НЫЙ

РАЗВЕДКА И ПРОБНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

1. УТОЧНЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И ЗАПАСОВ ЗАЛЕЖЕЙ.2. ПРОБНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ ДАННЫХ И ПАРАМЕТРОВ ДЛЯ СОСТАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.3. ПЕРЕВОД ЗАПАСОВ КАТЕГОРИИ С2 В КАТЕГОРИЮ С1

SEISSTRAT 3D, SIMULATOR 3D, VIEWER 3D, LGR, PETROFITS, HEAT FLOW CALIBRATION, PETRORISK

GEOSCIENSE CORE,WELL CORRELATION, FACIES MODELING, PETROPHYSICAL MODELING, DATA ANALYSIS, WELL DESIGN



го процесса, установлению критериев нефтегазоносности, созданию рациональных комплексов ведения работ, выбору направления работ. На рис. 10 представлена макросистема, характеризующая взаимоотношения между материальными системами – ретреспективной системой палеобассейна осад-конакопления и системами условий формирования и законо-мерностей размещения ловушек и скоплений нефти и газа с абстрактными системами операций по их прогнозирова-нию, поискам и разведке.

Материальные системы представляют собою объектив-ную реальность, изучение реального мира дает возможность

познать только части этих систем в зависимости от уровня теоретических знаний, методики исследований, информа-ционной обеспеченности и технических средств изучения реальных геологических систем. Предметную часть макро-системы составляют материальные объекты поисков и раз-ведки, т. е. реальные нефтегазовые геологические системы; логическую часть – отражение реальных предметных систем в процессе их познания, установлению критериев нефтегазо-носности и логическая последовательность операций по оп-тимизации задач поисков и разведки, организации геолого-разведочного процесса.

ТАБЛИЦА 3. КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ФУНКЦИОНАЛЬНЫХ ВОЗМОЖНОСТЕЙ ПРОГРАММ КОМПАНИИ «ШЛЮМБЕРЖЕ»,

ПРЕДСТАВЛЕННЫХ В ТАБЛ. 2.

НАЗВАНИЕ МОДУЛЯ КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ

ПРОГРАММНЫЙ КОМПЛЕКС PETREL

GEOSCIENSE CORE ОСНОВНОЙ БАЗОВЫЙ МОДУЛЬ, ВКЛЮЧАЮЩИЙ ЭЛЕКТРОННУЮ СПРАВОЧНУЮ ДОКУМЕНТАЦИЮ ПО ПАКЕТУ PETREL, 2D И 3D ВИЗУАЛИЗАЦИЮ И ЗАГРУЗКУ ВСЕХ ТИПОВ ДАННЫХ, КАРТОПОСТРОЕНИЕ, ОЦИФРОВКУ И РЕДАКТИРОВАНИЕ ПОЛИГОНОВ, МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗЛОМОВ С ТРЕХМЕРНЫМ РЕДАКТИРОВАНИЕМ, ПОСТРОЕНИЕ ТРЕХМЕРНОГО КАРКАСА, ДОБАВЛЕНИЕ ОПОРНЫХ ГОРИЗОНТОВ, РАЗБИЕНИЕ ТРЕХМЕРНОЙ СЕТКИ НА ПЛАСТЫ И ПРОПЛАСТКИ, СОЗДАНИЕ И РЕДАКТИРОВАНИЕ ТРЕХМЕРНОЙ СЕТКИ, КАЛЬКУЛЯТОР ДЛЯ КАРТ, СЕТОК И КАРОТАЖНЫХ КРИВЫХ, СТЕРЕОИЗОБРАЖЕНИЕ, ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ПО ПЛАСТАМ, БЛОКАМ И ТАБЛИЧНЫЕ ОТЧЕТЫ В ВИДЕ ТЕКСТОВЫХ ФАЙЛОВ. БЛОК АНАЛИЗА НЕОПРЕДЕЛЁННОСТЕЙ. МАСШТАБНАЯ ПЕЧАТЬ ЛЮБЫХ КАРТ И ПРОФИЛЕЙ (СЕЧЕНИЙ МОДЕЛИ), ИМПОРТ/ЭКСПОРТ ТРЕХМЕРНЫХ СЕТОК, КАРТ

WELL CORRELATION ДАННЫЙ МОДУЛЬ ПРЕДНАЗНАЧЕН ДЛЯ СОЗДАНИЯ КЛАССИЧЕСКИХ СХЕМ КОРРЕЛЯЦИИ СКВАЖИН: СОЗДАНИЯ ОТБИВОК КРОВЛИ И ПОДОШВЫ ПЛАСТОВ И ИХ МЕЖСКВАЖИННОЙ КОРРЕЛЯЦИИ; ЛИТОЛОГОСТРАТИГРАФИЧЕСКОЙ РАЗБИВКИ

FACIES MODELING ПОСТРОЕНИЕ ИНДЕКСНЫХ (ДИСКРЕТНЫХ) ФАЦИАЛЬНЫХ МОДЕЛЕЙ. ОСРЕДНЕНИЕ КАРОТАЖНЫХ КРИВЫХ В ЯЧЕЙКИ ТРЕХМЕРНОЙ СЕТКИ, ПРИМЕНЕНИЕ РАЗЛИЧНЫХ АЛГОРИТМОВ СТОХАСТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ, ОБЪЕКТНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗЛИЧНЫХ ФАЦИЙ (РЕЧНЫЕ СИСТЕМЫ, ТРАНСГРЕССИЯ, РЕГРЕССИЯ И Т.Д.) И ОБСТАНОВОК ОСАДКОНАКОПЛЕНИЯ, ДЕТЕРМИНИСТСКОЕ ИНТЕРАКТИВНОЕ ФАЦИАЛЬНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ, ПОСЛОЙНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ С ОПЦИЯМИ МОДЕЛИРОВАНИЯ НЕСКОЛЬКИХ ПЛАСТОВ СОВМЕСТНО

PETROPHYSICAL MODELING МОДУЛЬ СЛУЖИТ ДЛЯ ПОСТРОЕНИЯ ТРЕХМЕРНЫХ МОДЕЛЕЙ НЕПРЕРЫВНЫХ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ (ТАКИХ, КАК ПОРИСТОСТЬ, ПРОНИЦАЕМОСТЬ И Т.Д.), ИСПОЛЬЗУЯ АЛГОРИТМЫ СТОХАСТИЧЕСКОГО И ДЕТЕРМИНИСТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ, С УЧЕТОМ ИЗМЕНЕНИЯ ТРЕНДА НАПРАВЛЕНИЯ ПРОСТИРАНИЯ; ПОСТРОЕНИЯ РАЗЛИЧНЫХ КАРТ СВОЙСТВ (СРЕДНИХ, ЭФФЕКТИВНЫХ)

DATA ANALYSIS ВЫПОЛНЕНИЕ ПРЕОБРАЗОВАНИЙ И АНАЛИЗ 1, 2 И 3D ТРЕНДОВ ДАННЫХ, АНАЛИЗ И РЕДАКТИРОВАНИЕ ВЕРТИКАЛЬНОГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ДИСКРЕТНЫХ ДАННЫХ (НАПРИМЕР ФАЦИЙ) И ВЫЯВЛЕНИЕ СВЯЗЕЙ СЕЙСМИЧЕСКИХ АТРИБУТОВ И КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ (ПО ТРЕХМЕРНОЙ МОДЕЛИ)

STRUCTURAL AND FAULT

ANALYSIS

ИНСТРУМЕНТЫ ДЛЯ АНАЛИЗА СТРУКТУРЫ РЕЗЕРВУАРА. МОДУЛЬ ПОЗВОЛЯЕТ РАССЧИТЫВАТЬ МНОЖИТЕЛЬ ПРОВОДИМОСТИ РАЗЛОМОВ И ДРУГИЕ СВЯЗАННЫЕ С РАЗЛОМАМИ СВОЙСТВА; МОДИФИЦИРОВАТЬ АМПЛИТУДУ НАРУШЕНИЯ, НЕ ПЕРЕСТРАИВАЯ ГЕОЛОГИЧЕСКУЮ МОДЕЛЬ (ЧТО ПОЗВОЛЯЕТ ВЫПОЛНЯТЬ ОПЕРАТИВНЫЙ АНАЛИЗ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ, СВЯЗАННОЙ С ЭТИМ ПАРАМЕТРОМ И МНОГОЕ ДРУГОЕ

OCEAN С ПОМОЩЬЮ ЭТОГО МОДУЛЯ МОЖНО РАЗРАБАТЫВАТЬ СВОИ ПРОГРАММЫ (ПЛАГИНЫ) В PETREL. КРОМЕ ЭТОЙ ЛИЦЕНЗИИ ТРЕБУЕТСЯ ИМЕТЬ ЛИЦЕНЗИЮ MICROSOFT VISUAL STUDIO.NET ДЛЯ ПРОГРАММИРОВАНИЯ В СРЕДЕ OCEAN API. ПРИ НАЛИЧИИ ЭТОГО МОДУЛЯ БУДЕТ ДОСТУПНА ВСЯ ФУНКЦИОНАЛЬНОСТЬ PETREL, НО ПРОЕКТ БУДЕТ ПОМЕЧЕН ВОДЯНЫМИ ЗНАКАМИ

PETROLEUM SYSTEM QUICK

LOOK

ДАННЫЙ МОДУЛЬ ПОЗВОЛЯЕТ ПРОАНАЛИЗИРОВАТЬ ВОЗМОЖНОСТЬ ЗАПОЛНЕНИЯ ГИПОТЕТИЧЕСКИХ ЛОВУШЕК УГЛЕВОДОРОДАМИ, ОЦЕНИТЬ ПУТИ МИГРАЦИИ И СВОЙСТВА УГЛЕВОДОРОДОВ. ДЛЯ АНАЛИЗА МЕСТОРОЖДЕНИЯ ИСПОЛЬЗУЮТСЯ СТРУКТУРНЫЕ КАРТЫ И, ПРИ НАЛИЧИИ, ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ. В МОДУЛЕ ИСПОЛЬЗУЮТСЯ УПРОЩЕННЫЕ АЛГОРИТМЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ СИСТЕМ, ПОЭТОМУ ДЛЯ БОЛЕЕ ДЕТАЛЬНОГО И ТОЧНОГО АНАЛИЗА НЕОБХОДИМО ИСПОЛЬЗОВАТЬ PETROMOD

PLAYTOPROSPECT RISK

ASSESSMENT

ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЙ МОДУЛЬ ПРОГРАММЫ PETREL, ПОЗВОЛЯЮЩИЙ НА ОСНОВАНИИ РЕЗУЛЬТАТОВ МОДЕЛИРОВАНИЯ ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ СИСТЕМЫ ПОСТРОИТЬ ЧАСТНЫЕ И ИНТЕГРИРОВАННЫЕ КАРТЫ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РИСКОВ И ОЦЕНИТЬ ВЛИЯНИЕ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ НА МОДЕЛЬ СИСТЕМЫ

SEISMIC INTERPRETATION,

DOMAIN CONVERSION,

ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ 2,3 И 4D СЕЙСМОРАЗВЕДКИ, ПРОСЛЕЖИВАНИЕ РАЗЛОМОВ, РУЧНОЕ, ПОЛУАВТОМАТИЧЕСКОЕ И АВТОМАТИЧЕСКОЕ ПРОСЛЕЖИВАНИЕ ГОРИЗОНТОВ. КЛАССИЧЕСКАЯ ФУНКЦИОНАЛЬНОСТЬ РАБОЧЕГО МЕСТА ГЕОФИЗИКАСЕЙСМОРАЗВЕДЧИКА, ВКЛЮЧАЯ КОРРЕКЦИЮ НЕВЯЗОК ПО АМПЛИТУДАМ, ФАЗАМ И ВЕРТИКАЛИ (ВРЕМЕНИ), ЗАГРУЗКА НАВИГАЦИИ 2D, УДОБНАЯ ВИЗУАЛИЗАЦИЯ ДАННЫХ, РАБОТА С ОБЗОРНОЙ КАРТОЙ ПРОФИЛЕЙ, СОЗДАНИЕ КОМПОЗИТНЫХ ПРОФИЛЕЙ МЕЖДУ ВСЕМИ ВИДАМИ СЪЁМОК И РАСЧЕТ БОЛЬШОГО КОЛИЧЕСТВА СЕЙСМИЧЕСКИХ АТРИБУТОВ. ПЕРЕСЧЕТ ДАННЫХ ИЗ ВРЕМЕННОГО МАСШТАБА В ГЛУБИННЫЙ. СОЗДАНИЕ И КОРРЕКТИРОВКА СКОРОСТНОГО ЗАКОНА

49


ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 3.

НАЗВАНИЕ МОДУЛЯ КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ

ПРОГРАММНЫЙ КОМПЛЕКС PETREL

WELL PATH DESIGN ИНТЕРАКТИВНОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТРАЕКТОРИЙ СКВАЖИН НЕПОСРЕДСТВЕННО В 3D ОКНЕ В ТРЕХМЕРНОЙ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЛЮБОГО ТИПА ДАННЫХ, ВКЛЮЧАЯ СЕЙСМИЧЕСКИЕ, МОДЕЛИ СВОЙСТВ ИЛИ РЕЗУЛЬТАТЫ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

SEISMIC INVERSION СПЕЦИАЛЬНЫЕ ПРИЛОЖЕНИЯ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ИНВЕРСИИ СЕЙСМИЧЕСКИХ ДАННЫХ ДО И ПОСЛЕ СУММИРОВАНИЯ ДЛЯ ПОСЛЕДУЮЩЕГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ В МОДЕЛИРОВАНИИ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ

ПРОГРАММНЫЙ КОМПЛЕКС PETROMOD

PETRO MOD 1D МОДЕЛИРОВАНИЕ РЕАЛЬНЫХ И ВИРТУАЛЬНЫХ СКВАЖИН ПРИ НАЛИЧИИ ВСЕХ ОСНОВНЫХ ДАННЫХ/ПАРАМЕТРОВ, НАПРИМЕР, ЗАДАННОЙ ЛИТОЛОГИИ, КИНЕТИКИ И Т. Д. МОДУЛЬ ПОЗВОЛЯЕТ ПРОИЗВОДИТЬ КАЛИБРОВКУ ТРЕХМЕРНЫХ МОДЕЛЕЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ СИСТЕМЫ НА СКВАЖИННЫЕ ДАННЫЕ И ОЦЕНИТЬ ВОЗМОЖНОСТЬ НАЛИЧИЯ В РАЗРЕЗЕ ЗРЕЛЫХ НЕФТЕГАЗОПРОДУЦИРУЮЩИХ ПОРОД

PETROMOD 1D EXPRESS БЕСПЛАТНАЯ ВЕРСИЯ PETROMOD С НЕКОТОРЫМИ ФУНКЦИОНАЛЬНЫМИ ОГРАНИЧЕНИЯМИ

PETROMOD 2D ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ 2D МОДЕЛИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ СИСТЕМЫ, ПРЕДНАЗНАЧЕН ДЛЯ РАБОТЫ С ПРОФИЛЬНЫМИ ДАННЫМИ. ПРИМЕНЯЕТСЯ В ОБЛАСТЯХ С ОЧЕНЬ РЕДКОЙ СЕТЬЮ ИСХОДНЫХ НАБЛЮДЕНИЙ. ПОЗВОЛЯЕТ БЫСТРО ОЦЕНИТЬ СОСТОЯНИЕ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ СИСТЕМЫ, ИСПОЛЬЗУЯ РАЗЛИЧНЫЕ ТИПЫ КИНЕТИКИ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ОБЪЕМА И КАЧЕСТВА ИСХОДНЫХ ГЕОХИМИЧЕСКИХ ДАННЫХ. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РАЗЛИЧНЫХ АЛГОРИТМОВ МОДЕЛИРОВАНИЯ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ В ПЛАСТЕ ПОЗВОЛЯЕТ ПОЛУЧИТЬ ТОЧНУЮ ОЦЕНКУ ВОЗМОЖНОГО УГЛЕВОДОРОДНОГО ПОТЕНЦИАЛА И ВЫЯВИТЬ ПУТИ МИГРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ В ЛОВУШКИ

PETROMOD 3D ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ 3D МОДЕЛИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ СИСТЕМЫ, ПРЕДНАЗНАЧЕН ДЛЯ РАБОТЫ С КАРТАМИ СТРАТИГРАФИЧЕСКИХ ГРАНИЦ. ПРИМЕНЯЕТСЯ В ОБЛАСТЯХ С РЕГУЛЯРНОЙ СЕТЬЮ СКВАЖИННЫХ ДАННЫХ. ПОЗВОЛЯЕТ СОЗДАВАТЬ ПОЛНОМАСШТАБНЫЕ ТРЕХМЕРНЫЕ МОДЕЛИ И ПРОСЛЕЖИВАТЬ СОСТОЯНИЕ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ СИСТЕМЫ ВО ВРЕМЕНИ, ИСПОЛЬЗУЯ РАЗЛИЧНЫЕ ТИПЫ КИНЕТИКИ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ОБЪЕМА И КАЧЕСТВА ИСХОДНЫХ ГЕОХИМИЧЕСКИХ ДАННЫХ. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РАЗЛИЧНЫХ АЛГОРИТМОВ МОДЕЛИРОВАНИЯ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ В ПЛАСТЕ ПОЗВОЛЯЕТ ПОЛУЧИТЬ ТОЧНУЮ ОЦЕНКУ ВОЗМОЖНОГО УГЛЕВОДОРОДНОГО ПОТЕНЦИАЛА И ВЫЯВИТЬ ПУТИ МИГРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ В ЛОВУШКИ, А ТАКЖЕ ОЦЕНИТЬ УСЛОВИЯ СОХРАННОСТИ СКОПЛЕНИЙ УВ И ВОЗМОЖНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ПЕРЕТОКА. ПОСТАВЛЯЕТСЯ В ПАКЕТНОЙ КОНФИГУРАЦИИ С ДОПОЛНИТЕЛЬНЫМИ МОДУЛЯМИ, ЛИБО ОТДЕЛЬНО

PETROCHARGE EXPRESS ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ БЫСТРОЙ ОЦЕНКИ ПРОВЕДЕННОГО АНАЛИЗА МАТЕРИНСКИХ/КОЛЛЕКТОРСКИХ ПОРОД ДРЕНАЖНЫХ ЗОН

PETROFLASH МОДУЛЬ ДЛЯ РАСЧЕТА ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ УВ КАК ФУНКЦИИ PVT, БЕСПЛАТНО ВКЛЮЧАЕТСЯ В 1D (КРОМЕ 1D EXPRESS), 2D, 3D

PETROREPORT ИНСТРУМЕНТ ГЕНЕРАЦИИ ПОСЛОЙНЫХ ОТЧЕТОВ МАССЫ И ОБЪЕМА ПОЛНЫХ МОДЕЛЕЙ

PETROTRACKS ПРЕДСКАЗАНИЕ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ СЛЕДОВ ОСКОЛКОВ ДЕЛЕНИЯ АПАТИТОВ НА ОСНОВАНИИ ИЗМЕНЕНИЙ ТЕМПЕРАТУРЫ В ТЕЧЕНИЕ ВРЕМЕНИ

KINETICS WIZARD ИСПОЛЬЗУЕТСЯ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВХОДНЫХ ГЕОХИМИЧЕСКИХ ДАННЫХ ДЛЯ НЕЗРЕЛОЙ СТАДИИ МАТЕРИНСКИХ ПОРОД И ЗАДАНИЯ СВОЙСТВ ГЕНЕРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ. НЕОБХОДИМ ДЛЯ ВОЗМОЖНОСТИ МОДЕЛИРОВАНИЯ НЕСКОЛЬКИХ ТЕОРИЙ ВОЗНИКНОВЕНИЯ УВ

IPTESTER ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ ТЕСТИРОВАНИЯ МЕТОДИКИ INVASION PERCOLATION НА 2D РАЗРЕЗЕ ИЛИ НА СКРИНШОТЕ, НАПРИМЕР, СЕЙСМИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА

PERCNOISE ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ ЗАДАНИЯ НЕОДНОРОДНОСТИ И АНИЗОТРОПИИ КАПИЛЛЯРНОГО ДАВЛЕНИЯ ДЛЯ ЛЮБОЙ ЛИТОЛОГИИ

CRUSTAL HEAT FLOW РАССЧИТЫВАЕТ ИСТОРИЮ ТЕПЛОВЫХ ПОТОКОВ ДЛЯ 3D МОДЕЛЕЙ

HEAT FLOW CALIBRATIO ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ КАЛИБРОВКИ 3D МОДЕЛЕЙ ПО СКВАЖИННЫМ ДАННЫМ ТЕМПЕРАТУРЫ И ОТРАЖАЮЩЕЙ СПОСОБНОСТИ ВИТРИНИТА

ПРОГРАММА DYNEL

DYNEL 2D

DYNEL2D ИНСТРУМЕНТ МОДЕЛИРОВАНИЯ ПРОЦЕССОВ СТРУКТУРООБРАЗОВАНИЯ, ПОЗВОЛЯЕТ ЛЕГКО СТРОИТЬ И АНАЛИЗИРОВАТЬ ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ РАЗРЕЗЫ КАК С НАСТРОЙКАМИ СЖАТИЯ, ТАК И РАСТЯЖЕНИЯ. ЭТА ИННОВАЦИОННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ, ОСНОВАНА НА МЕТОДЕ КОНЕЧНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ, ВКЛЮЧАЕТ В СЕБЯ ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ФИЗИКИ, КОТОРЫЕ УПРАВЛЯЮТ ДЕФОРМАЦИЯМИ ПОРОД. С ПОЛНЫМ НАБОРОМ ИНСТРУМЕНТОВ, ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ DYNEL2D ПРОВЕРЯЕТ ТОЧНОСТЬ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ, УМЕНЬШАЕТ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТЬ ИНТЕРПРЕТАЦИИ СЕЙСМИЧЕСКИХ ДАННЫХ И СТРОИТ БОЛЕЕ ТОЧНО СЛОЖНЫЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ С УЧЕТОМ НАПРЯЖЕНИЙ

DYNEL 3D DYNEL3D * ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ДЛЯ СТРУКТУРНОГО ВОССТАНОВЛЕНИЯ, ПОЗВОЛЯЕТ ЛЕГКО СТРОИТЬ И АНАЛИЗИРОВАТЬ КОМПЛЕКС СКЛАДОК И РАЗЛОМОВ 3D ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ, С УЧЕТОМ КАК СЖАТИЯ, ТАК И РАСТЯЖЕНИЯ. ЭТА ПЕРЕДОВАЯ ТЕХНОЛОГИЯ, КОТОРАЯ ВКЛЮЧАЕТ В СЕБЯ ФУНДАМЕНТАЛЬНЫЕ ЗАКОНЫ ФИЗИКИ, КОТОРЫЕ РЕГУЛИРУЮТ ДЕФОРМАЦИИ ПОРОДЫ, ОТЛИЧАЕТСЯ ПРОСТОЙ И ПОНЯТНОЙ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬЮ ДЕЙСТВИЙ ДЛЯ ПЕРЕХОДА ОТ СОЗДАНИЯ МОДЕЛИ К СТРУКТУРНОЙ РЕКОНСТРУКЦИИ

ПРОГРАММА TECHLOG

TECHLOG ПРОГРАММА ПРЕДОСТАВЛЯЕТ УНИКАЛЬНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ ДЛЯ РЕШЕНИЯ ИНТЕГРИРОВАННЫХ ЗАДАЧ ОЦЕНКИ СВОЙСТВ РЕЗЕРВУАРА, ПРОЕКТИРОВАНИЯ БУРЕНИЯ И ИНТЕРПРЕТАЦИИ ВСЕХ ВИДОВ СКВАЖИННЫХ ИСССЛЕДОВАНИЙ, ВКЛЮЧАЯ ОБЫЧНЫЙ КАРОТАЖ, КАРОТАЖ ВО ВРЕМЯ БУРЕНИЯ, ДАННЫЕ ОТБОРА КЕРНА, МИКРОИМИДЖЕРЫ, СКВАЖИННОЙ СЕЙСМИКИ, ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ И ФОТОГРАФИЙ. РАБОТА ВОЗМОЖНА КАК В ОДНО, ТАК И В МНОГОСКВАЖИННОМ РЕЖИМЕ. ВОЗМОЖНОСТЬ СОЗДАНИЯ ГРАФОВ ИНТЕРПРЕТАЦИИ И НАСТРОЙКИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИНТЕРПРЕТАЦИИ НА РЕЗУЛЬТАТЫ АНАЛИЗА КЕРНА



7. Tissot B.P., Welte D.H. Petroleum Formation and Occurrence. – Springer-Verlag. Berlin, second edition, 1984.

8. Yukler M.A., Cornford C., Welte D. Simulation of geologic, hydrodynamic, and thermodynamic development of a sediment basin – a quantitative approach. In U. von Rad, 10 W. B. F. Ryan, and al., editors, Initial Reports of the Deep Sea Drilling Project. – 1979. – pp. 761–771.

9. Hantschel T., Kauerauf A.I. Fundamentals of Basin and Petroleum Systems Modeling, DOI 10.1007/978-3-540-72318-97. – Springer-Verlag. Berlin-Heidelberg, 2009.

10. Зайцев О. Комплексное решение задач геологоразведочных работ: XIX Губкинские чтения. «Инновационные технологии прогноза, поисков, разведки и разработки скоплений УВ и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России». –Москва, 2011.


1. Дмитриевский А.Н. Системный литолого-генетический ана лиз нефтегазоносных осадочных бассейнов. – М.: Недра, 1982.

2. Керимов В. Ю. Системный подход к прогнозированию, поискам и разведке скоплений нефти и газа. Известия вузов СССР, Нефть и газ, № 1, 1987.

3. Керимов В.Ю. Системный подход к классификации зале-жей нефти и газа стратиграфического и литологического типов//Вопросы системного анализа-синтеза в теории и практике прогноза, 1983.

4. Лавренова Е.А. Результаты бассейнового моделирования восточной части Азовского моря//Геология нефти и газа. – 2009. – №4. – С. 47–54.

5. Allen P.A., Allen J.R. Basin Analysis. – Blackwell Publishing, second edition, 2005.

6. Magoon L.B., Dow W.G. The petroleum system from source to trap. – AAPG Memoir, 60, 1994.

Таким образом, рассмотренная материально-абстракт-ная (предметно-логическая) макросистема взаимоотноше-ний систем условий генераций УВ, формирования и законо-мерностей размещения скоплений нефти и газа с системами

их прогнозирования, поисков и разведки созданная на ос-нове применение системного подхода позволяет моделиро-вать нефтегазовых систем и геологоразведочный процесс на нефть и газ.

РЕГИОНАЛЬНЫЕ ОБЪЕКТЫ ПРОГНОЗА ЗНГН

ГЕНЕТИЧЕСКАЯ КЛАССИФИКА-ЦИЯ ЗОН НГН

ЭТАПЫ ГЕНЕРАЦИИ УВ

ПУТИ МИГРАЦИИ УВ

ВРЕМЯ И МЕСТО

АККУМУЛЯЦИИ УВ

ВРЕМЯ КОНСЕРВАЦИИ

УВ И ЗАЛЕЖИ

ФОРМИРОВАНИЕ

РЕЗЕРВУАРОВ И ЛОВУШЕК

ПОИСКОВЫЕ КРИТЕРИИ ДЛЯ РЕГИОНАЛЬНОГО ПРОГНОЗА И ПОИСКОВ ЗОН НГН

ГЕНЕТИЧЕСКАЯ И МОРФОЛОГИЧЕСКАЯКЛАССИФИКАЦИЯ ЛОВУШЕК

НЕФТИ И ГАЗА

ВЫЯВЛЕНИЕ И ПОДГОТОВКАЛОВУШЕК НЕФТИ И ГАЗА

ПОИСКИ И ОЦЕНКА

ЗАЛЕЖЕЙ УВ

АНАЛИЗ И СИНТЕЗ ПАЛЕОТЕКТОНИЧЕСКИХ РЕКОНСТРУКЦИЙ, ГЕОХИМИЧЕСКИХ ЛИТОЛОГОФАЦИАЛЬНЫХ, ПАЛЕОГРАФИЧЕСКИХ, ГЕОФЛЮИДО-ДИНАМИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

ГЕОТЕКТОНИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ: ВЫДЕЛЕНИЕ НГО И ЗНГН ОБЪЕКТОВ РЕГИОНАЛЬНО-ГО ПРОГНОЗА И ПОИСКОВПО ПЛОЩАДИИ ГЕОЛОГИЧЕСКОМУ РАЗРЕЗУ

ПАЛЕОБАССЕЙН СЕДИМЕНТАЦИИ

ГЕНЕРАЦИЯ УВ

ФО

РМ

ИРО

ВАНИЕ РЕЗЕРВУАРОВ И ЛОВУШ

ЕК

МИГРАЦИЯ УВ

АККУМУЛЯЦИЯ УВ

КОНСЕР-

ВАЦИЯ УВ

ТЕКТОГЕНЕЗ

ЛИТОГЕНЕЗ

РСУСЛОВИЯ

ФОРМИРОВА-НИЯ

СС УСЛОВИЯ РАЗМЕЩЕНИЯ

РЕГИОНАЛЬНЫЕ И ЛОКАЛЬНЫЕ УВ СИСТЕМЫ

Рис. 10. Предметно-логиче-

ская (материально-абстракт-

ная) макросистема

51


А.О. КОВАЛЕВ

Российская Федерация на сегодняшний день львиную долю своего бюджета формирует за счет различных поступлений от нефте-

газовой отрасли. Этот факт определяет жесткую связь макроэкономических показателей с поло-жением дел в нефтегазодобывающей отрасли, ка-питализация которой напрямую зависит от объе-ма запасов, имеющихся на балансе нефтегазовых компаний. Эти штрихи общего портрета экономи-ки России и определяют то, что геологоразведка (ГРР) является базовой отраслью экономики [1].

Однако на сегодняшний день в этой базовой отрасли сложилась весьма интересная ситуация, которая заключается в наборе различных фак-торов, делающих невозможным ГРР. Этот тезис подтверждается огромным количеством лицен-зий на ГРР, в рамках которых ничего не делается. Чтобы изменить ситуацию надо ответить на во-прос: почему?

Для ответа на этот вопрос определимся с иг-роками на этом рынке. Здесь три категории участников:1. Государство.2. Крупные нефтегазодобывающие компании.3. Мелкие компании, небольшие компании, за-нимающиеся ГРР, т.е. все кто не в состоянии про-делать путь до открытия месторождения за свои деньги.

Участник «Государство». Его позицию од-нозначно определил Министр природных ресур-сов и экологии России Ю. Трутнев: «Государство не будет осуществлять высокорискованные ГРР на деньги налогоплательщиков» [2].

В этой сакраментальной фразе из американ-ского кино содержится приговор всем, кто делал ставку на государство, вспоминая фрагменты из советских новостных программ об открытиях Западно-Сибирских месторождений.

Следующий игрок – крупные нефтегазовые компании, основной пользователь открытых депозитариев углеводородов. У них достаточ-но средств для проведения полного цикла ГРР и административного ресурса для оформления открытого месторождения. Однако, серьезного движения в ГРР нет, а если даже есть некоторое, то оно в сравнении с советскими стандартами

соотношения объема прироста запасов к объему добычи незначительное.

Что происходит и почему крупные компании устраивает пассивная позиция в вопросе ГРР. От-вет попытаемся найти, проанализировав струк-туру создаваемой прибыли. Здесь три ступени:1. Уровень Департамента ГРР (возможно аут-сорсинг). Все просто: больше работ – больше прибыль департамента.2. Уровень компании. Больше добыча – больше доходность. Больше работ – больше затрат, но при этом и выше капитализация со всеми вытекающими последствиями, начиная от позиций на рынке, заканчивая влиятельностью и кредитоспособ-ностью. При этом именно компания диктует Департа-менту ГРР, что делать и в каком объеме, выделять на это определенный бюджет.3. Уровень владельца компании. Все крупные нефтегазодобывающие компа-нии публичные. Их акции котируются (продают-ся) на бирже и имеют определенную стоимость.

Любой инвестор, купивший акции нефтегазо-добывающей компании, является совладельцем этой компании и получает доход также как и про-чие владельцы различных по величине пакетов акций двумя путями:1. При получении дивидендов по акциям, как часть прибыли нефтегазодобывающей компании.2. От роста стоимости самих акций компании.

При этом составляющая 2 является домини-рующей для инвесторов. Владельцы же крупных пакетов акций, осуществляющие контроль над компанией и определяющие стратегические на-правления развития компании заинтересованы в росте своих акций еще больше, чем акционеры, владеющие малыми пакетами.

На рост акций на рынке влияет множество факторов и это отдельная огромная тема, в на-шем же случае их влияние привело к тому, что нефтегазодобывающие компании активно выво-дят на аутсорсинг практически все виды деятель-ности. Оптимальный макет компании на сего-дняшний день таков:

Рыночные механизмы инвестиций в геологоразведку – инновационный двигатель развития отрасли

А.О. КОВАЛЕВ – генеральный директор ОАО «Центр Наукоемких Технологий»



– штат – 1 человек (Генеральный директор); – на балансе – запасы;– риски – 0, т.е. все работы, содержащие рис-ки, в первую очередь ГРР, бурение и т.п. – по до-говору.

Это неизбежно приводит к росту стоимости акций, так как нет «плохих новостей», т.е. нет не-удачных ГРР, нет неудачно пробуренных скважин, нет аварий, экологических катастроф. Они есть, но как говорил товарищ Саахов: «Не в нашем рай-оне, может быть где-нибудь высоко в горах».

Как следствие такой структуры, имеем сле-дующую стратегию поведения крупной нефтега-зовой компании на рынке: все покупать готовое, риски свести к минимуму, возможно нанесение ущерба доходности от основной деятельности в угоду сохранения тренда роста акций.

Третий игрок – прочие. В этом сегменте про-сто напросто не хватает денег для обеспечения полного цикла ГРР и открытия месторождения. Если же вдруг компания из этого сегмента зара-батывает деньги в достаточном количестве, то первое, что она делает – пытается перейти в сег-мент номер два, мгновенно заражаясь при этом всеми болезнями крупных.

Однако именно здесь лежит потенциал гео-логоразведки. Он основывается на стремлении мелких компаний реализоваться на рынке. Нет более мощной движущей силы. Беда на сегодня-шний день в том, что нет рынка, позволяющего делить риски на протяжении ГРР, и позволяюще-го выполнив определенную часть работ выйти из проекта с прибылью.

Для того чтобы рынок появился, необходи-мо создать стандарт или сделать производный от имеющихся в мире стандартов ГРР, понятный инвесторам, который бы был понятен и прозра-чен финансовым специалистам, определяющим стратегию и тактику развития инвестиционных и венчурных фондов. Если хотите, то существует необходимость «нового языка общения» понят-ного геологам и финансистам. В этом случае не-большая компания, занимающаяся геологораз-ведкой, могла бы выполнить часть работ, дойти до какого-то стандарта, а дальше просто либо продать результат, либо привлечь деньги на буре-ние для достижения следующего стандарта. При этом стандарты эти должны быть международ-ными и понятными инвесторам на биржах всего мира. Такие стандарты в нефтегазовой отрасли есть. Это стандартизация запасов по SPE, соче-тающим в себе объемы, экономическую целесо-образность, выраженные через вероятность [3].

Для корректного формирования данного рынка было бы хорошо открыть возможность делегировать лицензии на ГРР, тем самым уни-чтожить практику купли-продажи предприятий, имеющих лицензию. Для инвестора это означа-ет отсутствие юридических, налоговых и прочих рисков, связанных с историей продаваемой ком-пании.

Открывающийся на таких основах рынок, не-сомненно, привлечет огромное количество инве-сторов, стремящихся в условиях нестабильности мировой финансовой системы конвертировать финансовые ресурсы в непрерывно дорожающие запасы углеводородного сырья, и одновременно стимулирует малые компании реализовываться на рынке ГРР, применяя различные технологии как известные, так и инновационные, на внед-рение которых будет влиять лишь один фактор: приводит эта технология к стандартному резуль-тату или нет.

В мире имеются наглядные примеры такого рода деятельности. Существуют целые биржи, на которых юниорские компании (компании, занимающиеся геологоразведкой на этапе вы-сокого риска) продают результаты своей работы и свои акции. В России же юниорские компании не торгуются вообще.

Однако и у нас сделаны первые шаги на пути формирования такого рынка.

В этом году компания ЗАО «ИРЗУС», явля-ясь по сути юниорской, основываясь на техно-логии ОАО «Центр Наукоемких Технологий», провела работы на участках общей площадью 5,6 тыс. км2 с целью доведения результата ГРР до международного стандарта. На сегодняшний день результаты работ на лицензионных участках оценила компания «DeGolyer and MacNaughton Corp.» (USA). И по их заключению извлекае-мые запасы углеводородного сырья составляют 16 млн т. Это означает, что капитализация участ-ка изменилась в десятки раз в течение полугода. Масштабируемость бизнеса очевидна.


1. Стратегия развития геологической отрасли до 2030 года. Утверждена распоряжением Правительства РФ от от 21 июня 2010 г. № 1039-р.

2. http://www.spe.org/industry/docs/Petroleum_Resources_Management_System_2007.pdf

53



Обстановка с производством и потреблени-ем энергии в России складывается не так оптимистически, как это предусматри-

валось в топливно-энергетических программах до 2020 и 2030 годов. С 2004 года наступил этап отставания обеспеченности энергией от расту-щего потребления. По данным института энер-гетики РАН [5] до 2004 г. было равенство, и даже превосходство производства, по сравнению с потребностью в энергии. В этот год производ-ство и потребление энергии составило 204 ГВт (109 Вт), в том числе за счет топливно-энергети-ческого сырья 103 ГВт (50 % от общей выработки энергии). К 2020 году прогнозируется существен-ное снижение выработки энергии до 90 ГВт, в том числе за счет топливно-энергетического сырья – 23 ГВт, при росте потребности до 370 ГВт. Дефи-цит энергии составит почти 75 % (рис. 1).

Наиболее тревожное положение складывает-ся в нефтяной промышленности. После резкого падения добычи нефти в начале 90 годов, с 1999 г. до 2011 г. объем добычи нефти и газового конден-сата вырос. Но рост добычи происходил без уве-личения финансирования и объемов ГРР. Этот

рост обеспечивался, в основном, противодавле-нием на устье скважин, что ведет к преждевре-менному истощению и росту обводненности природных залежей нефти. Соответственно, рост темпов прироста добычи нефти и конденсата, наблюдавшийся с 2000 г., в 2003–2004 г., достиг 10,99 – 8,89 %, но уже в 2005 г. составил всего 2,44 %, а в 2008 г. – минус 0,57, и в 2009 г. – 1,18 %, 2010 г. – 1,44 % (рис. 2) [2].

Согласно Энергетической стратегии России на период до 2030 года целевой уровень добы чи нефти и конденсата к 2030 г. должен составить 530 млн тонн. По оценкам «Эрнст энд Янг», на-чиная с 2025 г. возможностей текущих запасов и уже распределенных новых месторождений на суше окажется недостаточно для достижения целевого уровня в 500 млн т, озвученного Пра-вительством РФ (рис. 3). И если к 2025 году еще остается возможность нарастить добычу за счет применения ин тенсивных методов нефтеотдачи и передовых технологий, то к 2030-му и тем более в 2035 г. ожидаемый разрыв можно будет преодо-леть, лишь при условии вовлечения в разработку новых, еще не разведанных месторождений [6].

Важнейшим фактором обеспечения экономи-ческой безопасности государства является крат-ное опережение прироста запасов УВ по отноше-нию к объемам добычи. Благодаря проведению до 1992 г. в больших объемах геологоразведочных работ, в России была создана крупная сырьевая база УВ. Большинство разрабатываемых сегодня гигантских, крупных и средних месторождений на территории России были открыты еще в со-ветские времена. Однако, начиная с 1994 года практический прирост новых разведанных запа-сов УВ в среднем по России не восполнял сокра-щение сырьевой базы. В последние десятилетия складывается весьма неблагоприятное состояние с восполнением разведанных запасов, обеспечи-вающих поддержание стабильной добычи нефти и газа. Все это связано, прежде всего, с ежегод-ным сокращением ГРР.

Круп нейшие российские добывающие ком-пании обеспечены запасами в среднем на 20 лет. Крупнейшие международные нефтегазовые ком-

В. И. ЕРМОЛКИН

2000 2010 20202015 гг.

Генерация

Потребность

«Энергетический крест»

Продлениересурса

2005

ТЭС

АЭС

ГЭС

0

50

100

200

250

206204202200198196

300

350

ГВт

150

20002001

20022003

20042005

Рис. 1. Потребности в энергии и возможности энергетики в России

на период до 2020 г. [6]

Геологоразведочные работы на нефть и газ в Российской Федерации – состояние, перспективы и повышение эффективности

В.Ю. КЕРИМОВ – зав. кафедрой теоретических основ поисков и разведки нефти и газа РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, профессор

В. И. ЕРМОЛКИН – профессор РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина



пании могут позволить себе добычу на текущем уровне без прироста запасов в течение 13 лет (рис. 4). Анализ, прове-денный той же «Эрнст энд Янг» показывает, что в России до 2025 года компании будут разрабатывать существующие и пер спективные месторождения. Однако после этого пе-риода, исходя из текущего уровня геологоразведочных ра-бот, они, скорее всего, столкнутся с проблемой восполнения запасов. Разумеется, часть проблем удастся решить за счет вероятного ускоренного освоения территорий Вос точной Сибири и Каспия, а также благодаря применению современ-ных методов повышения нефтегазоотдачи на существующих месторождениях. Однако, после 2025 года, в стране необхо-димо будет обеспечить до бычу в рамках новых ГРР-проектов на уровне 20 млн тонн в 2025 году, 90 млн тонн – в 2030 г. и 160 млн тонн в 2035 г. [6].

Существующая практика недропользования, возлагаю-щая задачи воспроизводства МСБ на нефтяные компании и организации – недропользователей не обеспечивает ее

развитие и освоение прогнозных ресурсов. Необходимо из-менить подход к недропользованию. Следует предусмотреть организацию централизованного управления ГРР и ужесто-чить контроль над выполнением этих работ (в рамках лицен-зионных соглашений) со стороны государства.

Инвестиции в геологоразведку характеризуются высоким уровнем риска. Поэтому во всем мире компании инвестиру-ют в геологоразведочные работы, следуя процедурам управ-ления риска ми и собственным инвестиционным стратегиям. Нередко компании малых и средних размеров инвестируют до 50 % своих инвестицион ных бюджетов в ГРР, а затем – в зависимости от результата – либо значительно увеличива-ют капитализацию, либо оказываются в предбанкротном со-стоянии. В международной практике существуют примеры, когда компании тратили до 80 % ин вестиций на осуществле-ние геологоразведочных проектов.

Анализируя опыт крупнейших международных нефтегазо-вых компаний и сопоставляя их с российскими предприятия-ми, как в направлении освоения перспективных регионов добычи, так и по финансовым показателям, характеризую-щим ГРР можно сделать вывод о значительном отставании российских компаний. В середине 2000-х годов крупнейшие международные нефтегазовые компании инве стировали в среднем около 10 % бюджетов в геологоразведочные рабо-ты. Сегодня доля этих капиталовложений возрастает в силу ряда причин (рис. 5) [6].

Если говорить о российских предприятиях, то доля затрат на ГРР в их бюджетах все еще незначительна, что отражает не-высокий уровень интереса к подобным капиталов ложениям. Одним из наиболее важных факторов при инвестировании в ГРР является определение успешности проектов. Объем инвестиций, например, в разведочное бурение варьиру ет в среднем в промежутке от 50 % до 90 % ГРР в российских компаниях. Приведенные показатели значительно превыша-ют общемировой уровень (40–70 %). Однако, с началом реа-лизации ГРР в менее изученных регионах российские компа-нии, скорее всего, столкнутся с резким снижением степени успешности – до 20–30 % даже при условии осуществления значитель ных инвестиций в предварительное изучение (сей-смо-, электроразведка и т.п.).

Эффективность ГРР в целом по стране оставляет желать лучшего. Во-первых, из-за исчерпания в большинстве ста-рых нефтегазодобывающих регионах фонда потенциально крупных месторождений и преимущественного выявления в них площадей с относительно небольшими ресурсами УВ; во-вторых, из-за инертности подходов к планированию ГРР, использовании при этом устаревших геологических пред-

Рис. 2. Добыча нефти и конденсата (а) и темпы прироста ее (б) в 2000–2009 гг. в России [2]

б

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010гг.0

1999а

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010гг.

100

200

300

400

500

600млн т

305 323,22348,1

379,63421,35

458,79 469,99480,53 491,31 488,49 494,25 520

7,79,06

10,99

8,89

2,44 2,24 2,24

-0.57

1,18 1,44

-2

0

2

4

6

8

10

12%

Рис. 4. Обеспеченность запасами нефти России и международ-

ных компаний

2010

600

млн

т

500

400

300

200

100

02020 2030

3090

160

203520252015 гг.1 – благоприятный налоговый режим при условии вовлечения в добычу новых,

еще не разведанных месторождений2 – текущий налоговый режим, – целевой уровень

«Газпром»

«Газпром нефть»

«НОВАТЭК»«Татнефть»

ЛУКОЙЛ

ТНК-BPBP

ChevronConocoPhillips

ExxonMobilRoyal Dutch Shell

Total

НК «Роснефть»

0 10 20 30 40

Рис. 3. Добыча нефти

ИСТОЧНИК: МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ, ОЦЕНКА «ЭРНСТ ЭНД ЯНГ»

ПО ДАННЫМ HISHEROLD, ОЦЕНКА «ЭРНСТ ЭНД ЯНГ»

55


ставлений о региональных и локальных закономерностях пространственного размещения залежей и месторождений нефти и газа.

Естественное истощение недр в основных нефтегазодо-бывающих районах носит необратимый характер, в связи с чем, как государство, так и нефтяные компании должны кардинально изменить стратегию и тактику ГРР, при этом в основных (старых) нефтедобывающих районах страны программа работ должна отличатся от программ в новых регионах. В основных (старых) нефтедобывающих райо-нах страны ГРР должны быть направлены главным образом на доразведку уже выявленных УВ скоплений, поиски нефти и газа в глубокопогруженных объектах известных месторо-ждений и в ловушках неструктурных типов. Очень велики и остаточные запасы углеводородов в залежах после их вы-работки. В среднем 60–80 % нефти и 10–12 % газа остается в недрах [1]. Это крупный резерв запасов УВ, причем благо-приятный, поскольку уже выявлен и оснащен инфраструкту-рой. Совершенствование технологий в области повышения нефтегазоотдачи позволит не только реанимировать ранее не реализованные запасы, но и повысить объемы добычи на разрабатываемых традиционных месторождениях.

В старых нефтегазодобывающих регионах необходимо обратить внимание на разведку нетрадиционных источни-ков углеводо родного сырья. Это тот резерв сырья, который позволит многим нефтегазодобывающим районам страны поддержать падающую добычу, попол нить энергетический и минерально-сырьевой баланс. Для ряда регионов с жест-ким энергодефицитом, это очень важная проблема, успешное решение ко торой позволит использовать ранее не прини-маемые во внимание местные топливные потенциалы. Наи-более часто под нетрадиционным углеводородным сырьем понимается природное скопление углеводородов, освоение которого при современных ценах, потребностях и технологи-ях нерентабельно, но станет рентабельным при изменении любого из этих парамет ров [1]. Очевидно, что возможность реализации проектов освоения разных видов и источников нетрадиционных углеводородов в ближайшей перспективе далеко неоднозначна. Главное достоинство – это широкая рас-пространенность и возможность пополнения и реализации запасов углеводородов в районах с развитой нефтегазодобы-вающей инфраструктурой и падающей добычей, воз можность местного энергоснабжения мелких потребителей. К примеру, проблема нефтей битуминозных глинистых, кремнисто-гли-нистых и карбонатно-кремнисто-глинистых пород подня-тая И.И.Нестеровым еще в 1968 г., когда впервые в мировой практике нефть была получена из глинистых битуминозных

отложений баженовской свиты на Салымской площади Запад-ной Сибири. По предварительным расчетам геологические за-пасы в битуминозных глинистых породах выявленных место-рождений составляют 10,5 млрд т, а извлекаемые 7,5 млрд т. Ресурсы нефти в глинистых битуминозных породах в целом по Западной Сибири оценены в 143 млрд м3 [2]. Отдельные виды нетрадиционного углеводородного сырья изучены и раз-рабатываются уже сейчас. Это тяжелые и высоковязкие нефти, природные битумы, углеводороды в породах с низкой отдачей, остаточные за пасы, угольные и сланцевые газы, газогидраты и др. Однако, при существующей ресурсной базе страны пере-ход кальтернативной энергетике пока экономически является затратным. В этой ситуации необходимо вкладывать средства в поиски новых месторождений, перспективы которых, пре-жде всего, связаны со следующими направлениями.

БОЛЬШИЕ ГЛУБИНЫОткрытие в Южно-Каспийской впадине промышленных ме-сторождений УВ на глубине до 7 км и более, а также недавние открытия в Мексиканском заливе гигантских месторождений нефти на глубине 8–10 км подтвердило предположения о неф-тегазоносности больших глубин. Можно считать, что этап по-исков нефти и газа до глубин 7 км уже пройден, как с точки зрения разработки теоретических основ, так и с технической точки зрения. Он, несомненно, продолжится еще десятиле-тия – будут уточняться методические основы, появятся новые факты и т.д. Однако, очевидно, что мы находимся в начале нового этапа поисков нефти и газа, этапа освоения глубин 7–14 км. Результаты бассейнового моделирования, изотопно-геохимические данные по степени зрелости органического вещества, нефтей и газов показывают, что углеводородный потенциал пород глубоких осадочных бассейнов Каспийско-Черноморского региона, Прикаспийской мегасинеклизы, Предуральского и Предкавказских прогибов и других регио-нов, реализован только на 30 % что, позволяет (учитывая огромную мощность осадочного чехла до 30–32 км и низкий тепловой поток, аномально высокие пластовые давления) рассчитывать почти на двукратное увеличение потенциаль-ных ресурсов УВ [3, 4]. Эти обстоятельства, на наш взгляд, требуют концентрации научных исследований на изучении фундаментальных процессов нефтегазообразования, нефте-газонакопления на больших глубинах и разработки долго-срочной стратегии научных исследований.

ШЕЛЬФ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИУглеводородный потенциал континентального шельфа иг-рает существенную роль в мировой экономике. По добыче УВ на акваториях первое место занимает нефтегазоносный бассейн Северного моря, второе место принадлежит Ка-рибскому региону, далее идут страны Персидского залива, Западной Африки и Южной Америки. При этом континен-тальный шельф Российской Федерации – самый крупный в мире по площади. Он превышает 6,2 млн км2, из которых 4,2 млн км2 перспективны на нефть и газ. Хотя начальные извлекаемые ресурсы УВ оцениваются в 135 млрд т у.т. – 25 % общемировых ресурсов УВ (рис. 6), добыча нефти и газа на российском шельфе ведется слабо.

Рис. 5. Инвестиционные затраты на ГРР/всего инвестиций

(среднее значение, %)

1 2 3 4Годы

0

2

4

6

8

10

12

14

%

КРУПНЕЙШИЕ НЕФТЕГАЗОВЫЕ КОМПАНИИРОССИЙСКИЕ КОМПАНИИ



Освоение шельфа Российской Федерации является наибо-лее перспективным направлением для восполнения запасов углеводородов (УВ), где сосредоточены значительные сум-марные извлекаемые ресурсы нефти и газа. В целом ресурсы УВ российского шельфа распределены более чем в 20 круп-нейших морских и континентально-морских осадочных бас-сейнах (рис. 7, 8).

Освоение шельфов дальневосточных, черноморского и каспийского морей в технико-технологическом плане не представляет значительных или непреодолимых сложно-стей и имеющийся опыт производства работ в этих регионах не сопровождается серьезными рисками. Основной объем запасов нефти и газа в России сосредоточен в недрах шельфа арктических морей. ГРР при освоении месторождений при-морского шельфа Арктики представляют значительные слож-ности, связанные с необходимостью учета климатических особенностей акваторий, сезонной ледовой обстановкой, необходимостью создания донных добывающих мощностей, создания специальной специфической над- и подводной ин-фраструктуры, отсутствием отработанного опыта производ-ства работ в подобной обстановке. Необходимым условием успешности ГРР в этих условиях является применение новых технологических приемов поисков и разведки, основанных на парадигме доминирования флюидодинамических механиз-мов в формировании и размещении промышленной нефтега-зоносности. Необходимо учитывать и жесткие экологические требования, предъявляемые к разработке месторождений нефти и газа в открытом море, где любая авария самым нега-тивным образом может отразиться на окружающей экосисте-ме. В освоении углеводородного потенциала континентально-го шельфа можно отметить два основных блока проблем.

Первый – геологические проблемы, связанные со слабой изученностью акваторий, а также неподготовленностью за-пасов УВ к освоению. Степень изученности континентально-

го шельфа сейсморазведкой в Российской Федерации крайне низка. Средняя плотность покрытия сейсмическими профи-лями составляет лишь 0,24 км/км2. Вместе с тем, например, для окончания регионального этапа работ, необходимо, чтобы плотность сейсморазведки превышала 0,5 км/км2. На сегодняшний день геолого-геофизическая изученность континентального шельфа Российской Федерации по числу пробуренных скважин и плотности сейсмических работ в де-сятки и сотни раз отстает от Норвегии, Дании, Великобрита-нии, Бразилии и всех других стран, включая африканские, которые ведут работы на шельфе.

Второй – отсутствие в Российской Федерации необходи-мого оборудования и современных технологий. Необходимо технико-технологическое обеспечение морских геолого-раз-ведочных и добычных работ. На побережьях арктических морей практически отсутствует береговая инфраструктура, не развита транспортная система. Для освоения месторожде-ний УВ необходимо создание соответствующей инфраструк-туры. В первую очередь для транспортнойнужны порты, танкерный флот, буровые платформы, трубопроводы и т.п. Необходимо строительство новых научно-исследовательских судов, оснащенных современным оборудованием. Переобо-рудование имеющегося флота не имеет смысла, поскольку его ресурс практически уже исчерпан.

Необходимо формировать высокоэффективную, иннова-ционно ориентированную систему геологического изучения недр. В научно-теоретическом плане отечественная геолого-разведка находится примерно на равных позициях с зарубеж-ными коллегами. Традиционно слабыми ее местами является слабость лабораторных и скважинных экзаменаций керново-го материала, глубинных проб флюидов, программного обес-печения ГРР-моделирования нефтегазоносных бассейнов и природных резервуаров. В концептуальном аспекте форми-рования залежей и месторождений некоторые наши позиции

Рис. 6. Схема распределения начальных потенциальных ресур-

сов газа (трлн м3), нефти (геол., млрд т) и общих (млрд т у.т.)

в недрах акваторий России

БАРЕНЦЕВО МОРЕ — 40,3

РОССИЯ, МОРЕ — 116,6

КАСПИЙСКОЕ, АЗОВСКОЕ, ЧЕРНОЕ МОРЯ — 10,3

ЧУКОТСКОЕМОРЕ — 4,9

БЕРИНГОВО МОРЕ — 2,3

ОХОТСКОЕ МОРЕ — 13,9

ВОСТОЧНО-СИБИРСКОЕМОРЕ — 8,2

МОРЕ ЛАПТЕВЫХ — 4,4

КАРСКОЕ МОРЕ* — 38,5

12,9

27,4

29,1

9,4

2,22,2

3,34,9

2,02,9

1,11,2

7,66,3

2,3

8,0

НАЧАЛЬНЫЕ ПОТЕНЦИАЛЬНЫЕ РЕСУРСЫ ГАЗА (ТРЛН М3)НАЧАЛЬНЫЕ ПОТЕНЦИАЛЬНЫЕ РЕСУРСЫ НЕФТИ (ГЕОЛ., МЛРД Т)

* На схеме показаны не все области шельфа.** Ресурсы Карского моря – без Обской

и Тазовской губ.

73,842,8

57


являются пионерскими, опережающими зарубежные исследо-вания. Для формирования высокоэффективной инновацион-но ориентированной системы геологического изучения недр необходимо создание высокопрофессиональных региональ-ных геологических центров, оснащенных самой передовой аппаратурой, программным обеспечением, специалистами высокого класса. Дальнейшее развитие нефтяной и газо-вой промышленности России в значительной мере зависит от создания новых инновационных технологий. Необходимы передовые научно-технические и технологические решения, обеспечивающие повышение эффективности поиска, развед-ки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

На повышение качества геологоразведочных работ повлияют современные методы трехмерной сейсмики. Сегодня сейсмика, являющаяся неотъемлемой частью ГРР, далеко шагнула вперед. Высокоразрешающая сейсмика 3D несомненно в весьма значительной степени способствует повышению качества ГРР, позволяя получить объемные изображения геологических тел и объектов. Концепция со-вершенствования поисков скоплений УВ в углеводородных системах базируется на наличии признаков, которые могут быть зафиксированы современными инструментальными методами. Нам представляется оправданным применение идеологии поисков, основанной на изучении и анализе эволюции УВ систем в целом, в том числе, в реальном мас-штабе времени. Это достигается на основе анализа данных активной сейсмичности (модификации 3D, 4D) а также мо-ниторинга пассивной сейсмичности, анализа микросейсм. Флюидонасыщенные геологические тела на сейсмических профилях должны фиксироваться как зоны инверсии скоро-стей сейсмических волн. При наличии достаточно плотной сети гравитационных наблюдений возможно определение пространственного положения возмущающего геологиче-ского тела и построения трехмерной модели. С помощью

специальных наблюдений методом высокоразрешающей объемной сейсморазведки возможно установить морфоло-гию таких образований и глубины их зарождения (очаги воз-буждения). Геофизические методы прогнозирования глубин 7–14 км существенно отличаются от таковых на небольших глубинах. Поскольку качество сейсмического и другого гео-физического материала на больших глубинах значительно ухудшается, требуются разработки дополнительных методов интерпретации геофизических материалов и усовершенство-вание методов и интерпретации результатов сейсмических исследований на глубинах более 7 км.

Прогресс нефтегазопоисковых работ в значительной мере зависит от успешности фундаментальных исследований, связанных с изучением влияния глобальных геологических процессов на нефтегазообразование и нефтегазонакопление. Это, прежде всего, эндогенная энергетика, глобальная и ло-кальная флюидодинамика, воздействие глубинного энерге-тического потока на процессы, протекающие в астеносфере и литосфере. Гипотеза полигенеза нефти и газа предложен-ная академиком А.Н. Дмитриевским, позволяет обосновать новые эффективные направления нефтегазопоисковых ра-бот. Современные успехи в развитии геологии и геофизики, нефтегазовой науки и практики, новые технологии нефтя-ной и газовой промышленности, технические возможности глубокого бурения открыли новые перспективы поисков и разведки месторождений жидких и газообразных углево-дородов, залегающих на больших глубинах, в сложных гор-но-геологических условиях, в не встречавшихся ранее тер-мобарических условиях, в породах, физико-геологические параметры которых существенно отличаются от известных до сих пор. Все эти достижения последних лет нефтегазовой геологической науки легли в основу разрабатываемых на ка-федрах факультета геологии и геофизики РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина новых инновационных технологий и мето-

* – Прогнозные уровни добычи по месторождениюим. В. Филановского(НК «ЛУКОЙЛ», 2006 г.)

МОСКВА

1730

45

65

2010 2020 20302015

САХАЛИНSakhalin

2352+10* 75+10*

110+ 6*

2010 2020 20302015

РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ В ЦЕЛОМRussian Federation

3

2010 2020 20302015

КАСПИЙCaspian Sea

7+10* 10+10* 15+ 6*

3

30

2010 2020 20302015

1520

ШЕЛЬФ СЕВЕРНЫХ МОРЕЙNorth seas offshore

Рис. 7. Прогнозные объемы

добычи нефти на конти-

нентальном шельфе, млн т



дик поисков и разведки, а также стратегии и тактики ГРР на нефть и газ в отдельных регионах страны.

Кафедра теоретических основ поисков и разведки неф-ти и газа, развивая традиции научной школы А.А. Бакирова, основные усилия сконцентрировала на фундаментальных исследования физико-химических процессов онтогенеза, миграции и аккумуляции, развития альтернативных идей глубинного и низкотемпературного образования нафтидов, пространственного соотношения очагов генерации и зон нефтегазонакопления УВ, развитии теории прогнозирова-ния нефтегазоносности недр, в т.ч. раздельного прогноза поисков нефти, газа и газоконденсата. В результате работ кафедры обогащена теория и практика неф тегазовой гео-логической науки, способствующая успешному изучению геологического строения и закономерностей разме щения скоплений углеводородов в недрах России и зарубежных стран. Для решения практических задач совершенствования подготовки высококвалифицированных инженеров и науч-ных кадров и широкого внедрения в поисково-разведочный процесс современныхкомпьютерных технологий и программ на кафедре, в тесном сотрудничестве с Аахенским техноло-гическим центром (Германия) и компанией Шлюмберже, создан Центр бассейнового моделирования. Внедрение в учебный и геологоразведочный процесс инновационных технологий бассейнового моделирования и программного комплекса PetroMod (разработка Шлюмберже), предостав-ляющего полную линейку передовых 1D/2D/3D технологий с техническими характеристиками, являющихся в настоя-щее время уникальными в нефтегазовой промышленности, делает возможным освоение студентами, магистрантами и аспирантами новейших геотехнологий прогноза, поисков и разведки месторождений нефти и газа.

К настоящему времени стало совершенно очевидным, что ни одна из существующих классических теорий, гипотез и моделей генерации и миграции УВ не в состоянии пол-ностью охватить и объяснить весь круг, связанных с ними вопросов и речь может идти лишь о степени приближения существующих теоретических и модельных представлений

комплексу, наблюдаемых в конкретных регионах реальных геологических феноменов.

В соответствии с приведенными соображениями при прогнозировании сложных нефтегазоносных геосистем осадочно-породных бассейнов, планировании и произ-водстве в них ГРР уже сегодня принципиально необхо-димы как коренная модернизация применяемых методо-логических и технологических приемов, так и внедрение инновационных подходов, учитывающих все многообра-зие индивидуальных особенностей строения территорий и динамики природных жидкостей и газов в их геологи-ческом пространстве.

МОСКВА

30 4060

70

2010 2020 20302015

2010 2020 20302015

2545

БАРЕНЦЕВОBarents Sea

КАРСКОЕKara Sea

25

2010 2020 20302015

90145

200

РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ В ЦЕЛОМRussian Federation

2535

6070

2010 2020 20302015

САХАЛИНSakhalin

Рис. 8. Прогнозные объе-

мы добычи природного

газа на континентальном

шельфе, млрд м3


1. Приложение к журналу «ТЭК. Стратегия развития»//«Эрнст энд Янг», М., 2011 г.

2. Белонин М.Д. Якуцени В.П. Нетрадиционные источники углеводородов – энергетический и минерально-сырьевой резерв XXI века//Всероссийский нефтяной научно-исследо-вательский геологоразведочный институт (ВНИГРИ), СПб, Россия.

3. Брехунцов А.М., Нестеров И.И. Нефть битуминозных глинистых, кремнисто-глинистых и карбонатно кремнисто-глинистых пород. – Тюмень, 2010 г.

4. Гулиев И.С., Керимов В.Ю., Осипов А. В. Углеводородный потенциал больших глубин//Нефть, газ и бизнес. – № 5. – 2011. – С. 19.

5. Карнаухов С.М., Скоробогатов В.А., Силантьев Ю.Б.,

Истратов И.В. Мировой опыт геологического изучения, поисков, разведки и освоения углеводородных скоплений в глубокопогруженных горизонтах (свыше 4,5 км)//ООО «Газпром ВНИИГАЗ». – М., 2010 г.

6. Фортов В.Е., Фаворский О.Н. Состояние и основные проблемы энергетики России//Труды научной сессии РАН – Энергетика России. Проблемы и перспективы. – М.: Наука, 2006. – С. 13–20.

59


Вработе изложены результаты первой по-пытки выявить типичные фотопортреты месторождений нефти и газа, которые

могут послужить эталонами при прогнозирова-нии месторождений. Мы исходили из того, что формирование геологических тел и их ансамб-лей в земной коре подчиняется определенным закономерностям в соответствии с которыми однотипные, или близкие структурные рисунки свойственны объектам, образованным в сход-ных структурных условиях. Структурные фото-портреты несут информацию, подобную той, ко-торую дают фотографии структур и текстур гор-ных пород и многочисленные изданные атласы которых создают фундаментальную основу для проведения интерпретационных работ. Кроме того, только изучение космических изображений позволяет видеть геологические тела в их естест-венных границах и взаимоотношениях с други-ми объектами.

Основой рассмотрения послужил струк-турный рисунок, фоторисунок, потому, что он по сравнению со спектральной яркостью менее изменчив и зависим как от времени и сезона съемки, так и от антропогенного изменения ландшафта. Из всех компонентов, формирую-щих фоторисунок, особое внимание было уде-лено рисунку гидросети и другим проявлениям гидрологии, так как именно вода наиболее чув-ствительна к малейшим аномалиям современ-ной и новейшей тектоники и особенности её распространения интерпретируются наиболее уверенно и однозначно по сравнению с други-ми ландшафтными индикаторами. Кроме того структурный рисунок может быть наиболее про-сто формализован в виде штриховой картины микролинеаментов, выявляемых с помощью про-граммных комплексов, например – LESSА.

Возможность отражения на космических изображениях месторождений углеводородов, была обнаружена еще в 70-е годы прошлого столетия при изучении первых космических изображений [1]. Однако качество тех изобра-жений не позволяло опознать ландшафтные ин-дикаторы, отражающие месторождения. Было

лишь установлено, что это могут быть пересе-кающие кольцевые структуры линеаменты, или «нанизанные» на линеамент кольцевые структу-ры [2].

Сейчас, когда имеется практически неогра-ниченный доступ к космическим изображениям любых разумных масштабов и обзорности, мож-но сделать попытку типизировать космические изображения и выявить образы известных ме-сторождений нефти и газа.

Типизация месторождений проводилась по следующим признакам:А. Признаки месторождения.

1. Принадлежность к генетическому классу, типу, виду. Эта характеристика необходима как основа для типизации месторождений.

2. Размеры, глубина нахождения ловушки, запасы также важны для характеристики место-рождений

3. «Сквозной» характер тектонического строения от местоождения до земной поверх-ности, или оно перекрыто толщами с иным структурным планом. Этот признак необходимо учитывать, потому что ясно, что такие, месторо-ждения, как например, Мамонтовское в Запад-ной Сибири, связанное с антиклинальной склад-кой, проявленной в рельефе, должно отразиться на дневной поверхности иначе, чем принадле-жащее подсолевому комплексу, как например Тенгиз.Б. Признаки, связанные с разработкой месторо-ждения. Эти характеристики месторождения не-обходимо учитывать, потому, что с ними связана возможная, или известная нарушенность недр, ведущая к просадкам поверхности, что также может отразиться на космическом изображении. Здесь следует отмечать:

1. Объем извлеченных запасов. 2. Как давно разрабатывается? Режим разра-

ботки.3. Сведения о просадках и нарушенности

недр.4. Антропогенная переработка ландшафта

(полная или очаговая, техногенная или культур-ная).

Космические образы различных месторождений нефти и газа

Л.В. МИЛОСЕРДОВА – доцент РГУ нефти и газа им. И. М. ГубкинаТУНГ ФИ МАНЬ – магистрант кафедры теоретических основ поисков и разведки нефти и газа

РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина


Л.В. МИЛОСЕРДОВА



Имеется ввиду, что полная антропогенная переработка ландшафта будет фиксироваться, например, над покрытыми полями территориями месторождений Украины, очаговая – над полярными месторождениями Аляски. Терминами «техно-генная» мы условно назовем переработку ландшафта, обуслов-

ленную наличием нефте-, или газопромысла, а «культурная» обусловленную другими видами хозяйственной деятельности. В. Ландшафт. Эти признаки связаны с географическим и гео-логическим положением территории, обуславливающим ландшафтный фон.

Рис. 1. Космическое изображение месторождения Чиконтепег: а – изображение, б – кольцевые структуры и линеаменты

а б

Рис. 2. Космическое изображение группы месторождений Боливар: а – изображение, б – кольцевые структуры и линеаменты

а б

61


1. Климат (полярная тундра, тайга, болота, степь и лесо-степь, пустыня).

2. Неотектоника и современные движения.3. Ландшафтные аномалии, развитые над месторожде-

нием и (или) предполагаемые дешифровочные признаки месторождения.

Рассмотрим, как примеры изображения некоторых ме-сторождений. Для большей унификации были взяты фраг-менты мозаики с сервера NASA открытого доступа космиче-ских снимков [3]. Эти мозаики сделаны из синтезированных изображений каналов 70,40,20 сенсора ETM+ спутника LANDSAT-5 и 7 и максимально возможно выровнены по спек-тральной яркости и приведены к проекции UTM WGS 84.

Чиконтепег – самое большое месторождение в мире. Оно расположено на западе мексиканского залива, в При-мексиканской впадине. Его общие геологические запасы нефти оцениваются в 18,96 млрд т, извлекаемые – 2,6 млрд т, природного газа – 1,1 трлн м3. Месторождение принадлежит к литологическому классу. Нефть в ней содержится в линзо-видных пластах песчаников эоценового возраста мощностью 2 км. Площадь месторождения Чиконтепег – 4 тыс. км2. Эоцен выполняет эрозионную впадину длиной 120 км и шириной 15–25 км, выработанную в палеоценовых, меловых и юрских преимущественно карбонатных отложениях.

Несмотря на то, что месторождение известно с 1926 года, оно до сих пор не разрабатывается ввиду разобщенности линз песчаников.

Территория полностью покрыта сельхозугодьями (поля, сады) и поселками. На ней практически не видно следов гео-логической деятельности – ни сетей скважин, ни следов сей-смических профилей. Это территория саванн с засушливым субтропическим климатом. В геологическом отношении это территория устойчивого прогибания без существенных тек-тонических перестроек в разрезе над месторождением.

На изображении месторождения на отдельных участках видна некоторая изреженность растительного покрова, что выражается в большей доле сиреневых тонов, по сравне-нию с более густой зеленой растительностью за пределами площади месторождения. Другой признак – аномалии реч-ной сети. Три субпараллельные реки, не пересекают пло-щадь месторождения, а огибают его, образуя дугообразные изгибы как над растущей антиклиналью (рис. 1), в целом формируя два вложенных один в другой овала кольцевых структур.

Другая, хорошо известная группа месторождений, Боли-вар, расположенная в окрестностях оз. Маракайбо. Запасы нефти Шельфа Боливара составляет 7,2 млрд т. Залежи место-рждения литологически, тектонически и стратиграфически экранированные, расположены на глубинах 160–4500 м. Ме-сторождение разрабатывается с 1922 года. Территория также полностью покрыта сельхозугодьями (в основном полями) а на побережье озера – нефтепромыслами и поселками.

Над месторождениями по округлому очертанию неболь-ших речных долин отчетливо выделяются две пересекающие-ся поликонцентрические кольцевые структуры, одна из ко-торых осложнена линеаментом, выраженным спрямленным отрезком речной долины (рис. 2).

Еще одно месторождение – Прадхо-Вэй (Прудхо-Бэй) расположено на побережье Северного Ледовитого океана на Аляске. Месторождение открыто в 1969 году и его запасы оцениваются в 3,5 млрд т. Месторождение связано с пласто-выми природными резервуарами и антиклинальной структу-рой, и является стратиграфическим.

Эта территория расположена в арктической тундре, в дельте р. Колвилл и покрыта многочисленными озерами. Антропогенные изменения ландшафта здесь связаны исклю-чительно с нефтепромыслом. Протоки дельты образуют над этим месторождением дугу, в котором угадывается фрагмент кольцевой структуры, северная часть которой уходит в Се-верный Ледовитый океан. Внутри неё выделяются еще две маленькие кольцевые структуры (рис. 3).

Такую же картину мы видим и над Ромашкинским место-рождением, запасы которого оцениваются в 12–14 млрд бар. Месторождение структурное, приурочено к вершине Татар-ского свода на глубине 1500 м. Территория располагается в лесостепной зоне и полностью антропогенно измененна сельскохозяйственными угодьями, нефтяным промыслом и г. Альметьевск. Месторождение также фиксируется на изо-бражениях, кольцевые структуры и линеаменты которого также выделяются по дугообразным и спрямленным фраг-ментам гидросети (рис. 4).

Еще одно гигантское месторождение – Тенгиз, с запаса-ми, оцениваемыми в 15–26 млрд бар расположенное вблизи береговой линии северо-западного Прикаспия. Месторожде-ние связано с карбонатным массивом и перекрыто соленос-ными отложениями Кунгура. Изображение этой территории определяется в первую очередь следами древних береговых линий Каспия и антропогенным изменением ландшафта

Рис. 3. Космическое изображение месторождения Прадхо-Вэй (Прудхо-Бэй): а – изображение, б – кольцевые структуры

а б



на промысле. Однако и здесь видны дугообразно изогну-тые русла временных водотоков, формирующие кольцевую структуру (рис. 5).

Таким образом, на территории различных континентов, в различных климатических зонах и при различной антро-погенной измененности ландшафта рассмотренные гигант-ские месторождения выражаются кольцевыми структурами, иногда поликонцентрическими и разбитыми разломами. Возможно, что это обусловлено физико-химическими и теп-ловыми процессами, возникающими над месторождениями и отражающимися в ландшафте.

Рис. 5. Космическое изображение Тенгизского месторождения: а – изображение, б – кольцевые структуры и линеаменты

а б


1. Применение космических методов в нефтяной геологии. Обзор ВИЭМС. – М.: 1979. – 73 с.

2. Бакиров Э.А., Милосердова Л.В. Применение дистанцион-ных методов при поисках нефти и газа. : Уч. пособие. – М.: МИНГ, 1989. – 58 с.

3. http://zulu.ssc.nasa.gov/mrsid/mrsid.pl (дата обращения 20.10.11).

Рис. 4. Космическое изображение Ромашкинского месторождения: а – изображение, б – кольцевые структуры и линеаменты

а б

63


Получение сейсмического временного и глубинного разреза вторых гармоник с целью улучшения прослеживаемости геологических горизонтов, залегающих на глубине до 1 км, для метаноугольных месторождений

Е.Г. АБАРБАНЕЛЬ – заведующий лабораторией ОАО «Газпром промгаз»

Проблема истощения запасов ископаемых топлив заставляет сегодня говорить не только об организации добычи на уда-

ленных месторождениях с высокой себестоимо-стью извлечения, но и о разработке нетради-ционных ресурсов углеводородов. Расширение ресурсной базы углеводородного сырья является важнейшей составляющей стратегии развития Газпрома. Одно из новых для компании направ-лений – разработка нетрадиционных газовых ресурсов в рамках стратегии комплексного, эф-фективного освоения углеводородного сырья.

Газификация региона и обеспечение Кемеров-ской области собственным газом является одной из проблем, которой руководство области и Пра-вительство Российской Федерации уделяют боль-шое внимание. Уровень газификации области на 01.01.2006. составил всего лишь 1,8 % (в горо-дах и поселках городского типа – 2,0 %, сельская местность не газифицирована). Вопрос добычи метана и газификации Кемеровской области рас-сматривался на совещании у Председателя Пра-вительства Российской Федерации М.Е. Фрадкова 18 февраля 2006 г., на заседании Правительства Российской Федерации 15 марта 2007 г., на встре-че губернатора Кемеровской области А.Г. Тулеева и Президента Российской Федерации В.В. Путина 26 сентября 2007 г.

В 2003 году ОАО «Газпром промгаз» в Кузбас-се начаты экспериментальные работы по обос-нованию возможности промышленной добычи метана. В 2003–2004 гг. пробурены и оснаще-ны необходимым оборудованием 4 экспери-ментальные скважины. В этих скважинах про-изведены гидроразрывы пластов. В процессе освоения скважин были проведены откачки воды, созданы депрессии на пласты и получены

первые притоки метана. Считая проект добы-чи метана из угольных пластов состоявшимся, в 2009 по 2010 в пределах лицензионного участ-ка Нарыкско-Осташкинской площади, пробуре-но 4 эксплуатационные скважины, планируется строительство еще 26. В последующие годы их количество увеличится до 158. С целью оптими-зации их местоположения и проектируются сей-сморазведочные работы. При этом необходимо учитывать аномальность угольной толщи, для картирования которой планируются сейсмо-разведочные работы, в плане ее залегания, осо-бенности нарушенных и трещиноватых зон, не-большой мощности угольных пластов (3–10 м). Исходя из этой специфики, был применен сле-дующий подход.

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОБОСНОВАНИЯ И СУТЬ ПОДХОДА РАСШИРЕНИЯ СПЕКТРАЛЬНОГО СОСТАВА РЕГИСТРИРУЕМЫХ КОЛЕБАНИЙ, ИСПОЛЬЗУЯ ВИБРАЦИОННЫЙ ИСТОЧНИК УПРУГИХ ВОЛНСуть подхода – попытка решения частной зада-чи, вытекающей из нелинейных свойств среды, которые позволяют оценить уровни гармоник сейсмических волн, распространяемых в ре-альной среде. Строгое теоретическое решение задачи о распространении сейсмических волн в неупругих средах сопряжено со значительны-ми математическими трудностями и выходит за рамки настоящей работы. Подробное теорети-ческое обоснование приводится А.П. Жуковым, М.Б. Шнеерсоном (монография «Адаптивные и нелинейные методы вибрационной сейсмо-разведки»).

Идея метода базируется на том эффекте, что конструктивные особенности современных ви-

Е.Г. АБАРБАНЕЛЬ



а)

Рис. 1. Свип, снятый с плиты вибратора (а), свип 2 гармоники (б), свип 1 гармоники (в)

б)

в)

Рис. 2. Сейсмограммы 1 и 2 гармоники профиля 1113

65


брационных источников сейсмических колеба-ний таковы, что, несмотря на сравнительно не-большие развиваемые ими удельные нагрузки, разнонаправленные перемещения излучающей плиты и инертной массы вибратора несимме-тричны, что приводит к искажению возбуждае-мых колебаний и нелинейным искажениям (рис. 1). В результате возникают гармонические составляющие волн, которые отсутствовали в сигналах возбуждения, что приводит к расши-рению спектрального состава регистрируемых колебаний и возможности освещения разреза отложений в разных полосах частот.

Угольные пласты, картирование которых является целью наших исследований, находятся ориентировочно на глубине до одного километра и имеют мощности от 3 до 10 м, угольная толща осложнена также мало амплитудными тектони-ческими нарушениями различного генезиса, зо-нами трещиноватости и разуплотнения. Учиты-вая высокое затухание высокочастотной части спектра исходного сейсмического сигнала с глу-биной, а также непосредственной связи динами-ческой разрешенности сейсмического разреза и амплитудного спектра сейсмической записи, предлагается расширение последнего, используя вторые гармоники, присутствующие в отражен-ном сигнале, возникшие в результате нелиней-ных искажений, свойственные сейсмическому вибрационному источнику упругих волн. Данный подход считается новаторским, разработанный и реализованный специалистами ОАО «Газпром

промгаз» на Нарыкско-Осташкинском месторо-ждении угольного метана.

ВОПЛОЩЕНИЕ МЕТОДАСогласно проекту сейсморазведочных работ 2011 года, разработанному специалистами ОАО «Газпром промгаз» на Нарыкско-Осташкинском метаноугольном месторождении, при отстреле сейсмических 2D профилей, использовался ви-брационный источник упругих волн со следую-щими параметрами.

Линейный свип (sweep) шириной 12–85 Гц, разверсткой 12 с, продолжительностью наблю-дения 17 с. Наблюденный материал был записан в виде коррелограмм (традиционный вид) и ви-брограмм, двумя потоками на соответствующем носителе цифровой информации. Чтобы выде-лить вторые гармоники из отраженного сигнала необходимо «свернуть» (термин из теории мето-да корреляционных вычислений) каждую трас-су виброграммы со свипом второй гармоники (24–170 Гц шириной, разверсткой 12 с), (свипы представлены на рисунке 1). Принципы и мате-матическое обоснование подобного подхода за-имствовано из уже упомянутого метода корреля-ционных вычислений. В результате выполненных мероприятий на выходе появился набор сейсмо-грамм вторых гармоник в их привычном виде (рис. 2) с достаточно сдвинутым в сторону высо-ких частот амплитудным спектром (рис. 3, 4).

Амплитуды 1-й и 2-й гармоник относятся примерно как 10:1 (рис. 5) что подтверждает

Рис. 3. Спектры сейсмограмм 1 и 2 гармоники первичного (до обработки) материала профиля 1113



Рис. 4. Спектры сейсмограмм 1 и 2 гармоник после деконволюции и ограничения частотного диапазона до ½ частоты Найквиста

Рис. 5. Анализ распределения амплитуд 1 и 2 гармоники в заданном окне

67


Рис. 6. Мигрированные временные разрезы 1 и 2 гармоник профиля 1113

Рис. 7. Глубинный мигрированный разрез 1 и 2 гармоник профиля 1113

Рис. 8. Глубинный мигрированный разрез 1 и 2 гармоник профиля 1102



теоретические положения (16), (17) из вышеупо-мянутой монографии.

В дальнейшем сейсмограммы первой и вто-рой гармоник обрабатывались по выбранному графу и в результате были получены мигриро-ванные временные (рис. 6) и глубинные разре-зы (рис. 7, 8) по профилям отстрела 2011 года, на примере профилей 1102, 1113.

Для всех обработанных профилей второй гармоники свойственно то, что информатив-ная часть сейсмического поля составляет около 600–800 мс для временного разреза (700–800 м для глубинного). Это связано, как уже отмечалось выше, с небольшой амплитудой сейсмического сигнала 2 гармоники и «затуханием» его высоко-частотной составляющей с глубиной. Так как ос-новной целью исследований является угольные пласты, залегающие на глубинах до 1 км, то это ограничение не является критическим.

ПЕРВИЧНАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ПОЛУЧЕННОГО МАТЕРИАЛАПри сравнении профилей 1113 и 1109 (рис. 7, 8), в стандартной обработке и разрезе второй гармо-ники, видно, что верхняя часть последнего, имеет гораздо более четкое прослеживание отражаю-щих горизонтов. Осуществлять корреляцию пла-стов можно более уверенно, это особенно ценно в условиях метаноугольных пластов, где толщина коллектора редко превышает 5 м.

В условиях нетрадиционных коллекторов, за-падными коллегами широко применяется прак-тика бурения горизонтальных скважин по про-дуктивному пласту. В условиях небольших глубин и незначительных толщин продуктивного пласта разрез второй гармоники представляет большой интерес, так как позволяет более подробно осве-тить перспективную часть разреза и уверенно заложить в этой части скважину со сложным стволом (горизонтальную).

К сожалению, в связи с затуханием амплитуд, ниже абсолютной отметки минус 600 м вторые гармоники теряют информативность. Мы пред-лагаем использовать композитный профиль, стандартного (ниже абсолютной отметки минус 600 м) и более высокочастотного и разрешенно-го – разреза вторых гармоник (плюс 200 – минус 600 м) (рис. 9).

При анализе профилей 1113 и 1109 выделены несколько сейсмических аномалий, представлен-ные на рис. 7.

Данные аномалии, предположительно, явля-ются малоамплитудными тектоническими нару-шениями. Результаты ГИС косвенно подтвержда-ют наличие зоны разлома в интервалах пластов 92–91 в.п. и 81–80а (используется общепринятая нумерация угольных пластов), в этих интервалах наблюдается снижение плотности пород и обра-зование каверн в стволе скважины, без измене-ния литологического состава. На профиле 1113, проходящем через анализируемую скважину (рис. 7), на той же самой глубине наблюдаем ано-малии в сейсмическом поле.

ВЫВОДЫИспользуя выше изложенный метод насыщения временного разреза вторыми гармониками, ко-торые возникают при использовании вибрацион-ного источника упругих волн, в условиях уголь-ного разреза Нарыкско-Осташкинской площади Кузбасса, можно существенно улучшить разре-шенность верхней части разреза (до 800–1000 м), на которой и залегают основные целевые уголь-ные пласты. Появляются также дополнительные возможности картирования мало амплитудных нарушений и разуплотненных зон.

Рис. 9. Композитный глубинный мигрированный разрез 1 и 2 гармоники

по профилю 1113

69


В.В. КУЛЬЧИЦКИЙ – исполнительный директор ЦП НТО нефтяников и газовиков им. акад. И.М. Губкина

Меняется парадигма разработки слож-нопостроенных газовых и нефтяных месторождений с трудноизвлекаемы-

ми запасами углеводородов. Наступает период высокотехнологичного освоения подземного пространства (геокосмоса) стволами интеллек-туальных скважин значительной протяженности и площади охвата. Геонавигация и интеллекту-альные скважинные системы становятся наибо-лее перспективными направлениями исследо-ваний в мировой нефтегазовой науке. В России не удается пока сосредоточить силы, достаточные для серьезного прорыва в этой науко- и капита-лоемкой области. Вместе с тем обнадеживает появление в технологических приоритетах и ин-новационных технологиях ведущих нефтегазо-вых компаний тематики, включающей термины: интеллектуальные месторождения, геонавигаци-онные системы, интеллектуальные природные хранилища газа.

В первой вузовской исследовательской лабо-ратории геонавигации и интеллектуальных сква-жинных систем (ГИСС) Научно-исследователь-ского института буровых технологий (НИИБТ) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина ведутся исследования 10 лет в этом направлении, не-смотря на ресурсные ограничения. Эксперимен-тальные работы по физическому моделированию киберскважин и подземного киберпространства открыли новые перспективы в развитии техники и технологий разработки нефтяных и газовых ме-сторождений [1, 2]. Научно-исследовательская база лаборатории ГИСС постоянно обновляется экспериментальными установками и стендами, разрабатываемыми молодежным коллективом геонавигаторов и отмеченными 5 золотыми ме-далями международного салона промышленной собственности «Архимед» и премией имени ака-демика И.М. Губкина [3]. Развитие лаборатории ГИСС осуществляется за счет использования соб-ственных средств НИИБТ и спонсорской помощи ОАО «Научно-исследовательский и проектный центр газонефтяных технологий» (г. Москва) и Научно-производственного предприятия «Са-марские горизонты» (г. Самара). Вместе с тем отсутствие системы сбыта наукоемкой, высоко-технологичной интеллектуальной продукции в нефтегазовом комплексе лишает стимулов и перспектив.

Проводимые исследования относятся к сфере георадиотехники – науки, занимающейся изуче-

нием и практическим воплощением способов передачи полезных сигналов из одной точки под-земного пространства и приема их в другой точ-ке подземного пространства или на поверхность земли без проводов, т.е. посредством электромаг-нитного поля. Общие принципы георадиотехни-ки заключаются в возбуждении в подземном про-странстве такого электромагнитного поля (ЭМП), которое несло бы в себе полезную информацию, и в обнаружении (улавливании) этого поля и пре-образовании его в полезные (управляющие) сиг-налы. Использование ЭМП для передачи сигна-лов на расстоянии основано на его способности распространяться в окружающем подземном пространстве в виде электромагнитных волн.

Применение электромагнитного поля для передачи и приема сигналов без проводов позво-ляет осуществлять связь между неподвижными (скважинами) и движущимися (компоновками низа бурильных колонн и насосно-компрессор-ными трубами) подземными объектами; осуще-ствлять управление отклоняющими системами по заданной траектории ствола скважины; обна-руживать и определять местоположение стволов скважин в подземном пространстве; исследовать околоскважинное пространство; управлять под-земными и наземными объектами на расстоя-нии. В этой связи георадиотехника объединяет ряд технических наук: геосвязь, геонавигацию, геолокацию, геовидение и геотелемеханику. Источником ЭМП является переменный элек-трический ток, текущий по колонне обсадных, бурильных или насосно-компрессорных труб (НКТ). Таким образом, колонна труб, создающая ЭМП в подземном пространстве, представляет собой генератор переменного тока, соединен-ный с проводником-антенной. Антенна получа-ет электромагнитные волны непосредственно из подземного пространства.

Первой особенностью георадиотехники является то, что излучение и прием электромаг-нитных волн практически можно осуществить только с помощью переменного электрического тока низкой частоты. Второй особенностью гео-радиотехники является то, что в точке приема на поверхности или под землей реализуется очень малая часть излученной энергии. Большая часть энергии рассеивается в окружающем подземном пространстве.

Работами С.Я. Литвинова и И.К. Саркисова (1959 г.), Е.А. Полякова и О.П. Шишкина (1962 г.)

В.В. КУЛЬЧИЦКИЙ

Геонавигация киберскважин



установлена возможность использования колон-ны бурильных труб в качестве электрического канала для передачи информации с забоя на зем-ную поверхность при турбинном и роторном бурении скважин [4].

Работами В.В. Кульчицкого и Г.А. Григашкина (2000 г.) предложено использовать колонну об-садных труб в качестве одного из проводов линии передачи для организации устойчивой связи за-бойной аппаратуры интеллектуальной скважины с земной поверхностью [5].

Работами В.В. Кульчицкого и А.И. Архипова (2011 г.) экспериментально подтверждена воз-можность информационного взаимодействия на основе электромагнитных волн бурящихся, добывающих и нагнетательных скважин в реаль-ном масштабе времени [1, 2].

На основе георадиотехники в лаборатории ГИСС создана система взаимного ориентирова-ния скважин (СВОС), предотвращения встречи стволов и контроля сближения или удаления бурящейся скважины относительно неограни-ченного количества колонн ранее пробуренных скважин с идентификацией номера скважины [1]. Решение поставленной задачи достигается благодаря использованию в качестве контроли-

руемого параметра комплексного электрическо-го сопротивления породы в зоне потенциального контакта долота и колонны ранее пробуренной скважины и применению электромагнитного канала связи забойной телеметрической систе-мы, упрощающего монтаж и обслуживание и не требующего установки датчиков на скважинах. Система предупреждения встречи стволов 1, 2 и 3 при кустовом бурении нефтяных и газо-вых скважин предусматривает использование электротурбогенератора 4 забойной телеметри-ческой системы 5 и диполя 6, излучающего элек-тромагнитные волны 7 (рис. 1).

В процессе бурения ствола 3 в зоне потенци-ального контакта долота 8 с колоннами 1 и 2 сква-жин 9 изменяется объем горной породы 10 и, как следствие, изменяется комплексное электри-ческое сопротивление между участками цепей, образованных колоннами бурящейся 3 и ранее пробуренных скважин 1 и 2. При непрерывном отслеживании изменения указанного электри-ческого сопротивления в процессе бурения по-является возможность получать информацию о расстоянии между долотом 8 и колоннами 1 и 2. Таким образом, стандартную забойную телеме-трическую систему 5, предназначенную для управления траекторией ствола 3, можно исполь-зовать, помимо ее прямого назначения, как эле-мент системы предотвращения встречи стволов скважин. Кроме того, СВОС позволяет использо-вать эксплуатационные колонны 1 и 2 в качестве дополнительного канала передачи инклиноме-трической и геофизической информации, что повышает ее надежность, особенно по мере уве-личения вероятности встречи стволов скважин.

В лаборатории ГИСС созданы основы проек-тирования и сооружения киберскважин с десят-ками боковых стволов с возможностью их иден-тификации, ориентированного входа и выхода инструмента, интеллектуального заканчивания. Впервые объединены понятия геонавигация (управление траектории стола скважины, ориен-тирование компоновок низа бурильной колонны, НКТ и хвостовиков) и интеллектуализация сква-жины в процессе ее сооружения и эксплуатации в единую систему – киберскважину, самонастраи-вающуюся скважинную систему, обладающую способностью к устойчивому сохранению или достижению некоторых состояний в условиях взаимодействия внешних факторов, нарушаю-щих эти состояния или мешающих их достиже-нию (рис. 2).

Хвостовик 1 с заранее вырезанными окна-ми 2 и 3 ориентируют посредством телеметри-ческой системы с электромагнитным каналом связи и электрического разделителя (ЭР) 4, установленного в обсадной колонне 5. Перед

Рис. 1. Функциональ-

ная схема СВОС

9

2

1

3

45

7

6

8

10

71


окнами 2 и 3 так же установлены электрические раздели-тели 6 и 7, обеспечивающие посредством телеметрической системы 8 определение места выхода из окон 2 и 3 и набор проектных параметров кривизны отклонителем 9 в боковых стволах 10 и 11. После бурения бокового горизонтального ствола 11 из бокового окна 3, спускается хвостовик малого диаметра 12 на колонне труб 13 с телеметрической системой 8 в интервал ЭР 7 хвостовика 1 для организации электромаг-нитного канала связи 14 и передачи значений угла установки искривленного окончания 15 хвостовика 12 и ориентируемо-го входа в боковое окно 3 (рис. 2, а, б). Геонавигация бурения и крепления следующего бокового ствола 10 осуществляется таким же способом, но с использованием ЭР 16 и ЭР 6 хвосто-вика 1 для передачи информации на поверхность по ЭМКС 14 (рис. 2, в).

Для организации интеллектуального заканчивания ки-берскважины при помощи колонны труб 13 напротив каж-дого электрического разделителя 6, 7 и 16 устанавливается автономный скважинный прибор 17 для передачи глубинной информации на поверхность или в соседний ствол по элек-тромагнитному каналу связи 14 в процессе последующей экс-плуатации или капитального ремонта (рис. 2, г).

С уплотнением сетки разработки старых, разбуриваемых кустовым способом нефтегазовых месторождений возника-ет потребность избирательного вовлечения в разработку локальных обводненных пропластков путем согласования технологических процессов в реальном масштабе времени

и в автоматизированном режиме между бурящимися интел-лектуальными скважинами (БИС) и эксплуатационными интеллектуальными скважинами ЭИС: добывающими (ДИС) и нагнетательными интеллектуальными скважинами (НИС). При наличии информационного обмена между скважинами и устройствами управления (отклонитель, клапанная систе-ма и пр.) возможны:

– оповещение о предаварийных ситуациях, например: угрозе пересечения бурящимся стволом скважины обсадной колонны ЭИС,

– вывод ЭИС на новый технологический режим эксплуа-тации, например: при превышении обводненности продук-ции, увеличении выноса песка или начале процесса гидрато-образования, разгерметизации обсадной колонны,

– геонавигация забоя бурящейся интеллектуальной сква-жины в требуемую точку [2].

После строительства и ввода в эксплуатацию ДИС 1 и НИС 2, оснащенных электрическими разделителями 4, экс-плуатационными телеметрическими системами 5 для прие-ма и передачи информации посредством электромагнитно-го канала связи 6 организовывается геосвязь между ДИС 1, НИС 2 и БИС 3 (рис. 3). Осуществляется переход к роботизи-рованной добыче углеводородного сырья.

Ниже приведен пример возможной реализации геона-вигации киберскважин на Самотлорском месторождении. Пласт АВ

1–2 (рябчик) с трудноизвлекаемыми запасами в не-

сколько сот миллионов тонн нефти состоит из трех изолиро-

Рис. 2. Геонавигация киберскважины

1810

17

18

2

8

9 7

12 24 5

36

19

2021

25222314

13

1810

17

1

2

89

6

7

354 15

19

2021

1411

12 1613

2821

20

2919

8 6 4 5

9 7

330

30

26 25

27 2223 2331

1

2

1810

1719

12 8 23 69

513

24 27 26

2322

25

7

4 3

1

2

2120

ба

гв



ванных друг от друга пропластков: нижнего – 1, среднего – 2 и верхнего – 3 (рис. 4).

Вначале вскрывают кровлю 4 пласта «ряб-чик», производят крепление ствола 5 обсадной колонной 6 и бурят основной горизонтальный ствол 7 в нижнем нефтяном пропластке 1. Потом туда спускают хвостовик 8 с внутренним диаме-тром D = 150 мм с заранее вырезанными и уста-новленными в заданном направлении окнами 9 и 10. Перед ними установлены электрические разделители 11 и 12 на расстоянии lдл= 150 м

ме-

жду собой, равном длине проектируемого ниж-него бокового ствола 13. Электрический раз-делитель 14 установлен от ЭР 11 на расстоянии lбл

= 250 м, равном длине проектируемого верх-него бокового ствола 15. Данные угла установки отклонителя забойного двигателя получают с те-леметрической системы посредством ЭР 12. Пу-тем вращения колонны бурильных труб 16 уста-навливается отклонитель забойный двигатель в требуемом положении и осуществляется ори-ентированный вход в окно 10 и бурение из окна 10 под хвостовик 17 нижнего бокового горизон-тального ствола 13 по пропластку 2.

Телеметрическую систему устанавливают над хвостовиком 17 нижнего бокового ствола 13 и спу-скают в интервал ЭР 11 хвостовика 8. Искрив-

ленное на величину δ = arcsin [(D – d)/l] = arcsin [(150 – 127)/l000] = 1,3 град. окончание 18 хво-стовика 17 ориентируют по данным угла установ-ки передаваемого с телеметрической системы и вводят в боковое окно 10, обеспечивая прохо-ждение хвостовика малого диаметра 17 в боко-вой ствол 13. Бурение верхнего бокового ствола 19 и крепление его хвостовиком 15 осуществля-ется таким же способом, но с использованием ЭР 11 и ЭР 14 соответственно для передачи ин-формации на поверхность по ЭМКС 20.

Интеллектуальное заканчивание киберсква-жины осуществляется установкой автономных скважинных приборов 21 напротив электриче-ских разделителей 11, 12 и 14, измерением и пере-дачей глубинной информации с использованием электромагнитного канала связи 20 на поверх-ность в процессе ее эксплуатации.

Благодаря геонавигации киберскважин с ор-ганизацией двухсторонней связи между добы-вающими и бурящимися интеллектуальными скважинами осуществляется переход к роботизи-рованной добыче углеводородного сырья, то есть передача всех функций контроля и управления с поверхности к технической системе, находя-щейся под землей, в том числе:

– раннее обнаружение и предотвращение ава-рийных ситуаций в процессе добычи углеводо-родного сырья и бурения стволов, особенно при сгущающейся сетке разработки месторождения;

– повышение точности траектории буряще-гося ствола и эффективность вскрытия тонких оторочек нефти;

– контроль за состоянием системы скважина – пласт для оптимизации эксплуатации и текущих и капитальных ремонтов скважин;

Рис. 3. Организация

геосвязи между

интеллектуальными

скважинами

1

3

2

6

4

5

4

5

D

d

l

16

5

6

8

14 11 12 11

181713

1519

921

421

721lбл lдл

3

2

1

Рис. 4. Рекомендуемая схема установки автономных скважинных приборов

и эксплуатации киберскважины при разработке пластов типа «рябчик»

Самотлорского месторождения

73


– повышение успешности разработки сложнопостроен-ных газовых и нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов (плотные коллектора, вязкие нефти и битумы и пр.);

– оптимизация режима эксплуатации скважин и разра-ботки месторождения и как следствие – повышение коэф-фициентов нефте- и газоотдачи пластов, обеспечение энер-госбережения и рационального использования природных ресурсов;

– создание глобальной информационной базы данных месторождения для более детального исследования гидро-динамических и физико-механических процессов, происхо-дящих в недрах в межскважинном пространстве, в скважине, ее конструкции и устройствах;

– создание условий для экологического мониторинга под-земного пространства и охраны недр.


1. Кульчицкий В.В., Архипов А.И. Предотвращение встречи стволов при кустовом бурении//Oil&Gas Journal. Russia. – № 10 (33). – 2009. – С. 44–47.

2. Кульчицкий В.В., Архипов А.И. Геонавигация киберсква-жин//Oil&Gas Journal. Russia. – № 1 (33). – 2011. – С. 44–47.

3. Сайт НИИБТ:htt:www.gubkin.ru/departaments/university departaments/niibt.

4. Грачев Ю.В., Варламов В.П. Автоматический контроль в скважинах при бурении и эксплуатации. – М.: Недра, 1968.

5. Кульчицкий В.В., Григашкин Г.А., Ларионов А.С., Щебе-

тов А.В. Геонавигация скважин: Учебное пособие. – М.: МАКС Пресс, 2008.

НАЦИОНАЛЬНАЯ АКАДЕМИЯ НАУК

АЗЕРБАЙДЖАНА

Институт Геологии

АКАДЕМИЯ НАУК

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Институт проблем нефти и газа

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ

АЗЕРБАЙДЖАНСКОЙ РЕСПУБЛИКИ

Государственная Нефтяная Академия

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ

И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Российский государственный университет нефти и газа

им. И. М. Губкина

ИНФОРМАЦИОННОЕ ПИСЬМО

Конференция будет проходить в нескольких параллель-ных секциях, охватывающих различные направления:• крупные открытия месторождений нефти и газа;• развитие бассейна, тектоника и осадконакопление;• традиционные и нетрадиционные ловушки;• установленные и перспективные нефтяные системы;• грязевые вулканы как сверхглубокие скважины;• геофизическая разведка на больших глубинах;• разработка глубокопогруженных резервуаров;• оценка ресурсов;• примеры аналогичных исследований.

ПРЕДСТАВЛЕНИЕ ТЕЗИСОВ

Специалисты научных организаций, научно-произ-водственных объединений и нефтегазовой индустрии приглашаются представить тезисы на Первую Между-народную Конференцию «Углеводородный потенциал больших глубин: энергетические ресурсы будущего — реальность и прогноз». Тезисы должны быть отправлены на следующий электронный адрес: [email protected]

Объем представленных тезисов не должен превышать 2 страницы, шрифт: Times New Roman 12 pt, поля: 2,5 см с каждой стороны. Срок подачи: до 15 февраля 2012 г.

Регистрационный взнос – 100 евроСтоимость полевых экскурсий – 50 евро

Рабочие языки конференции: английский, азербай-джанский, русский

1я МЕЖДУНАРОДНАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ

УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ БОЛЬШИХ ГЛУБИН: ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЕСУРСЫ БУДУЩЕГО РЕАЛЬНОСТЬ И ПРОГНОЗ

ОРГАНИЗАЦИОННЫЙ КОМИТЕТ

Почетные председатели:Юсифадзе Х. Б., Абасов М. Т.Сопредседатели:Ализадзе А. А., Дмитриевский А. Н.,Гараев С. Ф., Мартынов В. Г.Заместители председателя:Гулиев И. С., Мурадов А. В.

ИСПОЛНИТЕЛЬНЫЙ КОМИТЕТ

Председатель исполнительного комитета:

Алиева Э. Г.

Члены исполнительного комитета:Бабазадзе А. Н.Гусейнов А. Р.Керимова Н. Т.Кожевникова Д. А.Рашидов Т. М.

Члены организационного комитета:Алиев А. А.Гаврилов В. П.Гафаров Н. А.Гурбанов В. Ш.Гусейнов Б. Г.Гусейнов Д. А.Дадашев Ф. Г.Джафаров И. С.Донцов С. Е.Иванов М. С.Исмаилов Ф.С.Карнаухов С. М.

Керимов В. Ю.Ковалев А. О.Лобусев А. В.Миловидов В. Д.Назаров А. Ю.Петраков Д. А.Рили Г.Фейзуллаев А. А.Черепанов В. В.Шевалье Б.Юсубов Н. П.

МЕСТО ПРОВЕДЕНИЯ:

г. Баку, Азербайджан (точное место проведения будет сообщено позже)

ДАТА ПРОВЕДЕНИЯ:

10 –12 июня 2012 года

ПОЛЕВЫЕ ЭКСКУРСИИ

Кирмакинская долина – обнажение основных нефте-газоносных отложений Южно-Каспийского бассейна – продуктивной толщи.Грязевые вулканы



Многие десятилетия сланцы рассматрива-лись в качестве нефтегазоматеринских пород и флюидоупоров для традицион-

ных коллекторов углеводородов. И лишь сравни-тельно недавно они сами стали рассматриваться в качестве нетрадиционных коллекторов, обла-дающих более низкой проницаемостью и более высоким содержанием органического вещества. В сланцевых коллекторах газ обычно находится в двух состояниях: адсорбированный газ на ор-ганическом веществе внутри толщи сланцев, подобно тому, как это имеет место у метана угольных пластов, и свободный газ в поровом пространстве внутри основной массы сланцев, аналогично как в традиционных коллекторах. Применение специальных методов горизонталь-ного бурения и многостадийного гидроразрыва при завершении скважин позволяет многократ-но повысить приток жидких или газообразных углеводородов из низкопроницаемых сланцевых толщ в скважину.

Добыча «сланцевой нефти» и «сланцевого газа», является одним из наиболее быстро разви-вающихся направлений современной нефтега-зовой индустрии. Особенностью этого процесса

является то, что буровые работы и добыча нефти и газа часто разворачиваются в регионах, кото-рые в прошлом не были затронуты такой деятель-ностью.

Событие 2002 г., ставшее началом нового технологического этапа (горизонтальное буре-ние, многостадийный гидроразрыв) в разработке сланцевых углеводородов, не должно затмевать того очевидного факта, что добыча сланцевых нефти и газа в мире из поверхностных обнажений и с помощью вертикальных скважин началась за 200–250 лет до этого. Вспомним классическую нефтегазоматеринскую сланцевую толщу – россий-ский «доманик» (семилукский горизонт франско-го яруса верхнего девона), о котором еще в 1692 г. сотрудник голландского посольства в России Ни-колай Витсен писал, что «на р. Ухте (Тиманский кряж, Республика Коми) на расстоянии 1,5 мили от волока из воды выделяется нефть и здесь же находится «доманик», который горит наподобие свечи» (Witsen, 1692). В 1745 г. Федор Прядуков из этого «доманика» начал добычу нефти на р. Ухте и построил первый в мире небольшой нефтепере-гонный завод. Отсчет разработки сланцевого газа в Соединенных Штатах ведут с начала 1820-х го-дов, когда газ из черных девонских сланцев начал использоваться для освещения улиц и домов в го-родке Фредония в штате Нью-Йорк (рис. 1).

Ниже приводятся русифицированные таб-лицы по данным карты-вклейки американского журнала «Oil & Gas Journal» от 5 сентября 2011 г.

При рассмотрении количественных показате-лей добычи сланцевого газа в США, приводимых разными авторами, следует исходить из того, что добыча сланцевого газа с использованием новейших технологий горизонтального бурения и многостадийного гидроразрыва в них состав-ляет около 50 % (увеличение с 8 млрд м3 в 1998 г. до 67 млрд м3 в 2009 г). Половина объема сланце-вого газа получается традиционными вертикаль-ными скважинами, а также в качестве попутного газа при добыче сланцевой нефти с использова-нием как вертикальных, так и горизонтальных скважин.

Еще десять лет назад буровики направляли все свое внимание на породы с хорошими кол-

Исследования и разработка нетрадиционных ресурсов сланцевых углеводородов в мире и перспективы в России (на примере Кумской свиты)

Н.Л. ЦВЕТКОВА – магистрант кафедры теоретических основ поисков и разведки нефти и газа РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Рис. 1. Сланцевые бассейны в Соединенных Штатах (Collins, 2008; с изме-

нениями)

Palo Duro

GreenRiver

CaneCreek

McClure

Monterey

Lewis andMancos

Barnett andWoodford

Woodford

Barnett

Havnesville

Caney andWoodford

Fayetteville

Antrim

Devonian/Ohio,Marcellus

Floyd andConasauga

BakkenNiobrara Gammon Excello/Mulky New Albany

Н.Л. ЦВЕТКОВА

75


лекторскими свойствами (из которых нефть и газ можно было легко извлекать), без особого интереса пересекая горизонты нефтегазомате-ринских пород.

Сейчас любые тонкослоистые сланцевые по-роды (аргиллито-алевролитового или карбонат-но-кремнистого состава), которые имеют чер-ный цвет, обогащены органическим веществом, обладают достаточной толщиной и относительно глубоко залегают, могут представлять интерес. Следует, однако, помнить, что не все сланцы оди-наковые, и нет однозначных критериев их пер-спективности или бесперспективности.

В качестве примеров рассмотрим углеводо-родный потенциал трех сланцевых толщ: Хайнес-вилл (газ, США) (возможные извлекаемые запасы газа в пределах 7,0–8,5 трлн м3, четвертое место в мире), Баккен (нефть, США и Канада) (возмож-ные извлекаемые запасы нефти до 3,8 млрд т, крупнейшее открытие последних десятилетий), Кумская свита (нефть и газ, Россия) (наряду с до-маниковой и баженовской является наиболее перспективной для освоения сланцевой толщей России с минимальными извлекаемыми запаса-ми более 0,5 млрд т).

Сланцы Хайнесвилл распространены на тер-ритории северо-восточной части Луизианы, во-сточной части Техаса и южной части Арканзаса. Они имеют верхнеюрский возраст, залегают ниже песчаников Коттон Вэлли и выше известня-ков Смекоувер. Еще одно сланцевое продуктив-ное образование – Боссье расположено над песча-никами Коттон Вэлли примерно в 61–122 м выше образований Хайнесвилл и простирается на тер-ритории Луизианы и восточной части Техаса. До начала освоения сланцев Хайнесвилл бурение вертикальных скважин велось на горизонт пес-чаников Коттон Вэлли. Первая горизонтальная скважина в сланцах Хейнесвилл была пробурена в 2005 г., первые значительные притоки сланце-вого газа получены в 2008 г. Некоторые опера-торы осуществляют бурение на два сланцевые горизонта (Хейнесвилл и Боссье) одновременно с одной точки бурения.

Общая площадь распространения сланцев Хайнесвилл 23,3 тыс. км2, глубина залегания в диапазоне 3200–4115 м, толщина газоносных сланцевых пластов 46–122 м. Они содержат 3–5 % органического углерода (ТОС). Примерно 80 % запасов находится в виде свободного газа и 20 % в виде адсорбированного газа [Kulkarni, 2010].

По оценкам некоторых операторов, тех-нически извлекаемые запасы нетрадиционно-го газа сланцев Хайнесвилл могут составлять 7,17–8,5 трлн м3, и в этом случае они становятся крупнейшим газовым ресурсом в США и чет-вертым по величине в мире. Скважины в слан-

НЕОТКРЫТЫЕ ТЕХНИЧЕСКИ ИЗВЛЕКАЕМЫЕ РЕСУРСЫ СЛАНЦЕВЫХ

УГЛЕВОДОРОДОВ США (ИСКЛЮЧАЯ ГАВАЙИ И АЛЯСКУ)

ПОЛЕ (ПЛЕЙ) СЛАНЦЕВЫЙ ГАЗ

(ТРЛН М3)

СЛАНЦЕВАЯ

НЕФТЬ

(МЛРД Т)

ЦЕЛЕВОЙ

ПРОДУКТ

АНТРИМ 0,57 ГАЗ

АВАЛОН И БОН СПРИНГС 0,27 НЕФТЬ

БАККЕН 0,57 НЕФТЬ

БАРНЕТТ 1,24 ГАЗ

БАРНЕТТВУДФОРД 0,92 ГАЗ

БИГ СЭНДИ 0,21 ГАЗ

КАНА ВУДФОРД 0,16 ГАЗ

ЦИНЦИННАТИ АРК 0,04 ГАЗ

ДЕВОНИАН ЛОУ ТЕРМАЛ МЭЧЬЮРИТИ

0,39 ГАЗ

ИГЛ ФОРД 0,6 0,53 НЕФТЬ

ФАЙЕТЕВИЛЛ 0,91 ГАЗ

ФЛОЙД НИЛ И КОНАСОУГА 0,12 ГАЗ

ГРАНИТ ВОШ Н/Д Н/Д НЕФТЬ

ГРЭЙТЕ СИЛТСТОУН 0,24 ГАЗ

ХАЙНЕСВИЛЛ 2,13 ГАЗ

ХИЛЛАРДБАКСТЕРМАНКОС 0,11 ГАЗ

ЛЬЮИС 0,33 ГАЗ

МАНКОС 0,6 ГАЗ

МАРКЕЛЛУС 11,72 ГАЗ

МИССИСИПИАН Н/Д Н/Д НЕФТЬ

МОНТЕРЕЙ / САНТОС 2,45 НЕФТЬ

НЬЮ ОЛБАНИ 0,31 ГАЗ

НАЙОБРАРА Н/Д Н/Д НЕФТЬ

ТАСКАЛУЗА Н/Д Н/Д НЕФТЬ

ВИЛЛИСТОНШЕЛЛНАЙОБРАРА 0,19 ГАЗ

ВУДФОРД 0,63 ГАЗ

ВСЕГО: 21,44 3,8

РЕСУРСЫ КАНАДЫ

ПОЛЕ (ПЛЕЙ) ИЗВЛЕКАЕМЫЕ

(ТРЛН М3)

ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ

(МЛРД Т)

ЦЕЛЕВОЙ

ПРОДУКТ

ГРУППА КОЛОРАДО 1,74 11,66 ГАЗ

КОРДОВА ЭМБЕЙМЕНТ 0,83 2,37 ГАЗ

ФРЕДЕРИК БРУК Н/Д Н/Д ГАЗ

ХОРН РИВЕР 3,77 10,8 ГАЗ

ХОРТОН БЛАФФ 0,06 0,26 ГАЗ

ЛИАРД БЭСИН 0,89 3,57 ГАЗ

МОНТНИ (ДИП БЭСИН) 1,97 6,34 ГАЗ

СВ. ЛАВРЕНТИЯ (ЮТИКА) 0,89 4,43 ГАЗ

ВСЕГО: 10,1 39,4



цах Хайнесвилл характеризуются очень вы-соким первоначальным дебитом в пределах 286–571 тыс. м3/сут, а на одной из скважин де-бит достигал 857 тыс. м3/сут. Себестоимость до-бычи сланцевого газа из формации Хайнесвилл составляет около 140 долл. за 1000 м3. В 2010 г. объем добычи газа из сланцев Хайнесвилл соста-вил 24,5 млрд м3.

В мае 2010 г. в этом регионе работали 1798 бу-ровых установок. Среднее время бурения одной скважины снизилось до 45 суток, рекордный по-казатель 8 суток. Благодаря кустовому бурению скважин в компании En Сana затраты на буре-ние одной скважины сократились с 15,6 до 9 млн долл. При одном гидроразрыве обрабатывается территория длиной от 183 до 244 м и шириной от 92 до 122 м. Применяется до 11 стадий гидро-разрыва.

Сланцы Баккен являются наиболее мас-штабным проектом промышленной разработки сланцевой нефти с применением технологий горизонтального бурения и многостадийного

гидроразрыва. В некоторых отношениях, они выполняют роль сланцев Барнетт, обеспечивших взрывной рост производства нетрадиционного сланцевого газа в США.

До 2000 г. добыча нефти из сланцев Баккен не производилась. Рост добычи сланцевой неф-ти в штате Северная Дакота: 2008 г. – 4,4 млн т, 2009 г. – 8 млн т, 2010 г. – 13,6 млн т (Snow, 2011). Как ожидают, в 2014 г. добыча может составить 23–29 млн т Формация сланцев Баккен занима-ет площадь 300 тыс. км2 в американских штатах Монтана, Северная и Южная Дакота, канадских провинциях Саскачеван и Манитоба. В юго-за-падной части этой территории сланцы Баккен погружены на глубину более 3,0 км, а вблизи ее северной границы (в Канаде) поднимаются до 1,0 км и менее. Сланцевая формация Баккен сформировались в верхнедевонское и нижне-миссиссипское (турнейское) время, она состоит из трех стратиграфических единиц: Верхний Бак-кен – черные морские сланцы толщиной 7 м; Цен-тральный Баккен – переслаивание известняков,

Рис. 2. Геологический разрез по линии I-I через Левкинское нефтяное ме-

сторождение (Краснодарский край) (по материалам Заграбянц М.Г., 1990 г.

с дополнениями Н.Л. Цветковой):

1 – Ахтырский надвиг; 2 – разрывные нарушения; 3 – сейсмические горизон-ты; 4 – репер Кумской свиты (Rкр); 5 – залежи нефти в зонах трещиноватости Кумской свиты; 6 – залежи нефти во фронтальной части Ахтырского надвига; 7 – промышленные притоки нефти; 8 – буровые скважины (номер скважины и глубина забоя)

–500

–7000

–6500

–6000

–5500

–5000

–4500

–4000

–3500

–2500

–2000

–1500

–1000

–3000

Ю СА-28 К-21 К-17 К-15 К-14

К-15

312

К-20 375 235 105 245 455250

35 50100

807040

90807060402010H-42,8

H-44,5

H-54,9H-54,6 H-37,330

250 250 500 750 1000 м0

1 6 7 82 3 4 5

77


алевролитов, доломитов и песчаников толщиной 26 м; Нижний Баккен – черные морские сланцы толщиной 15,2 м.

В основном бурение на сланцы Баккен в Се-верной Дакоте ориентировано на образование Центральный Баккен.

Сразу над формацией Баккен залегают песча-ники Санита свиты Три Форкс толщиной 76,2 м, из которых некоторые операторы также добыва-ют нефть.

На начало 2011 г в пределах формации Бак-кен было пробурено 3 600 горизонтальных сква-жин. О перспективности сланцевой нефти и при-меняемых технологий свидетельствуют дебиты скважин на месторождении Парсхол (открыто в 2006 г.), где они составляют в среднем 220 т в сутки.

Любопытно проследить за изменением оце-нок ресурсов и объемов добычи нефти из форма-ции Баккен. Оценка Геологической службы США от 1995 г. составляла всего 24 млн т, в 2008 г. это же ведомство оценило неоткрытые технически извлекаемые ресурсы формации Баккен (на тер-ритории США и исключая формацию Три Форкс) в 0,48–0,71 млрд т нефти. Промышленная комис-сия штата Северная Дакота в период с 2008 по ян-варь 2011 г увеличила оценку ресурсов только в пределах своего штата в пять раз (до более 1,7 млрд т). Последняя оценка извлекаемых ре-зервов сланцев Баккен, сделанная компанией Continental Resources Inc. составляет 3,8 млрд т, что ставит их в ряд крупнейших мировых откры-тий последних десятилетий (Dittrick, 2011).

Первые буровые работы (вертикальные сква-жины) в формации Баккен велись в 1953 г. на ме-сторождении Антилоп. Методика гидроразрыва впервые была применена компанией Лико Энер-джи в 2000 г., что привело к открытию месторо-ждения Элм-Кули (штат Монтана).

Максимальный дебит нефти из сланцев Бак-кен, полученный в скважине Sorenson 29–32–1Н составил 815 т/сут.

В пределах поля (плея) Баккен оптимиальное количество стадий гидроразрыва на одну сква-жину составляет от 18 до 24, хотя рекордным до-стижением является 47 стадий. Для повышения нефтеотдачи проводятся эксперименты по зака-чиванию в пласт сланцев двуокиси углерода (СО

2)

и водяного пара. Кумская свита (P

22) является одним из пер-

воочередных объектов разработки сланцевой нефти России (с применением технологий гори-зонтального бурения и многостадийного гидро-разрыва). В настоящей работе рассматривается углеводородный потенциал центральной части Ахтырского поля сланцев Кумской свиты на юж-ном борту Западно-Кубанского прогиба между

меридианами городов Крымск и Краснодар (раз-меры в плане 75 × 15 км). На указанной террито-рии нефтегазоносный потенциал Кумской свиты подтвержден открытием трех десятков промыш-ленных месторождений, из которых уже добыто (на начало 2006 г.) около 105 млн тонн условного топлива, в том числе: нефти и конденсата 76 млн т, растворенного газа 16 млрд м3, свободного газа 13 млрд м3. Остаточные запасы (по имеющим-ся традиционным оценкам) составляют около 40 млн т у.т., в том числе: нефти и конденса-та – 24 млн т, растворенного и свободного газа – 16 млрд м3.

Накопленная добыча на отдельных месторо-ждениях обычно не превышает 0,5–1,5 млн т у.т. Максимальный уровень добычи достигнут на Но-во-Дмитриевском нефтегазоконденсатном ме-сторождении: нефти 12,99 млн т, растворенного газа 3,32 млрд м3, свободного газа – 3,02 млрд м3, конденсата – 0,12 млн т. Максимальные запасы АВС

1 свободного газа – 11,09 млрд м3, конденса-

та 0,69 млрд м3 были установлены на Северско-Западно-Афипском газоконденсатном месторо-ждении. В пределах Ахтырско-Бугундырского газонефтяного месторождения, расположенного непосредственно к югу от Левкинского место-рождения, из палеоцен-эоценовых отложений с начала разработки добыто нефти 12,51 млн т, растворенного газа 3,42 млрд м3. Открытие неф-теносности Кумской свиты состоялось в 1965 г. нефтяным фонтаном скважины № 785 Левкин-ской с дебитом до 3 500 т/сут.

Углеводородный потенциал Кумской свиты признается всеми исследователями, придержи-вающимися как традиционных представлений о формировании залежей УВ (Лебедько, 2011), так и признающих наличие в этой свите нетра-диционных сланцевых углеводородов (Жарков, 2011). В региональном плане Кумская свита на рассматриваемой территории приобретает ряд особенностей, которые отсутствуют в других районах Северного Кавказа:• увеличение мощности на порядок;• преобладание тонкого флишоидного пере-слаивания аргиллитов, алевролитов, песчаников, мергелей;• возрастание содержания органического угле-рода (до 6–8 %) и катагенетическое преобразова-ние при температуре 120–170 °С.

На рис. 2 приведен субмеридиональный разрез, отражающий модель надвигания оро-генно-складчатых структур Кавказа на южный борт Западно-Кубанского прогиба. На рис. 3 приведена структурная карта кровли Кумской свиты для в районе Левкинского месторождения, показаны пять залежей нефти в зонах трещино-ватости сланцев. Кумская нефтегазоосная слан-



цевая формация в южном направлении уходит под аллохтонную пластину надвига, а на север, в сторону Западно-Кубанского прогиба, погружа-ется на глубину 6–7 км и более. В центральной части данного разреза скважина № 105, имею-щая глубину 4700 м, дважды пересекла сланцы Кумской свиты: во фронтальной части алло-хтонной пластины Ахтырского надвига в инт. 2,2–3,2 км (с нефтяной залежью) и в автохтоне в инт. 4,0–4,7 км. В 1,5 км севернее скважины № 105 пробурена скважина № 250 – Левкинская – глубиной 6755 м, которая вскрыла наиболее пол-но охарактеризованную стратиграфическую последовательность Кумской свиты толщиной 698 м (Заграбянц и др., 1990). Между вышеупо-мянутыми скважинами расположена скважина № 80 глубиной 5815 м, которая вскрыла в зоне трещиноватых пород Кумской свиты нефтяную залежь (дебиты нефти до 95 т/сут).

Реальная амплитуда горизонтального переме-щения Ахтырского надвига составляет не менее 6–7 км, что предполагает широкое распростране-ние под надвигом нефтенасыщенных сланцевых образований Кумской свиты, находящихся в усло-виях высоких давлений и температур. С учетом этого обстоятельства, общая ширина зоны рас-пространения технически достижимых бурением (глубина 4–5 км) и перспективных на сланцевую нефть пород Кумской свиты оценивается пример-но в 15 км.

Разрез Кумской свиты по данным бурения скважины №250 Левкинской имеет следующее строение (сверху вниз):

4222–4340 м – аргиллиты темно-серые, ино-гда с буроватым оттенком, с редкими слоями мер-гелей толщиной до 20 см. Мощность 118 м.

4340–4505 м – чередование слоев песчани-ков, алевролитов и аргиллитов. Обычная толщи-на слоев песчаников и алевролитов до 10 см, в от-дельных случаях до 1,5–5,0 м. Аргиллиты черные, слоистые. Мощность 165 м.

4505–4642 м – чередование слоев алевроли-тов и аргиллитов, в литологическом отношении близких предыдущему интервалу. Мощность 137 м.

4642–4705 м – аргиллиты. Мощность 63 м.4705–4920 м – чередование слоев глинистых

мергелей и аргиллитов с редкими прослоями алевролитов в нижней части. Мощность 215 м.

Фронтальная часть Ахтырского надвига на борту Западно-Кубанского прогиба образует уступ в 2,5–3,0 км (Баринов и др., 1976; Загра-бянц и др., 1990).

По имеющимся данным формирование Кум-ских отложений происходило в восстановитель-ной и резко восстановительной среде в небольшом изолированном от океана бассейне в условиях его некомпенсированного прогибания. Сниже-ние сноса обломочного материала в Кумский век способствовало накоплению в тонкозернистых

Рис. 3. Структурная карта кровли автохтонной части Кумской свиты

(по реперу Rкр, сейсмогоризонту F5) в пределах Левкинского нефтяного

месторождения в Краснодарском крае (по материалам М.Г. Заграбянц,

1990 г. с дополнениями Н.Л. Цветковой):

1 – изогипсы репера Кумской свиты Rкр, сейсмогоризонт F5 (км); 2 – фронт Ахтырского надвига; 3 – тектонические нарушения; 4 – залежи нефти в зонах трещиноватости Кумской свиты: а – установленные; б – предполагаемые; 5 – сейсмические профили и их номера; 6 – скважины, вскрывшие Кумскую свиту; 7 – скважины с промышленным притоком нефти; 8 – сверхглубокая скважина Левкинская-250; 9 – геологический разрез по линии I-I

250 250 750 12500

1 2 3 4 5 6 7 8 9а б 028713–4,4I

I

79


илах большого количества органического веще-ства сапропелевого типа (Корчагина, 1973).

В зонах с высокой тектонической трещино-ватостью Кумская формация может вмещать нефть традиционного типа, а в целом ее бога-тые органическим углеродом и находящиеся (в зависимости от глубины) в термобарических условиях «нефтяного окна» или «газового окна» породы образуют очень перспективное «поле» (плей) сланцевых углеводородов.

По данным геохимических исследований по-род Кумской свиты содержание органического углерода в аргиллитах колеблется от 0,36 до 5, 65 %, в алевролитах – от 0,52 до 2,03 % (Мат-виенко и др., 1985). По данным А.М. Жаркова (2011) содержание С

орг в породах Кумской свиты

от 0,2 до 8,07 %, при средних значениях 2,1 %. Доля хлороформенного битумоида в расчете на ОВ в отдельных случаях достигает 35–46 %.

В пределах традиционных нефтяных залежей Левкинского месторождения (главной и несколь-ких мелких) основным продуктивным резервуа-ром является тонкослоистое чередование аргил-литов, алевролитов и песчаников (для скважины 250-Левкинской в интервале 4340–4642 м, мощ-ность 302 м), в котором содержится до 45 пластов алевролитов и песчаников толщиной от 0,3 до 5,0 м (19 % общей мощности).

Тип коллектора традиционных нефтяных залежей массивный, трещинный и порово-тре-щинный. Наиболее крупная залежь имеет разме-ры 3,5 × 0,7 км, высоту 265 м. Первоначальные запасы по категории С

1 и С

2 в размере 1,4 млн т

к настоящему времени в основном выработаны. По данным Ю.И. Корчагиной (1973) в отложе-ниях Кумской свиты Азово-Кубанского нефтега-зоносного бассейна, там, где коллектора мало-мощны или отсутствуют, содержание тяжелых углеводородов с глубиной непрерывно увеличи-вается с 716 г/м3 на глубине 2 100 м до 4780 г/м3 (максимально 8930 г/м3) на глубине 5 000 м.

Имеющиеся данные по пористости, прони-цаемости, трещиноватости флишоидно-терри-генных пород Кумской свиты за пределами нефтя-ных залежей свидетельствуют, что эффективные коллекторы в них отсутствуют.

В пределах рассматриваемой территории, севернее Ахтырской шовной зоны (фронта на-двига), выделяются две петрофизические зоны: Северская и Левкинская. Еще две петрофизиче-ские зоны – Азовская и Калужская – выделяются южнее Ахтырской шовной зоны.

Северская зона включает северную и наиболее погруженную (5,0–6,5 км) часть полосы развития Кумской свиты, которая сокращается в мощности до 110–130 м. В разрезе свиты появляются мас-сивные пласты алевролитов (суммарно до 80 м),

разделенные тонкими прослоями аргиллитов. Эти пласты алевролитов в северном и восточном на-правлении нередко выклиниваются и замещают-ся глинами. Пористость алевролитов по данным анализа керна изменяется от 2,2 до 18,5 % (сред-няя 12 %), по данным акустического каротажа – от 10,2 до 12,9 % (средняя 11,9 %), а проницае-мость от 0 до 9,5 мД (средняя – 2,9 мД). Пластовое давление варьирует от 570 до 800 кгс/см2, коэф-фициент аномальности составляет 1,5. Именно в пределах Северской зоны открыто Северско-За-падно-Афипское газоконденсатное месторожде-ние с запасами по категории АВС

1 более 11 млрд

м3 свободного газа и более 0,7 млн т конденсата (по состоянию на начало 2006 г.).

Левкинская зона трещинных коллекторов прослеживается вдоль Ахтырской шовной зоны (фронта надвига). Мощность Кумской свиты здесь достигает 698 м, залегает она на глубинах от 4,0 до 5,0–5,5 км. Свита содержит более 400 про-слоев песчаников и алевролитов суммарной мощ-ностью 389 м. Мощность отдельных их прослоев меняется от нескольких сантиметров до 10–12 м, а глинистость от 12 до 50 %. Пористость колеблет-ся от 0 до 8 % (средняя – 4,2 %). Только восемь пластов песчаников и алевролитов в разрезе сви-ты, суммарной мощностью 30 м и характеризую-щихся наименьшей глинистостью, обладают по-вышенной пористостью, достигающей 10–14 %. Проницаемость меняется от долей мД до 2 мД и лишь единичные образцы несколько превышают это значение. Песчаники и алевролиты Кумской свиты в данной зоне полностью консолидирова-ны и в пределах площади ее распространения воз-можно обнаружение только участков порово-тре-щинных коллекторов, которые будут приурочены к участкам максимальной тектонической напря-женности и неотектонических движений вдоль Ахтырской шовной зоны (фронта надвига).

Оценка извлекаемых ресурсов сланцевой нефти рассматриваемой территории Ахтырского поля выполнена двумя независимыми методами с учетом следующих исходных данных: площадь– 75 км × 15 км =1125 км2, толщина продуктивных пород – 0,3 км, коэффициент перспективных (наиболее обогащенных и экономически рента-бельных для разработки) территорий – 0,5. Пере-множением этих параметров получается объем геологического пространства, пригодного для разработки:

1125 × 0,3 × 0,5 = 168,75 км3.Для последующего расчета ключевым пара-

метром является количество нефти. которое мо-жет быть извлечено из 1 м3 породы.

I вариант По приведенным выше данным Ю.И. Корча-

гиной (1973) на глубине 5000 м в породе присут-



ствует от 5 до 9 кг нефти на 1 м3. С учетом минимального значения 5 кг/м3 и коэффициента извлечения 0,2 получаем параметр в 1 кг извлекаемой нефти на 1 м3 породы.

II вариантСогласно имеющимся данным (по состоянию на начало

2006 г), по Левкинскому нефтяному месторождению накоп-ленная добыча составила 1,09 млн т, а остаточные запасы по категориям АВС

1 равны 0,31 млн т. Итого 1,4 млн т извле-

каемой нефти. Условно принимаем объем извлекаемой неф-ти для наиболее крупной залежи в 1 млн т. Как отмечалось выше, размеры этой залежи составляют:

3,5 км × 0,7 км × 0,265 км = 0,64925 км3, округленно 0,65 км3. Отсюда, на 1 м3 породы приходится 1,5 кг извлекае-мой нефти.

Порядок величин 1 кг и 1,5 кг извлекаемой нефти на 1 м3 породы, полученных двумя независимыми методами, вполне сопоставим.

Окончательная величина извлекаемых запасов по Ахтыр-скому полю сланцевой нефти среднеэоценовой Кумской сви-ты с использованием параметра первого варианта составит:

168 750 000 000 м3 × 0,001 т = 168 750 000 т или округ-ленно 169 млн т.

При использовании параметра второго варианта эта ве-личина возрастет в полтора раза:

168 750 000 000 м3 × 0,0015 т = 253 125 000 т или округ-ленно 253 млн т.

Сознавая всю дискуссионность и условность полученных оценочных величин, в качестве возможной оценки извлекае-

мых запасов Ахтырского поля сланцевой нефти можно при-нять близкую к средней величину в 200 млн т.

Оценка извлекаемых ресурсов сланцевой нефти в 200 млн м3 одного порядка с величиной суммы накопленной добычи и остаточных запасов по категории АВС

1 – 145 млн т

для расположенных здесь месторождений УВ.Таким образом, применение методологии изучения

сланцевой нефти позволяет более чем удвоить УВ потенциал рассматриваемой территории. Географическое положение нетрадиционных сланцевых углеводородных ресурсов в ста-ром районе нефтегазодобычи в 50–100 км от крупнейшего нефтеналивного морского порта Новороссийск существенно повышает их ценность.

В качестве первого шага по практической оценке Ах-тырского поля сланцевой нефти в среднеэоценовых породах Кумской свиты могло бы стать бурение экспериментальной параметрической скважины общей длиной порядка 5 500 м, включающей вертикальный ствол глубиной 4,0–4,5 км и го-ризонтальную часть скважины протяженностью 1,0–1,5 км. Такой проект должен включать максимально возможный объем работ по испытанию пластов в открытом стволе и в ко-лонне, включающий многостадийный гидроразрыв пластов с использованием имеющегося мирового опыта.

Осуществление такого проекта (условное название «Ах-тырская сланцевая скважина») возможно на свободном ныне земельном фонде в пределах изученного глубоким бурением и выработанного к настоящему времени (с традиционных по-зиций) Левкинского нефтяного месторождения (см. рис. 2, 3).

дов России//Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. – 2011. – № 3. – С. 16–21.

7. Корчагина Ю.И. Катагенез органического вещества нефте-материнских пород//В кн. Природа органического вещества современных и ископаемых осадков. – М.: Наука,1973. – С. 162–168.

8. Лебедько Г.И. Перспективы нефтегазоносности Предкав-казской системы передовых прогибов//Геология нефти и газа. – 2011. – № 3. – С. 32–41.

9. Отчет «Обобщение результатов поискового бурения по Но-во-Дмитриевской площади Краснодарского края»/А.Ф. Ба-ринов, З.И. Матюхина, Т.А. Алешина и др. – Краснодарское УБР. – Кубаньгазпром. – Краснодар, 1976.

10. Отчет о научно-исследовательской работе «Гидрогеология и геохимия РОВ перспективных комплексов Восточно-Кубанской впадины, Западно-Кубанского прогиба и Та-манского полуострова/В.Н. Матвиенко, С.А. Федотова, В.Г. Ермолаев и др. – Союзбурнефть. – ВНИПИтермнефть. – Краснодар, 1985.

11. Dittrick P. Slading-sleeve fracs unlock more ND Bakken oil//Oil & Gas Journal. – June 6, 2011. – Р. 35–38.

12. Snow N. USGS to update Bakken formation assessment, Salazar says//Oil & Gas Journal. – June 6, 2011. – Р. 36.


1. Анализ и обобщение материалов параметрической сква-жины 250-Левкинской/М.Г. Заграбянц, А.С. Николаевский, В.В. Шевчук и др. Ахтырское УБР. – Краснодарнефтегаз. – п. Ахтырский, 1990.

2. Баженова О.К. Аутигенная нефтеносность – свойство глинисто-кремнистых толщ//Геология и геохимия горючих ископаемых (к 50-летию кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ: (1945–1995 гг.). – М., ВНИИзару-бежгеология, 1995.

3. Высоцкий В.И. Ресурсы сланцевого газа и прогноз их освое-ния//ИнфоТЭК. – 2011. – № 1. – С. 51–55.

4. Высоцкий В.И. Ресурсный потенциал газосланцевых формаций мира и прогноз его освоения/XIX Губкинские чтения. 22–23 ноября 2011 г. Москва. Инновационные технологии прогноза, поисков, разведки и разработки скоплений УВ и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России. Тезисы докладов. – С. 16–17.

5. Дмитриевский А.Н. Сланцевый газ – новый вектор разви-тия мирового рынка углеводородного сырья/А.Н. Дмитри-евский, В.И. Высоцкий//Вестник ОНЗ РАН. – 2010. – Т. 2. – С. 1–7.

6. Жарков А.М. Оценка потенциала сланцевых углеводоро-

81


Кафедра теоретических основ поисков и разведки нефти и газа Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина

была организована на базе кафедры нефтяного дела в Московской горной академии (МГА), созданной в 1930 г. академиком Иваном Михайло вичем Губкиным, которым были заложены основы высшего нефтегазового образо-вания в России и отечественной нефтяной геологической науки. В нынешнем названии кафедра была организована по предложению А.А. Бакирова в 1960 году. По его же инициативе была введена в учебные планы учебная дисци-плина «Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа». А.А. Бакиров руководил кафедрой 18 лет (до 1978 года), затем до 1986 года оставался ее про-фессором. В разные годы кафедрой руководили известные ученые С.Ф. Федоров, М.Ф. Мирчинк, И.О. Брод, Э.А. Баки-ров, В.П. Филиппов, внесшие огромный вклад в развитие научной школы по разработке теоретических проблем нефтегазовой геологии. В настоящее время кафедрой руководит доктор геолого-минералогических наук профессор Керимов Вагиф Юнусович.

В состав кафедры входят следующие структурные единицы: • Кафедральные лаборатории;• Лаборатория проблем нефтегазопоисковой геологии; • Учебно-научная геолого-геохимическая лаборатория;• Компьютерные классы;• Специализированные аудитории;• Научно-образовательный центр (НОЦ) «Моделирование нефтегазовых геосистем и осадочных бассейнов»;• Учебно-методический центр (УМЦ) комплексной геолого-съемочной практики имени Э.А. Бакирова (Орен-бургская область); • Филиал в Федеральном государственном унитарном предприятии «Институт геологии и разработки горючих ископаемых»;• Филиал в Федеральном государственном унитарном предприятии «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт»;• Филиал в ОАО «Оренбургский научно-исследовательский и проектный институт нефти» (г. Оренбург, пр. Гагарина, д. 5).

Коллектив кафедры состоит из 42-х человек, в том числе:• профессорско-преподавательский состав (включая совместителей) – 18 человек, из них 8 докторов наук, профессоров, 5 кандидатов наук, доцентов, 5 ассистентов.

Основной целью кафедры является подготовка высо-коквалифицированных магистров, бакалавров и специа-листов геологов для ТЭК и нефтегазовой геологической науки России и зарубежных стран. В процессе обучения на кафедре студенты, бакалавры, магистранты и аспи-ранты овладевают теоретическими и методологическими основами прогнози рования нефтегазоносности недр, поисков и разведки скоплений нефти и газа; применению критериев прогнозирования и выбора объектов прогнози-рования и поисков скоплений, оценке ресурсов и запасов углеводородов на различных этапах геологоразведочных работ на нефть и газ; принципам и методам качественной и количественной оценки и прогноза нефтегазоносности; решению задач геологоразведочных работ на нефть и газ, выбору способов, последовательности решения и особенно-стям их проектирования на различных стадиях.

Направлением подготовки специалистов кафедры является:

130101 «ПРИКЛАДНАЯ ГЕОЛОГИЯ» Специализация «ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА»Квалификация выпускника: «СПЕЦИАЛИСТ»Форма обучения – очная

Направлением магистерской подготовки кафедры является: 131000 «Нефтегазовое дело»

ПРОГРАММА ПОДГОТОВКИ1. «Технологии освоения ресурсов углеводородов» Руководитель – доктор геолого-минералогических наук, профессор Керимов Вагиф Юнусович.

2. «Моделирование нефтегазовых геосистем и осадоч-ных бассейнов»Руководитель – академик РАН, профессор Дмитриевский Анатолий Николаевич.Квалификация выпускника: «Магистр»

Основные дисциплины, по которым ведется подготовка магистров по вышеуказанным программам.

1. «Технологии освоения ресурсов углеводородов»: • Традиционные и нетрадиционные ресурсы углеводоро-дов;• Классификация ресурсов УВ в России и за рубежом;• Технологии оценки и подготовки ресурсов углеводородов;• Современные технологии прогнозирования нефтегазо-носности недр;• Геохимические методы оценки перспектив нефтегазо-носности;• Фазовая зональность углеводородов и раздельный прогноз нефти и газа;• Проектирование и управление поисковыми и разведоч-ными работами на нефть и газ;• Статистические методы в нефтяной геологии;• Седиментолого-фациальное моделирование и секвенс-ный анализ при прогнозе и поисках нефти и газа;

О кафедре теоретических основ поисков и разведки нефти и газа РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина

82


• Особенности поисково-разведочных работ на нефть и газ в условиях шельфа;• Бассейновое моделирование и оценка геологических рисков;• Технологии освоения нетрадиционных ресурсов УВ.

2. «Моделирование нефтегазовых геосистем и осадоч-ных бассейнов»:• Классификация и эволюция осадочных бассейнов;• Региональные и локальные нефтегазоносные системы;• Моделирование геологических процессов;• Моделирование осадочных бассейнов и УВ систем;• Геохимия рассеянного органического вещества и УВ;• Цифровой анализ при компьютерном моделировании;• Современные технологии прогнозирования нефтегазо-носности при проведении геологоразведочных работ;• Оценка рисков при проведении геологоразведочных работ.

Подготовка магистров включает в себя также следующие разделы программы обучения:• Научно-исследовательская практика;• Научно-производственная практика;• Педагогическая практика;• Научно-исследовательская работа;• Государственный экзамен;• Защита магистерской диссертации.

На кафедре проводятся фундаментальные и прикладные научно-исследовательские работы, в выполнении которых наряду с профессорско-преподавательским составом активно участвуют аспиранты, магистры и студенты. Все магистранты и аспиранты кафедры зачисляются на работу на кафедре по хоздоговорам с производственными органи-зациями и выполняют научно-исследовательскую работу, с которой связана их будущая диссертационная работа.

В результате научных исследований кафедры обогаща-ется теория и практика неф тегазовой геологической науки, способствующая успешному изучению геологического строения и закономерностей разме щения скоплений углеводородов в недрах России и зарубежных стран. Кафедра активно участвует в выполнении приоритетных направлений развития Национального исследовательского университета (НИУ) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина:• Энергоэффективность и энергосбережение в освоении и использовании углеводородных ресурсов;

• Наращивание ресурсной базы ТЭК: разведка и освоение месторождений углеводородов на шельфе, залежей с труд-ноизвлекаемыми запасами и нетрадиционными источника-ми углеводородов.

В рамках вышеуказанных приоритетных направлений раз-вития Национального исследовательского университета РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина основными направле-ниями научных исследований кафедры определены:• создание теоретических основ оценки глобальных ресурсов УВ и прогноз их добычи с учетом тенденций развития внутреннего и внешнего рынков в мире с диффе-ренциацией по регионам на XXI век; прогноз роли России на рынках энергоносителей и продуктов их переработки, главных направлений расширения географии и инноваций в российском нефтегазовом комплексе как фундаменталь-ная научная база актуализации «Энергетической стратегии России на период до 2030 г.» и выработки долгосрочных стратегических решений;• совершенствование фундаментального базиса иннова-ционного развития нефтяной и газовой промышленности и решение теоретических проблем оценки перспектив нефтегазоносности и ресурсного потенциала осадочных бассейнов, прогноза уникальных и крупных месторождений углеводородов;• перспективы технологического развития нефтяной и газовой промышленности России и научное обоснование новых интегрированных технологий освоения месторожде-ний углеводородов, обеспечивающих их наиболее полное извлечение из недр, на основе математического, компью-терного моделирования и изучения механизма управления энергетикой месторождения и флюидопотоками; • стратегия и обоснование перспективных направлений поисково-разведочных работ на акваториях России на ос-нове геолого-геофизического, геохимического, зонального и фазового прогнозов нефтегазоносности;• разработка технологий оценки углеводородного потенциала и прогнозирование нефтегазоносности боль-ших глубин на основе моделирования нефтегазовых систем и осадочных бассейнов;• нетрадиционные источники углеводородного сырья (газогидраты; метан угольных пластов; газ плотных коллек-торов, в том числе, сланцевый газ; газ больших глубин; газ, растворенный в пластовых водах; битумы и сверхтяжелая нефть и т.д.).

83


УЧЕБНО-ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ПРАКТИКА СТУДЕНТОВГеолого-съемочной практике принадлежит важная роль в подготовке геологов-нефтяников, у которых это может оказаться единственной возможностью знакомства с реальными соотношениями геологических границ в природе. Практика призвана закрепить знания, полу-ченные в теоретических курсах, научить применять их к природным объектам и явлениям. Поэтому главнейшей задачей практики является обучение основным приемам полевых геологических исследований, усвоение принципов геологического картирования. Несомненно, от качества её постановки во многом зависит квалификация будущих геологов-нефтяников.

Территория практики кафедры теоретических ос-нов поисков и разведки нефти и газа РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, расположенная на сочленении передовых складок Урала и Предуральского краевого прогиба, являет-ся великолепным полигоном для обучения геологическому картированию студентов-нефтяников на современном этапе развития нефтегазовой геологии, которое характери-зуется усложнением геологического строения поисковых объектов. Район южного Предуралья предоставляет все возможности для изучения основных типов осадочных гор-ных пород, тектонических структур, геологических событий и процессов. На основе собранных в маршрутах материалов практиканты могут создать свою собственную модель гео-логического строения района.

Организационная структура практики имитирует производственную геологическая экспедицию, основными единицами которой являются съемочные партии, разделен-ные на отряды. Общий порядок работ также соответствует порядку, принятому на геологической съемке. И так же, как на производстве, работа завершается защитой отчета и ликвидационной стадией.

Магистранты кафедры в качестве ассистентов руководи-телей геолого-съемочных отрядов – преподавателей кафедры проходят педагогическую практику. Педагогическая прак-тика также проводится непосредственно во время практиче-ских занятий в качестве ассистентов преподавателей.

НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКАЯ ПРАКТИКА МАГИСТРАНТОВ В ГЕРМАНИИМагистранты кафедры выезжают на научно-исследователь-скую практику в город Аахен (Германия), где находится одно из крупнейших высших учебных заведений в конти-

нентальной Европе – Рейнско-Вестфальский технический университет Аахена. В городе располагается один из техно-логических центров Компании Шлюмберже – крупнейший в мире поставщик услуг, решений и технологий в области разведки и добычи нефти для нефтяной и газовой промыш-ленности.

Технологический центр Шлюмберже в Аахене спе-циализируется на разработке технологий моделирования нефтегазоносных систем. Программный продукт PetroMod предоставляет полную линейку передовых 1D/2D/3D технологий с техническими характеристиками, которые являются в настоящее время уникальными в нефтегазовой индустрии. В 2011 году РГУ нефти и газа имени И.М. Губ-кина стал первым высшим учебным заведением в России, обладающим 14 академическими лицензиями на программ-ное обеспечение PetroMod. Университету был передан пол-ный функционал для построения одно-, двух-, трехмерных моделей. Магистранты и аспиранты кафедры теоретических основ поиска и разведки РГУ нефти и газа успешно прохо-дят базовый курс по изучению навыков работы с программ-ным комплексом PetroMod в стенах университета. Обучение позволяет в кратчайшие сроки освоить необходимые функциональные возможности программного комплекса. В летний период магистранты кафедры в форме летней научно-производственной практики уже на территории Технологического центра Шлюмберже в Аахене, в самом сердце разработки программного комплекса PetroMod, совершенствуют свои знания, строят модели нефтегазовых систем и осадочных бассейнов на фактическом материале, связанном с их магистерскими диссертациями. По заверше-нию магистранты получают соответствующие сертификаты Компании Шлюмберже.

Научно-исследовательская практика может проходить также в ведущих нефтяных и газовых компаниях и научно-производственных центрах, основной целью которой является изучение их деятельности и сбор геолого-гео-физической информации для подготовки магистерских диссертаций.

В магистратуру кафедры теоретических основ поисков и разведки нефти и газа принимаются все выпускники (бакалавры и специалисты) как по профилю кафедры, так и по родственным специальностям. Поступившие в магист-ратуру обеспечиваются общежитием.

Если вы хотите стать высококвалифицированными специалистами, ждем Вас!

84


Научный журнал «Теоретические основы и технологии поисков и разведки нефти и газа» принимает к публикации научные статьи в области прикладных, естественных, гуманитарных наук по следующей тематике: • энергетическая стратегия России; • фундаментальный базис инновационного развития энергетического комплекса России; • генезис, условия формирования и законо-мерности размещения месторождений УВ; • научные основы и инновационные техноло-гии поисков, разведки и освоения месторожде-ний УВ; • интеграция высшего образования, науки и нефтегазовой промышленности.

Содержание журнала отражено в рубриках:1. Геоэнергетика. 2. Георесурсы.3. Научные основы прогноза, поисков, раз-ведки УВ. 4. Технологии прогноза, поисков и развед-ки УВ. 5. Технологии освоения месторождений УВ.6. Геоэкология нефти и газа.7. Исследования молодых ученых-аспиран-тов, магистрантов и студентов.8. Информация.

На страницах журнала освещаются наиболее интересные материалы конференций, форумов, конгрессов, соответствующих тематике элек-тронного журнала, и информация о планируе-мых российских и международных конференци-ях, форумах, конгрессах.

Журнал размещает также рекламу (в объе-ме, предусмотренном законодательством РФ).

Статьи, публикуемые в журнале, рецензи-руются. Редколлегия оставляет за собой право отклонить статью, возвратить ее на доработку, опубликовать в качестве дискуссионной.

Авторы несут всю полноту ответст-венности за содержание статей. Авторские права осуществляются в соответствии с законо-дательством РФ. Публикация статьи в журнале не исключает последующей ее публикации в других изданиях, с обязательной ссылкой на первоисточник.

Статьи публикуются в печатном виде и в виде электронных файлов в формате PDF, размещаются в Интернете на сайте журнала. Объем статьи не должен превышать одного авторского листа (40 000 знаков, включая пробелы). Статья и приложение к ней (иллю-страции) представляются в электронном виде (в программе Microsoft Word) и на бумажном

носителе (в двух экземплярах). Формат текста: междустрочный интервал – полуторный, шрифт Times New Roman, кегль 12, красная строка 1,25 см. Параметры страницы: левое, верхнее и нижнее поле – 3,0 см; правое – 1,5 см. Допу-скается изменение полей в приложении к статье (в отдельном файле). Приложение не должно по объему превышать саму статью. Рисунки (в форматах TIFF, EPS). Сканированные рисунки не допускаются из-за значительного снижения качества изображения. Рисунки должны сопровождаться подробными подрисуночными подписями. Не допустимо предоставлять гра-фики и диаграммы в растровом формате (TIFF, BMP, JPG, PNG и пр.). Графики должны быть построены в Microsoft Exel или Microsoft Word и доступны для редактирования.

При использовании в тексте статьи и в при-ложении сокращенных названий следует давать их расшифровку или ограничиваться общепри-нятыми сокращениями и избегать новых без достаточных на то оснований. Список исполь-зуемой литературы приводится в конце статьи в соответствии с существующими правилами библиографического описания. На все формулы, рисунки, таблицы и используемую литературу обязательно даются ссылки в тексте статьи и в приложении к ней. Таблицы должны быть пронумерованы по порядку. Таблицы набирать кеглем на 1 или 2 пт меньше основного текста. Пронумерованные формулы даются обязательно с красной строки, номер формулы ставится справа от нее. Латинские символы в математи-ческих или физических формулах набираются курсивом. Греческие символы и цифры должны быть набраны прямо. Химические формулы набираются только прямо. Сложные формулы недопустимо представлять частями, должны быть набраны в редакторе формул целиком. Если подряд идут несколько формул, то набираются они каждая отдельно. В тексте каждая формула должна занимать отдельную строку.

Упомянутые в статье единицы измерения должны соответствовать Международной системе единиц СИ.

Вместе со статьей представляется ее аннота-ция (объемом не более 500 знаков). Аннотация должна сопровождаться ключевыми словами и словосочетаниями, характеризующими основные аспекты освещаемой темы. В перевод аннотации на английский язык необходимо включить название статьи и фамилии авторов в латинской транслитерации.

Для более четкой работы журнала авторы статей должны оставить в редакции журнала контактную информацию.

Информация для авторов

Documents

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕОСНОВЫИ ТЕХНОЛОГИИПОИСКОВ И РАЗВЕДКИНЕФТИ И ГАЗА Выпуск №1