Особенности продуктивности и прогноз освоения ресурсов газа Неокомского нефтегазоносного комплекса севера Западной Сибири

Размещено на http://www.allbest.ru/

Особенности продуктивности и прогноз освоения ресурсов газа Неокомского нефтегазоносного комплекса севера Западной Сибири

Объектом исследования является неокомский нефтегазоносный комплекс суши северной части Западной Сибири.

Территория исследования включает Ямало-Ненецкий Автономный округ (Надым-Пур-Тазовский регион, п-ов Ямал и п-ов Гыдан). В тектоническом плане территория исследования охватывает Ямало-Тазовскую мегасинеклизу, в состав которой входят Ямало-Гыданская синеклиза, Мессояхская гряда и Надым-Тазовская синеклиза.

Актуальность темы. В настоящее время существенно возрастает роль неокомских отложений в приросте запасов и добыче газа, так как степень разведанности ресурсов этого комплекса ниже, чем вышележащих сеноманских отложений, а объемы неразведанных ресурсов в этих комплексах сопоставимы. Поэтому анализ строения, условий газоносности и прогноз освоения ресурсов газа неокомских отложений северных районов Западной Сибири является актуальным исследованием.

Целью работы является прогноз освоения ресурсов газа неокомского комплекса северной части Западно-Сибирской плиты на длительную перспективу на основе формационного анализа и выявления закономерностей размещения залежей.

Достижение цели включало решение следующих конкретных задач:

1. Выделение формаций в вертикальном разрезе осадочного чехла, в том числе в неокомском комплексе, выявление особенностей геологического строения и изменения неокомских формаций.

2. Выявление особенностей нефтегазоносности сероцветной песчано-глинистой формации нижнеапт-берриасского возраста смешанного происхождения.

3. Разработка на основе ретроспективного анализа (по ряду районов России) методики прогноза порядка открытия месторождений разного класса крупности по временным этапам геологоразведочных работ.

4. Прогноз освоения ресурсов песчано-глинистой нижнеапт-берриасской формации.

Научная новизна.

В соответствии с парагенетическим принципом выделения формаций уточнен формационный ряд мезозойско-кайнозойского осадочного чехла северной части Западно-Сибирской плиты и дана краткая характеристика каждой выделенной формации. Уточнен генезис формаций неокомского комплекса (сероцветной песчано-глинистой со слабой битуминозностью склонового происхождения берриасс-валанжинского возраста - ачимовской и сероцветной песчано-глинистой со слабой спорадической угленосностью шельфового и частично континентального происхождения нижнеапт-берриасского возраста - неокомской), выявлены общие особенности их строения, в том числе выделены субформации, их распространение и изменения по площади.

Уточнены особенности газоносности неокомской формации (включая количественные показатели).

Выполнен прогноз структуры начальных суммарных ресурсов (НСР) газа неокомской формации и неразведанной их части по крупности месторождений с применением методики, основанной на распределении Парето.

Установлен закономерный порядок открытия месторождений разного класса крупности по временным (десятилетним) этапам геологоразведочных работ. осадочный неокомский геологический нефтегазоносность

Защищаемые положения:

1. Обоснование выделения в формационном ряду осадочного чехла севера Западной Сибири песчано-глинистой формации нижнеапт-берриасского возраста (неокомской), уточнение ее генезиса, строения и общих черт нефтегазоносности.

2. Прогноз структуры НСР, неразведанных ресурсов неокомского комплекса, ожидаемых приростов и текущих разведанных запасов газа на разные периоды XXI века по классам крупности скоплений, по методике, основанной на распределении Парето.

3. Методика прогноза открытия месторождений разных классов крупности по временным этапам геологоразведочных работ.

4. Прогноз вероятной динамики годовых уровней добычи газа из неокомской формации на перспективу до конца XXI века.

Практическая значимость результатов работ

Выполнен прогноз:

- вероятного изменения структуры запасов газа в XXI веке неокомской формации для научно-обоснованного планирования ГРР;

- объемов бурения, который базировался на прогнозе структуры прироста запасов по крупности месторождений, с учетом коэффициента успешности разведки, глубины поисковых и разведочных скважин на неокомский комплекс, данных о среднем числе поисковых и разведочных скважин на месторождениях конкретного класса крупности и среднем числе поисковых скважин на площадях, оказавшихся непродуктивными;

- динамики годовых уровней добычи, который прогнозировался по периодам исходя из ожидаемого состояния запасов газа на начало периода (при этом раздельно определялась добыча из запасов высоконапорного и низконапорного газа).

Данный прогноз нашел отражение в научно-исследовательских отчетах, и использован при планировании развития сырьевой базы ОАО «Газпром», в том числе на перспективу до конца XXI века.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались:

- на Пятой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России (РГУ нефти и газа, Москва, 2003 г.);

- на Международной научной конференции «ВНИИГАЗ на рубеже веков: Наука о газе и газовые технологии» (ВНИИГАЗ, 2003 г.);

- на XIII научно-практической конференции молодых ученых и специалистов (ТюменНИИгипрогаз, Тюмень, 2004 г.);

- на XIV научно-практической конференции молодых ученых и специалистов (ТюменНИИгипрогаз, Тюмень, 2006 г.);

- на Седьмой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России (РГУ нефти и газа, Москва, 2007 г.);

- на I Международной научной конференции «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения» WGRR 2007 (ВНИИГАЗ, Москва, 2007 г.).

Публикации. По теме диссертации автором опубликовано одиннадцать работ, из них две - в журнале, входящем в «Перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий, выпускаемых в РФ, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертации на соискание ученой степени кандидата наук» ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения, рисунков, таблиц. Общий объем диссертации составляет 148 страниц, в том числе 52 рисунка, 19 таблиц. Список использованных источников содержит 113 наименований.

Существенными элементами представленной работы являются прогнозы структуры сырьевой базы, эффективности ГРР, уровней добычи газа в отдаленной перспективе. При разработке этих вопросов автор опирался на известные труды Ю.Н. Батурина, Л.М. Бурштейна, Т.В. Гудымовой, В.И. Демина, А.Э. Конторовича, Н.А. Крылова, В.Р. Лившица, В.Д. Наливкина, И.И. Нестерова, В.П. Ступакова, Ю.Н. Швембергера, Э.Э. Фотиади, В.И. Шпильмана и многих других исследователей.

Большой вклад в изучение геологического строения и нефтегазоносности недр Западной Сибири внесли работы: В.Н. Бородкина, В.С. Бочкарева, Ю.В. Брадучана, А.М. Брехунцова, Ю.В. Вайполина, Т.А. Верениновой, В.Г. Васильева, В.П. Гаврилова, Н.Н. Грязнова, Ф.Г. Гурари, Т.И. Гуровой, В.П. Девятова, В.И. Демина, Н.П. Дещени, А.Н. Дмитриевского, В.И. Ермакова, О.Г. Жеро, А.М. Казакова, В.П. Казаринова, Ю.Н. Карогодина, К.А. Клещева, А.Э. Конторовича, В.А. Конторовича, Н.А. Кудрявцева, Н.Х. Кулахметова, Н.Я. Кунина, А.Р. Курчикова, В.Р. Лившица, В.М. Матусевича, О.М. Мкртычана, Л.Ф. Найденова, В.Д. Наливкина, А.Л. Наумова, А.А. Нежданова, Н.Н. Немченко, И.И. Нестерова, И.И. Нестерова (мл.), В.А. Пономарева, А.В. Овчаренко, Т.М. Онищука А.С. Ровенской, Л.И. Ровнина, Л.В. Ровниной, Н.Н. Ростовцева, В.В. Рысева, М.Я. Рудкевича, Ф.К. Салманова, В.А. Скоробогатова, Д.В. Смирнова, Л.С. Соколовой, В.С. Соседкова, Б.П. Ставицкого, Л.В. Строганова, В.С. Суркова, А.А. Трофимука, Н.А. Туренкова, Э.Э. Фотиади, Ф.З. Хафизова, Н.В Шаблинской, В.И. Шпильмана, Г.С. Ясовича и многих других.

Несмотря на то, что Западно-Сибирский бассейн является во многих отношениях изученным достаточно хорошо, отдельные принципиальные вопросы его строения и нефтегазоносности остаются дискуссионными вплоть до настоящего времени.

Диссертация выполнена в ООО «ВНИИГАЗ». Автор выражает благодарность научному руководителю - профессору Николаю Алексеевичу Крылову за общее руководство и конструктивную помощь на протяжении всего периода работы над диссертацией. Автор признателен В.П. Ступакову, В.В. Аленину, Ю.Б. Силантьеву, В.А. Скоробогатову, Н.Н. Соловьеву, М.Я. Зыкину, Н.Г. Ивановой, В.Н. Маслову, И.В. Далматову, М.Н. Ставицкой за научные консультации и ценные советы, Л.В. Ровниной, М.И. Лоджевской за предоставленные материалы.

Глава 1. Общий обзор геологического строения северной части Западно-Сибирской плиты

Западно-Сибирская плита, к которой относится рассматриваемый регион, является частью молодой платформы, где выделяются допалеозойско-палеозойский фундамент, переходный (доплитный) комплекс и собственно платформный чехол. В представленной работе характеристики фундамента и переходного комплекса приведены по данным В. С. Суркова, О. Г. Жеро, Л. В. Смирнова, Л. Г. Смирновой и др. [Сурков и др.,1998; Сурков, Жеро, 1981].

Складчатый фундамент плиты гетерогенен. На территории северных районов Западной Сибири широко развиты герциниды, которые охватывают большую часть ее территории. В восточной части появляются фрагменты байкальской складчатой системы (рифеиды), а в юго-западных районах рассматриваемой территории фундамент представлен каледонидами. Породы, слагающие фундамент плиты, представлены осадочными, магматическими и метаморфическими формациями.

Переходный (доплитный) комплекс представлен осадочными и вулканогенными отложениями, возрастной диапазон которых зависит от времени консолидации подстилающего фундамента. Образования этого комплекса вскрыты бурением в зонах грабен-рифтов в теле фундамента, установлены они также и в многочисленных локальных депрессиях. Триасовая толща переходного комплекса выполняет крупные грабены, широко развитые в Надым-Пур-Тазовском регионе. В северной половине Ямала и на Гыдане предполагается плащеобразное развитие триаса, где он, возможно, должен включаться в чехол.

Плитный (собственно платформенный) чехол, начинается с триаса, который фрагментарно развит в различных зонах рассматриваемой территории, перекрывается толщей пород юрского, мелового и палеогенового возраста и заканчивается маломощными осадками неогена.

Глава 2. Формационный анализ осадочных отложений

В вертикальном разрезе мезозоя севера Западной Сибири выделяется целая серия различных, преимущественно терригенных формаций. Эти формации характеризуются различными особенностями продуктивности и различными перспективами поисков газовых скоплений.

Осадочную формацию автор понимает в соответствии с трактовкой Н. С. Шатского, Н. П. Хераскова, В. П. Казаринова, Н. А. Крылова, А. К. Мальцевой, В.М. Цейслера и др. Это - крупное геологическое тело, относительно литологически однородное (имеющее постоянный набор и постоянный характер чередования литологических элементов), обособленное в пространстве от смежных тел, образовавшееся в определенных палеотектонических и палеоклиматических условиях и соответствующее по стратиграфическому объему ярусу или отделу, реже части яруса или нескольким отделам. Такой принцип выделения формаций обычно называют парагенетическим, противопоставляя генетическому принципу, когда условия образования ставятся на первое место.

Общей особенностью мезозойско-кайнозойского разреза Западной Сибири является практически полностью терригенный состав. В основу расчленения разреза на формации в этих условиях могут быть положены: структурные особенности пород (гранулометрические), цвет, текстурные особенности пород (характер напластований), специфические включения (кремнистость, угленосность, битуминозность, карбонатность) и, в конечном итоге, генезис толщ. Формационные ряды южных и отчасти центральных областей Западной Сибири были описаны В. П. Казариновым. Это описание послужило в определенной мере опорным пунктом.

Неокомский комплекс северной части Западно-Сибирской плиты включает в себя две формации: сероцветную песчано-глинистую со слабой битуминозностью склонового происхождения и сероцветную песчано-глинистую со слабой спорадической угленосностью шельфового и частично континентального происхождения.

Ачимовскую и подстилающую ее подачимовскую толщи берриас-валанжинского возраста можно выделить как сероцветную песчано-глинистую со слабой битуминозностью формацию склонового происхождения. Толщи, по мнению большинства геологов (О.М. Мкртычан, А.А. Нежданов, В.А. Пономарев, А.Л. Наумов, Т.М. Онищук, В.Н. Бородкин, А. М. Брехунцов, И.И. Нестеров (мл.) и др.), имеют клиноформное строение. Склоновую клиноформную формацию составляют линзовидные песчано-глинистые тела, образованные в зоне перехода от мелководно-шельфовой области к ее относительно глубоководной части. Глинистую часть склоновой формации (подачимовскую толщу) слагают темно-серые аргиллитоподобные глины, прослоями слабобитуминозные, глинисто-песчаную часть (ачимовскую толщу) - серые, часто известковистые песчаники с прослоями глин. Склоновая формация на изучаемой территории выклинивается в северном и опесчанивается в восточном направлениях. Она распространена в южных частях Полуйско-Ямальского фациального района, в Тобольско-Надымском, Пурпейско-Уренгойском, Сургутском и Вынгапурском фациальных районах. На остальной территории неокомская формация подстилается непосредственно формацией битуминозных аргиллитов (баженитов, по И.И. Нестерову, волжского возраста). Возраст склоновой ачимовской формации датируется как берриасс-нижний валанжин, ее отложения на рисунке 1. показаны одновозрастными, однако, согласно клиноформной модели, ачимовская толща в западном направлении омолаживается вплоть до готерива. С некоторым упрощением склоновую ачимовскую формацию можно считать монофациальной.

Неокомская формация сложена переслаиванием песчаников, алевролитов и глинистого материала серого, темно-серого цвета, часто с зеленоватым оттенком. Рассматриваемая неокомская формация полифациальна, она включает в себя собственно континентальные, дельтовые, шельфовые отложения, переходящие в склоновые отложения ачимовской толщи.

Отложения преимущественно континентального генезиса слагают формацию северных, северо-западных, северо-восточных и южных фациальных районов (Полуйско-Ямальский, Вэнгапурский, Малохетский подрайон), об этом свидетельствуют прослои углей, обугленный растительный детрит, обрывки растений, корневидные остатки, встречающиеся в большом количестве. В западных и юго-западных районах бассейна (Тобольско-Надымский, Сургутский) большую роль играют морские отложения, об этом свидетельствуют находки морских водорослей, остатков рыб и фораминифер. В

Рисунок 1. Строение сероцветной песчано-глинистой берриасс-нижнеаптской формации шельфового и частично континентального происхождения и сероцветной песчано-глинистой формации (ачимовской) склонового происхождения (составила Ю.И. Заболотная, 2006 г.)

южных районах, тяготеющих к Широтному Приобью (Сургутский, и Вэнгапурский) в верхней части формации можно выделить пестроцветную субформацию (барремского возраста). Здесь наряду с сероцветными отложениями появляются прослои кирпично-красных глин, образовавшихся в континентальных условиях, которые выклиниваются в северном направлении и утолщаются в южном. Глинистые пачки, накопившиеся в периоды региональных трансгрессий и высокого стояния уровня моря, являющиеся региональными или зональными покрышками можно классифицировать как глинистые субформации. В восточном направлении в объеме всех региональных глинистых пачек возрастает доля песчаного материала до полного опесчанивания.

Общие черты нефтегазоносности неокомской формации

Залежи песчано-глинистой неокомской формации характеризуются различным по фазовому составу насыщением УВ. Содержание нефти в пластах увеличивается вниз по разрезу от нижней части аптского яруса (22% от суммарных геологических запасов нефти и газа) к валанжинскому (61%). Соотношения газа к нефти были приняты из расчета 1 млн м³ к 1 тыс. т. Газонасыщенные толщины отдельно взятых пластов месторождений формации изменяются в пределах от 1 м до 20 и более м. Наибольшее количество из них (30%) имеет газонасыщенную толщину 2,1-4 м. Количество залежей в месторождениях колеблется в пределах от 1 до 35 пластов. Основную часть (62%) составляют месторождения, содержащие от 1 до 5 пластов. Значения пористости коллекторов лежат в интервале от 12% до 28% и более. У наибольшего количества исследованных образцов керна (27%) пористость составляет 18%. Значения проницаемости коллекторов изменяется от 0,025 до 0,325 мкм². Наибольшее количество исследованных образцов (41%) имеют проницаемость 0,025 мкм², значение водонасыщенности варьирует в пределах от 10% до 55%. Значения пластовых температур колеблется от 26 ⁰С (пласт ТП₁₆ Нурминского месторождения Ямальской НГО) до 108 ⁰С (пласт БУ_10-2 на Песцовом месторождении Надым-Пурской НГО). На средних глубинах залегания кровли горизонтов формации (2200-2800 м), пластовые температуры изменяются от 51 ⁰С до 95 ⁰С. Средняя температура на этой глубине составляет 71-75 ⁰С. Содержание стабильного конденсата в залежах колеблется в пределах от 23 г/м³ (пласт ТП₁₀ Крузенштернского месторождения Ямальской НГО) до 684 г/м³ (пласт БУ_10-1 Песцового месторождения Надым-Пурской НГО).

Глава 3. Состояние освоенности ресурсов и степень освоения запасов апт-неокомского комплекса

Начальные суммарные ресурсы (НСР) свободного газа в отложениях апт-неокомского комплекса севера Западной Сибири принимаются автором в 27653 млрд. м³. На начало 2006 года из отложений добыто 918,556 млрд. м³ газа, это составляет менее 3% НСР. Запасы категорий АВС₁ составляют 11460 млрд. м³. Запасы категории С₂ составляют 4299 млрд. м³.

На начало 2006 года на территории ЯНАО открыто 106 месторождений с залежами в апт-неокоме, из них на территории Надым-Пур-Тазовского междуречья открыто 77 месторождений (запасы А+В+С₁ - 5254 млрд. м³, С₂ - 2430 млрд. м³), на п-ове Ямал - 19 месторождений (запасы А+В+С₁ - 5504 млрд. м³, С₂ - 1244 млрд. м³), на п-ове Гыдан -10 месторождений (запасы А+В+С₁ - 702 млрд. м³, С₂ - 625 млрд. м³).

Оцененные перспективные ресурсы газа площадей, подготовленных для глубокого бурения, составляют 3,2 трлн. м³, они приурочены к 174 локальным структурам. Основная часть ресурсов приходится на НПТР (90 структур с суммарными перспективными ресурсами 1,7 тлн. м³). Это свидетельствует о больших возможностях наращивания запасов газа за счет новых открытий в этом районе. Хорошими перспективами выявления новых запасов газа на площадях обладает п-ов Гыдан (45 перспективных структур с ресурсами С₃ около 1 трлн. м³), на п-ове Ямал оценены 36 площадей подготовленных к глубокому бурению с перспективными ресурсами 511 млрд. м³.

Разведанность НСР апт-неокома на начало 2007 г. составляет 42% (НПТР - 51%, Ямал - 50%, Гыдан - 15%). Выработанность запасов составляет 7%.

Глава 4. Методические основы долгосрочного прогноза освоения ресурсов

Наиболее удовлетворительно распределение месторождений УВ по классам крупности запасов описывает усеченное распределение Парето. Установлением амодального закона распределения месторождений и залежей нефти и газа по запасам, выяснением, что оно описывается усеченным распределением Парето занимались В.И. Демин, А.Э. Конторович, В.И. Шпильман, Ю.Н. Батурин, М.Д. Белонин, Н.А. Крылов, В.Р. Лившиц и др. Суть распределения заключается в том, что общее число месторождений (открытых и неоткрытых) в классах запасов 0,3-1, 1-3, 3-10, 10-30, 30-100 и т.д. (млн. т или млрд. м³) находится в определенном соотношении. Чем мельче (по запасам) класс, тем больше в нем месторождений и меньше суммарных запасов. С упрощениями может быть принято, что более мелкий класс содержит по отношению к смежному, более крупному, в 3 раза больше месторождений и в 1,15 раза меньше суммарных ресурсов (таблица 1).

Таблица 1. - Распределение начальных суммарных ресурсов газа и числа месторождений по интервалам запасов месторождений согласно распределению Парето

Где:

N - общие ресурсы в самом мелком по интервалу запасов классе

M - Количество месторождений в закрытом классе

L - Разведанные запасы в закрытом классе

НСР - L =(1+1,15+1,15²+1,15³+1,15⁴+1,15⁵+1,15²+1,15⁶)N

N= (НСР - L) / 9,915

Для решения практической задачи прогноза важно иметь один или более классов, где все месторождения уже открыты (такие классы называются закрытыми). В этом случае от закрытого класса можно прогнозировать число месторождений в смежном классе и общий объем ресурсов в нем, а затем от этого класса к следующему.

По разности между общими прогнозными величинами числа месторождений и объемом ресурсов в классах и фактически открытых месторождений с запасами прогнозируется открытие новых месторождений и суммарных запасов в них.

На основе ретроспективного анализа разработана методика прогноза порядка открытия месторождений разного класса крупности по временным этапам геологоразведочных работ. Результаты этого анализа по сеноманским и отдельно неокомским газовым скоплениям Западной Сибири, газовым месторождениям Северного Кавказа и нефтяным скоплениям Волго-Уральской провинции показали, что из самого крупного существующего класса за десятилетний период открывается в среднем 74 % имевшихся в остаточной совокупности месторождений, из второго - 38 %, из третьего условного класса - 23 % из четвертого - 9%, из пятого - 4%, из шестого - 1,1%. Для прогноза приростов запасов и набора месторождений, которые будут открыты за десятилетний период, использованы указанные выше доли (%) выявления скоплений в каждом реально существующем на начало периода классе крупности.

Возможные приросты запасов газа лимитируются объемом неразведанных ресурсов. Количество вновь приращиваемых запасов зависит также от объемов ГРР и изменяющихся во времени удельных приростов (эффективности поисково-разведочного бурения). Прогноз эффективности и объемов бурения, необходимых для получения планируемых приростов запасов проводился, двумя методами. Первый метод базировался на прогнозе структуры прироста запасов по крупности разведываемых месторождений, коэффициента успешности разведки, глубины поисковых и разведочных скважин, а также принимаемых данных о среднем числе поисковых и разведочных скважин на месторождениях конкретного класса крупности и среднем числе поисковых скважин на площадях, оказавшихся непродуктивными. Второй метод базировался на прогнозе удельных приростов запасов по кривым: удельный прирост - функция степени разведанности начальных суммарных ресурсов региона.

Практика разработки газовых месторождений показывает, что рост и постоянная добыча газа месторождений («полка») возможны только до достижения выработанности 60 % геологических запасов. Зависимости были прослежены В.П. Ступаковым и Н.А. Крыловым не только на отдельных месторождениях, но и в целом, в нефтегазоносных провинциях и отдельных ее комплексах (по Северному Кавказу, Днепрово-Донецкой впадине на Украине, Нижнем Поволжье, республике Коми), закономерность, по всей видимости, распространяется и на неразвданные ресурсы.

Если темп отбора запасов до 50% выработанности принять за 1, то в интервале выработанности 50-70% он составит 0,5, а далее снизится до 0,2 и даже ниже.

Таким образом, разведанные извлекаемые запасы природного газа при прогнозировании на далекую перспективу можно разделить на две крупные категории: запасы, обеспечивающие рост и стабильную добычу (высоконапорный газ) и запасы, отбираемые в условиях падения добычи (низконапорный газ). Примерно половина геологических запасов природного газа месторождения или района обеспечивает растущую и стабильную добычу; вторая половина разрабатывается в условиях снижающей добычи, а некоторая часть начальных запасов (от 4% до 40% в разных районах) остается неизвлекаемой. Доля высоконапорного (активного) газа в разных районах и комплексах несколько различна.

Факторами изменения структуры запасов является добыча (отбор запасов) и прирост запасов.

Прогноз текущих запасов по периодам строился следующим образом:

Раздельно определялась добыча из запасов высоконапорного и низконапорного газа. Для каждой из этих двух групп запасов был применен свой коэффициент годового отбора запасов.

Прогноз структуры суммарной добычи в 2030-2060 гг. строился с учетом прогнозной структуры текущих запасов на 1.1.2031 г, которая в свою очередь определялась: структурой запасов на 1.1.2006 г, структурой прироста в 2006-2030 гг. и структурой отбора в 2006-2030 гг. Аналогично строился прогноз структуры отбора в последующие периоды.

Глава 5. Прогноз развития сырьевой базы газодобычи неокомской формации

Генеральная совокупность, т.е. общее (начальное) число имевшихся в регионе месторождений и их распределение по классам крупности (по размеру запасов), устанавливается по количественной оценке НСР с использованием распределения Парето для числа месторождений. Распределение числа открытых и неоткрытых месторождений, а также открытых запасов и неоткрытых ресурсов неокомской формации показано на рисунках 2 и 3.

Главное влияние на надежность прогнозов оказывают точность оценки НСР района и достоверность представлений об ограничении спектра месторождений по запасам. В связи с этим прогноз концентрации ресурсов в месторождениях разного класса не может считаться окончательным, не подлежащим пересмотру. Однако он дает в целом достаточно объективную на качественном уровне картину возможностей открытия месторождений того или иного класса крупности.

Для прогноза приростов запасов газа по залежам неокомской формации использована методика усредненной доли открываемых за десятилетний период месторождений, основанная на ретроспективном анализе. Однако рекомендованные выше доли выявления скоплений в разных классах крупности оправданны только при условии ведения ГРР в объемах на уровне советских

Рисунок 2. Распределение числа открытых и неоткрытых месторождений газа неокомской формации суши севера Западной Сибири по классам крупности (составила Н.Г. Иванова, 2001г., Ю.И. Заболотная, 2004г.)

Рисунок 3. Распределение открытых запасов и суммарных неоткрытых ресурсов газа месторождений неокомской формации суши севера Западной Сибири по классам крупности (составила Н.Г. Иванова, 2001г., Ю.И. Заболотная, 2004г.)

времен, которые тогда обеспечивали приросты запасов с большим опережением по отношению к добыче. На сегодняшний день, когда выделяется недостаточно финансирования, для восполнения запасов, были приняты для прогноза (до 2050г.) уменьшенные значения вдвое.

Суммарный прирост запасов газа по периодам 2007-2030, 2031-2060, 2061-2100 гг. принят согласно оценке А.И. Гриценко, В.А. Пономарева, Н.А. Крылова, В.П. Ступакова, В.В. Аленина и др. (2000г.). Прогноз объемов бурения был сделан с учетом структуры прироста запасов по месторождениям разного класса крупности.

Прогноз уровней добычи природного газа был сделан на основе анализа объема и структуры запасов по энергетическому критерию, прогнозируемых на разные даты XXI века с применением дифференцированного коэффициента годового отбора запасов. Доли высоконапорного и низконапорного газа в объеме начальных запасов для неокомской формации были приняты в следующих значениях: 55 % высоконапорный газ, 25 % низконапорный и 20 % составила неизвлекаемая часть запасов. Каждой из этих двух групп запасов был применен свой коэффициент годового отбора запасов, для высоконапорного газа он принят 0,025 от запасов. Темп отбора из запасов низконапорного газа изменяется во времени от высшего значения, равного темпу отбора из запасов высоконапорного газа (в момент перехода от высоконапорного к низконапорному газу), до 0 в момент прекращения добычи. В связи с этим коэффициент годового отбора запасов из низконапорного газа принят в размере 0,01.

Годовая добыча прогнозировалась исходя из ожидаемого состояния запасов. Раздельно определялась добыча из запасов высоконапорного и низконапорного газа. В работе дан прогноз потенциально возможных объемов годовой добычи газа из неокомской формации на далекую перспективу (рисунок 4), который базировался на предполагаемых приростах, являющихся за пределами 2030 г. авторским прогнозом. Прогнозные уровни годовых

Рисунок 4. Прогноз динамики годовых уровней добычи из неокомской формации суши севера Западной Сибири в XXI веке (составила Ю.И. Заболотная 2007г.)

отборов являются примером расчета по принятой методике, не претендуют на точность, но, как считает автор, на качественном уровне достоверно отражают будущую динамику добычи газа.

Основные результаты настоящей диссертационной работы заключаются в следующем:

1. В результате анализа особенностей строения мезозойско-кайнозойских отложений севера Западной Сибири удалось впервые расчленить весь разрез этой территории на формации. В соответствии с парагенетическим принципом выделен ряд формаций, имеющих практически полностью терригенный состав. Дана характеристика формаций неокомского возраста, включая выделение субформаций, рассмотрены их распространение и изменения по площади.

Проведенное обобщение геологических материалов позволило уточнить черты генезиса и выявить общие особенности строения неокомских формаций, в частности, состав и размещение пластов-коллекторов. Специфика формаций предопределяет индивидуальность характера их газоносности, что важно для объективной оценки перспектив дальнейших поисков залежей газа и конденсата в неокоме севера Западной Сибири.

2. Выявлены особенности нефтегазоносности сероцветной песчано-глинистой со спорадической угленосностью шельфового и частично-континентального происхождения формации нижнеапт-берриасского возраста (неокомской формации).

3. Выполнен анализ освоенности запасов и ресурсов апт-неокомского комплекса. Начальные суммарные ресурсы газа апт-неокомского комплекса принимаются автором в 27,7 трл.м³. Разведанность НСР апт-неокомского комплекса рассматриваемой территории на начало 2007г. составляет 42% (НПТР - 51%, Ямал - 50%, Гыдан - 15%). Выработанность запасов газа комплекса ЯНАО на тот же период составляет 7%. Наиболее выработанными являются запасы газа НПТР (выработанность запасов достигла 15%). Проведенный анализ явился основой для дальнейшего долгосрочного прогноза освоения ресурсов газа неокомской формации.

4. Рассмотрен вопрос о порядке открытия месторождений нефти и газа разной крупности, и о количественных закономерностях формирования совокупности месторождений, открываемых за выбранный период поисковых работ, как выборки из общей совокупности месторождений не открытых на начало периода.

5. Поскольку процесс подготовки запасов газа зависит от многих факторов и не все они являются предсказуемыми, в данной работе представлен один из вариантов развития газодобычи из залежей УВ в отложениях неокомской формации. В течение XXI века будет происходить постепенное, но неуклонное разубоживание текущих разведанных запасов и остаточных неразведанных ресурсов. Главными составляющими негативных изменений в качественной структуре запасов неокомской формации являются:

- уменьшение во времени доли запасов в крупнейших и крупных месторождениях и рост их в средних и мелких скоплениях; аналогичные изменения будут происходить в структуре остаточных неразведанных ресурсов;

- последовательное снижение доли высоконапорного газа в общем объеме текущих геологических разведанных запасов и накопление в балансе низконапорного газа и неизвлекаемой части; при прогнозируемых весьма высоких объемах геологических разведанных запасов природного газа неокомской формации на рубеже XXI и в XXII веков (10,3 трлн м³) доля высоконапорного газа будет менее 20 % (2 трлн м³), а неизвлекаемая часть геологических текущих запасов будет составлять около 44 %; снижение доли и абсолютного объема высоконапорного газа прогнозируется на фоне непрерывного прироста новых запасов. Достижение указанных уровней добычи будет зависеть от обеспечения приростов новых запасов в течение XXI века.

6. Ожидается, что в северных районах Западной Сибири на XXII век перейдут объемы геологических запасов газа, в структуре которых высоконапорный газ будет иметь очень небольшое значение. Не будут исчерпаны и неразведанные ресурсы, составляющие резерв для подготовки новых запасов в XXII веке, однако они будут сосредоточены в мелких месторождениях.

Основные научные результаты по теме диссертационной работы опубликованы в следующих статьях

1. Прогноз вероятного изменения качественной структуры сырьевой базы газодобычи России. В сборнике научных трудов «ВНИИГАЗ на рубеже веков - наука о газе и газовые технологии». Москва, ВНИИГАЗ. - 2003 - С.25-39 (совместно с Н.А. Крыловым, В.В. Алениным, А.Н. Давыдовым, В.П. Ступаковым, М.Я. Зыкиным, Н.Г. Ивановой).

2. Перспективы освоения газовых ресурсов неокомского комплекса севера Западной Сибири. Тезисы Пятой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» - Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003, С.5.

3. Формирование неслучайной выборки при поисках месторождений нефти и газа// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. Москва, ВНИИОЭНГ. - 2004.- № 2-3. - С.7-12 (совместно с Н.А. Крыловым).

4. К прогнозу набора месторождений газа и нефти ожидаемых к открытию в далекой перспективе. Тезисы XIII научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири» - Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 2004, С.30-32.

5. Перспективы освоения газовых ресурсов неокомского комплекса севера Западной Сибири. Научно-технический сборник №1 «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». Приложение к журналу Наука и техника в газовой промышленности. Москва, ИРЦ Газпром, 2004, С. 13-19.

6. Прогнозы динамики добычи газа в России в XXI веке. Аналитический обзор. - М.: ВНИИГАЗ, 2005, 59 с. (совместно с Р.М. Тер-Саркисовым, Н.А. Крыловым, В.В. Алениным, В.П. Ступаковым, А.Н. Тимониным, Н.Г. Ивановой).

7. Прогноз развития газодобычи нижнеапт-неокомского комплекса суши севера Западной-Сибири в XXI веке. Тезисы XIV научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири» - Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 2006, С.18-19.

8. Особенности газонефтеносности песчано-глинистой неокомской формации северной части Западной Сибири// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. Москва, ВНИИОЭНГ. - 2006.- № 3-4. - С.24-34.

9. Неокомские газоносные формации севера Западной Сибири // Проблемы геологии природного газа России и сопредельных стран. - М.: ВНИИГАЗ, 2007, С.81-98.

10. Особенности строения и газонефтеносности неокомской формации севера Западной Сибири. Тезисы Седьмой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» - Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007, С.10.

11. Качественные показатели ресурсов газа и прогноз их динамики в ходе освоения. Тезисы I Международной научно-практической конференции «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения» - Москва, ВНИИГАЗ, 2007, С.41 (совместно с Н.А. Крыловым, В.П. Ступаковым).

Размещено на Allbest.ru