В одном из разделов форума сегодня была дана ссылка на публикацию, и я решил выделить тему разведки и воспроизводства материально-сырьевой базы в отдельный раздел.
http://lenta.ru/news/2014/02/03/novatek/
Статья конечно очень непрофессионально написана, автор путает тонны и кубометры “Запасы месторождения оцениваются в 16,5 миллиарда тонн газа”.
Месторождения называюся участками, “Запасы участка, получившего название Клинцовское, оцениваются в 12 миллионов тонн”.
Не понятно о каких запасах идет речь, о извлекаемых или геологических. Но когда говорится , что “В Тюменской области было разведано Кирилкинское с запасами в 5 миллионов тонн, а в Ханты-Мансийском округе Западно-Юильское (4,8 миллиона тонн)” , подразумевается видимо, что говорится о самых крупных открытиях. А если это самые крупные открытия, то плохи дела у местных геологов.
“В целом объем запасов нефти по категориям ABC1 в России по итогам 2013 года вырос на 600 миллионов тонн, а газа — на триллион кубометров”
А вот это интересно. Откуда набрались эти 600 миллионов, если это не в Тюменской области и не в ХМАО и каково качество этих запасов. Может ли кто прокомментировать эту цифру. Не является ли она просто дутой?
Недавно в одном из разделов этого сайта была ссылка на сайт ХМАО, центр Шпильмана, и я увидел там довольно интересные цифры.
http://www.crru.ru/gr.html
Посмотрим на статистику по поисково-разведочным работам. Все 6 месторождений открытых в 2012 были открыты в отложениях юры (Васюганская, Тюменская и т.д.). В 5 из 6 случаев дебиты не фонтанные на уровнях 600-1200 м. В одном случае уровень не указан (не указан и штуцер) . Дебиты (не-фонтанные ) от 2 до 10 м3 в сутки. Извлекаемые запасы этих 6 месторождений составили 2 мил.т. по категории С1.
В 2011 году также было открыто лишь 5 месторождений (еще три открытых в 2008-2009 годах, периписали лишь для украшения статистики). Опять же в основном это малодебитная юра на больших уровнях, правда есть два исключения. В одном случае получили 22 м3 нефти при 138 кубах воды(!), а в другом случае получили 21 м3 в день на 4 мм штуцере из пласта АС102.
Таким образом, базируясь на данных за последние три года, 2010, 2011 и 2012 на территории Ханты-Мансийского округа было проведено около 18000 км2 трехмерной сейсмики, пробурено 840000 метров поисково-разведочных скважин. Если принять среднюю глубину скважины в 3 километра, то получится 280 скважин. Только за 2012 было пробурено около 100 поисково-разведочных скважин. Что же в итоге? В 2012 году открыли шесть хилых месторождений. Формальная успешность 6%. Посмотрим , что было в 2011 и 2010. Тот же резульат из 88 пробуренных скважин в 2011 открыто только 5 месторождений, а это 5.6% успешности! В 2010 – 90 скважин – 4 месторождения! И это при таком количестве сейсмики в уже хорошо изученном бассейне! Если статистика права, разведка ведется просто бездарно и это просто закапывание денег в землю.
Запасы месторождений, открытых в 2012 году вряд ли могут считаться запасами по мировым классификациям, поскольку экономика этих проектов с учетом вложений на обустройство и дисконитрования денежного потока не будет работать при таких низких дебитах. Лучшее, что можно дать этим открытиям на сегодня – это континжент (условные) ресурсы! В РФ же назвали это запасами промышленной категории С1! Кого эти люди пытаются обмануть. США? –нет, у тех свои проблемы, им глубоко плевать на неуспешность бурения в Западной Сибири. На мой взгляд они пытаются обмануть самих себя, своих детей, говоря , что есть запасы, которых в действительности нет.
Может быть не надо увеличивать финансирование и поисково-разведочное бурение, если результаты настолько плачевны, может быть лучше найти или подготовить людей, способных вести это дело? Понимаете, купить станок и пробурить скважину не составляет проблемы. Проблема – найти где пробурить! Мне по роду своей работы приходилось анализировать проекты по всему миру (более 30 стран), но такой печальной ситуации я не видел нигде!
Другая проблема, о которой я сказал, что запасы во многом просто дутые, экономику этих запасов еще надо подтвердать и они не могут классифицироваться как запасы по системам, принятым за пределами РФ. Если все запасы приращиваемые в РФ такого же качества как в ХМНО, то это большая проблема для страны. Ведь находящиеся в разработке запасы имеют гораздо лучшее качество, а замещать добычу выходит нечем?
Хотелось бы узнать, кто что думает по этому поводу. Может я сгустил краски?
разве не Новый Уренгой - сердце России :):)
Я приношу извенения, так как я дал неправильные цифры. 4 триллиона конечно же нереальноя цифра и мне тут коллега указал на это. Источник правильный, перечень проектов правильный, однако я сделал ошибку при суммировании. Я перенес все цифры (75 страниц) в эксель и не заметил, что некоторые запятые просто не считались. Правильная цифра финансирования геологоразведочных работ за счет госбюджета значительно ниже - 55.810.849.000 руб. То есть всего 55 миллиардов.
Также я нашел расшифровку по источникам финансирования ГРР и количеству проходки отдельно по поисковым и разведочным скважинам за 6 месяцев 2013 года. Цифра, которую я привел ранее правильная, 88 миллиардов рублей, однако здесь, в дополнительных данных, Роснедра расшифровала источники финансирования и оказалось , что они посчитали здесь не только бюджетные деньги, но и деньги нефтяных компаний потраченных на поиски и разведку.
Из этих 88 миллиардов только 9,5 миллиардов пришло из госбюджета. То есть большинство денег пришло за счет собственных средств предприятий. Еще раз приношу свои извенения за неточность.
По количеству скважин. За шесть месяцев 2013 года было пробурено 277223 метра поискового и 257246 м разведочного бурения. То есть за год цифра по поискам будет около 555000 м бурения. При средней глубине скважины в 3000 м это около 185 скважин (ну можно дать примерный диапозон от 150 до 200 поисковых скважин). Результат по открытиям уже известен, то есть успешность бурения на новых площадях (не считая разведок) между 15 и 20%, если считать успешными даже открытие некоммерческих залежей нефти. Это все равно выглядит плохо, учитывая, что подавляющее большинство открытий сосредоточено в уже известных двух бассейнах.
Я думаю, что западные аудиторы тут непричем. Вы привели цифры по запасам категоии АВС1, а это категории принятые в РФ. Западные аудиторы считаю другие категории запасов - подтвержденные, возможные , вероятные. Так что они вашей цифре отношения не имеют.
У нас сейчас вошла в действие новая классификация запасов. А эти аудиторы работают на наши компании, я имею ввиду что наши компании развиваются в этом плане. Пример был ещё раз повторяю из сети, а не из баланса запасов (хотя такой вариант вполне возможен). У нас же всё поменялось государство теперь поддерживает только программы федерального значения по геологоразведке. И теперь очень сложно участвовать в конкурсах на поисковые лицензии, так как в них участвуешь только на свой страх и риск, практически берёшь тёмную лошадку (ввиду того, что сливки практически везде сняты). Хотя государство и стимулирует в плане если обладатель поисковой лицензии при проведении работ за свой счёт получает эксклюзивное право на владение лицензией на добычу, но это всё очень затратно. То есть в плохо изученных территориях на это могут решиться только крупные компании. Я думаю, что государство будет вкладывать деньги иначе им просто нечего будет продавать, а цены на тёмных лошадок сами понимаете вопрос спорный. И падение добычи при нашей экономической системе наполнения бюджета от энергоносителей....может быть развитие в нескольких направлениях это увеличение налогов, это ведёт к повышению цен и т.д. Или стимулирование процесса увеличения добычи, а как следствие развитие новых нефтегазовых регионов (поиск, разведка, добыча) и поиски альтернативы для бюджета.зависимости от энергоносителей. В обоих случаях Россия пока не в фаворе но в целом направление правильное, как мне кажеться. А почему как Вы говорите малый процент успешности, но ведь отрицательный результат в этом случае тоже результат. Если брать затраты японцев на добычу гидратов со дна океана, мне кажется это несравнимо.
Я что-то пропустил?
Да тут накладочка вышла извиняюсь её утверждение переносят с 2009 года.
После смены министра снова перенесли не уследил, уже вроде как все глаголи, что перешли даже на сайте ГКЗ.
Новая классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов будет введена в РФ с 1 января 2016 г. Приказ Минприроды России зарегистрирован Минюстом 31 декабря 2013 г. Новая классификация запасов вводит чёткую градацию между запасами категорий А, В, С и ресурсами категорий D. Запасы нефти и газа подразделяются по степени промышленного освоения и по степени геологической изученности.
http://files.mail.ru/A688946A1D684987A7EDF1A5470E0F22
Судя по этом перечню....можно оценить нашу ресурсную базу...
Очень плачевно мне кажется но люди тратятся...
Посмотрите на мировой опыт. Разве скажем правительство США бурит скважины или проводит сейсмику за счет госбюджета? Есть ли в США государственные геологоразведочные компании бурящие на нефть и газ? Нет! Государство на мой взгляд должно создавать условия, управлять процессом освоения через финансовые механизмы, налоги и т.д. , а не бурить скважины. И этим делом должны заниматься профессионалы и это должно иметь экономический смысл.
Мне приходилось работать с многими частными компаниями, которые тратят большие деньги на сейсмику и бурение скажем в центральной или восточной Африке или Юго-Восточной Азии, поскольку специалисты надеются на открытие и надеются сделать деньги. И это не обязательно крупные компании. Вы говорите темных лошадок не берут в России, ждут, что кто-то изучит и даст месторождение на блюдечке с гоубой каемочкой. Это так же проблема России. Компании избалованы и не хотят и не умеют брать риск. Риск поисков и разведки. Конечно, если даже в хорошоизучченных Зап Сибирском и Приволжском регионах успешность на коммерческое открытие очень мала, то что можно говорить о новых регионах. Успешность там при таких же подходах будет практически нулевая.
Да отрицательный резульат, это тоже резульат. Но когда отрицательный результат становится единственным результатом – это проблема. У японцев другая ситуация и них нет надежды на открытие обычных месторождений., а гидраты - это работа на будущее. Я бы сказал фундаментальная в своем роде работа. В этом плане всей России надо молиться, чтобы у них ничего не вышло. Если энергоносители начнут добываться из гидратов, чем будет наполняться Российский бюджет?
Ну а вообще , к чему я веду эот разговор. На мой взгляд у РФ большая проблема с востановлением МСБ. Провалы в поисках и разведке. Это скажется на добыче уже в ближайшие 5-10 лет. Это понимают как я вижу не все. но по крайней мере наверху (в министерствах) понимание есть. И это хорошо.
Проблема в том, что реально мало что делается. А ведь решения лежат на поверхности. И их всего два. Первое – создать благоприятные условия для поисков и разведки. Поготовить нормальную финансово-правовую базу, которая сделала бы этот процесс интересным для российских и может быть зарубежных компаний. Второе, подготовить специалистов, способных вести поиски и разведку! Все. Однако обе эти задачи не могут быть решены в год или два и требуют больших усилий. Особенно вопрос подготовки специалистов очень сложный. Можно конечно на форуме проводить консультации и писать курс разработки месторождений или чего-нибудь еще, но это не решит проблему в масштабах страны.
Интересно, РФ уже многие годы возится с системой классификации запасов и опять новая система очень отличается от принятых систем скажем в Европе или Америке. Например, сравнивая системы SEC, PRMS и Канадскую систему, можно заметить, что они во многом идентичны. Категории запасов совпадают, подходы к геологии и техническому подсчету практически одинаковые. Разница в принципах назначеня категорий, базирующихся на некоторых экономических и добычных показателях. Различия настолько малы, что неспециалисту и не понять. Да в каких то системах обязательно считать ресурсы, в каких то уделяется внимание только подтвержденным запасам, в каких то требуеся предоставить утвержденный бюджет, в каких то требуется наличие разрешений местных властей на проведение работ, но все это понятно и разговор ведется во всеми понимаемых терминах. Российская же система в корне отличается, даже новая система. На мой, субъективный взгляд, это не делает проще работу для российских и зарубежных компаний в РФ и не помогает России интегрироваться в мировую систему. А на современном уровне развития нельзя жить обособленно от всего мира, нельзя противопоставлять себя или отгораживать себя от других стран. Российские компании все равно берут кредиты на западе и им приходится вести двойную бухгалтерию, одну для ГКЗ , одну для западных финансовых институтов. Да даже та отчетность , которую подготавливают для российских компаний западные аудиторы, как правило отличается от стандартной отчетности , подготовленной этими же компаниями для западных клиентов. В финаносовом мире существуют определенные поправки на Российскую действительность....
Ну короче, очередное творение в области запасов на мой взгляд не поможет РФ быть ближе к мировым стандартам, а еще больше запутает отчетность в РФ. Люди начнут путать прошлые запасы категории С с новыми запасвми С, что совсем не то же самое. А для чего вообще нужна эта новая система???
Если я приеду , я вряд ли изменю ситуацию. Решения принимаются людьми с должностями, а не просто приехавшими в РФ! Ситуацию же в нефтяной промышленности РФ и других странах СНГ я знаю хорошо и часто там бываю там по работе.
А вот высказывать мысли можно везде , вне зависимости от места жительства. Этого вы мне запретить не сможите. И если кто-то прочитав о чем -то здесь задумается, это уже польза.
Очевидно же зачем. Для получения кредитов, для получения рейтингов надежности и проч. Если бы вы читали стенограммы коммитета , один из вопросов это привлечение частных иностранных компаний для ГРР. В США их или 700 или 7000 этих О'Дэниел, О'Брайенов и прочих noname. У нас есть барьерный закон о недопущении. Думаю будут исправления. Также обсуждается вопрос о вознаграждении за открытие и просто каких-то гарантий что открытие не отожмут. В этом году будут обсуждать законопроекты. Я почитываю за новостями, напишу как изменения внесут.
Деньги, инвестиции - это конечно важно, но они не решат проблемы. Нужны люди, подготовленные люди. Это как на олимпиаде. Можно построить город, бросив миллиарды долларов, но нельзя выиграть домашную олимпиаду, поскольку нет достаточного количества хорошоподготовленных спортсменов. Подготовка людей требует и денег и ВРЕМЕНИ. Для подготовки людей нужна работающая система. А это невозможно сделать путем единовременного вливания денег, даже огромного количества! Нужна долговременная планомерная работа.
Как раз про независимые нефтяные компании сегодня отличный отчет вышел у Энергетического центра
http://energy.skolkovo.ru/news/387/
Для получения кредитов на западе нужны западные оценки запасов. То же самое с рейтингами надежности и прочее. Что я вижу на практике - российские компании делают оценку запасов по западным классификациям у западных аудиторов и потом с ней идут в банки. То же и в Казахстане. Теоретически российский или казахский банк может вам дать кредит под цифру запасов по российской классификации, но ставка кредита будет просто грабительская! Иностранные инвестиции также под туманные российские категории запасов не пойдут. Так что новая система запасов только усложняет ситуацию.
Были попытки как Вы говорите менять ситуацию, это проекты СРП-1, СРП-2 (Сахалин), “Харьяга” было очень много отступлений от договоров западными компаниями им шли на уступки и т.д. Как то не очень то западные профессионалы шли без уступок на эти проекты. Результат - СРП потихому не жалуют. Российским компаниям в Восточной Сибири на развитие новых проектов - льготы и т.д. Штокмановского газоконденсатного месторождения.«Газпром», Total и StatoilHydro подумали и не торопятся, а надо начинать - недополучение прибыли и т.д. Так что пока те лозунги хотя может это только и лозунги выдвигаемые стратегией России, вполне нормальны. Классификация это отдельный вопрос, по поводу единоличности России ну это у нас не отымешь, она всегда была у нас своя.
Если западные компании не идут в Россию, значит не созданы экономические условия. Значит наверху считают, что и российские компании справятся здесь сами. Те считанные совместные проекты , которые есть сейчас в РФ, насколько мне известно, утверждались на самом высоком уровне. На мой взгляд - это не является нормальной ситуацией. Однако это право государства, определять экономическую политику и правила игры на своей территории.
Храни нас боже от СРП и временщиков от запада на своей территории.
причем тут временщеки? Все должно регулироваться и должно иметь инженерный и экономический смысл. Если кто то не работает по принятым и подписанными правилам, без разницы российский или иностранный недропользователь, он должен отвечать.
А возвращаясь к начальной теме вопроса нельзя решить проблему пополнения запасов если их просто нет в том объёме, который был на начальном этапе развития.
Альтернативы намечены, если есть конструктив от этого, я бы с удовольствием перенял этот опыт.
Вот я взял абсолютно отвлечённую страну, сложные условия во многих отношениях и, судя по отчётам ни кто из специалистов не даёт гарантий очень высокой успешности и т.д.
http://www.madagascaroil.com/Board.php
Так что врея покажет, что почём....
Посмотрел я сайт. Небольшая паблик компания, имеет несколько болоков. Все силы консентрируются на организации добычи тяжелой нефти , залегающей всего в нескольких сотнях метров под поверхностью. Пытаются организовать закачку пара. Есть и три поисковых блока, на которых пока что мало что делается. Гарантий успешности никто вам не даст ни здесь , ни в любом другом поисковом проекте в любой части света. Поиски связаны с риском. Какое отношение имеет эта небольшая компания к восполнению МСБ РФ?
Да успешность поискового бурения по миру невысокая (кто верит в успешность поисков в РФ на уровне 70-90% глубоко заблуждается). Зависит от многих факторов. Но не нулевая. Обсуждение этой темы я начал с того, что за 2012 в ХМНО не было открыто ни одного коммерчески значимого месторождения. Все заявленные открытия были в юре и имели дебиты нефти в перые кубы на уровне. На мой взгляд это не просто низкий коэфициент успешности, это полный провал стратегии поисков.
Оппоненты говорят - не осталось больше хороших месторождений в Западной Сибири и других бассейнах, прошла пора открытий и т.д.
Мне посчастливилось посмотреть материалы по многим (сотни) месторождениям нефти и газа во многих регионах мира и на мой субъективный взгляд можно открыть множество месторождений нефти и газа в РФ, Казахстане и дркгих странах СНГ. Я высказываю свое мнение, пытаюсь его подкрепить фактами. Если кто то считает, что ситуация блестящая или приемлемая, его право.
Проблемы здесь две как я писал ранее:
1. Организация условий для активизации работ в поисково-разведочном секторе.
2.Подготовка хороших специалистов.
Оба вопроса сложные, особенно второй. Оба вопроса не решить простым увеличением финансирования и они требуют глубокого понимания ситуации в отрасли. Еще раз хочу провести аналогию со спортом. Многомиллиардные единоразовые вливания не исправят ситуацию в спорте в РФ, что и подтверждает олимпиада. Нужна долговременная работа по созданию школы и подготовки специалистов. Так же , если дать завтра огромные деньги на геологоразведку в РФ, они не принесут ожидаемого результата.
К сожалению в этой теме не получилось конструктивного обсуждения и как я вижу, большинству людей здесь ситуация в поисково-разведочном секторе не кажется проблематичной. Это также интересно было увидеть.
Плачевной она была когда Мингео расформировали....сейчас она намного лучше...не буду больше Вас убеждать, что проблема в финансировании и снижение окупаемости разведочных работ и т.д. На счёт Олимпиады.... а когда она была в Китае, там были отличные спортсмены, как там со специалистами? Наш хороший труженик «Сургутнефтегаз», например пошёл в Восточную Сибирь и в доразведку своих площадей.... У Вас своё мнение у меня своё каждый останется при своём.... Мне показались Ваши доводы не убедительны. По поводу крупных местрождений в ХМАО, Вы сами это говорили в коммете про "бажен"..Я же говорю время покажет...
4 -ре года назад курировал проект поисков и разведки в ХМАО, даже присутствовал при открытии на скважине первооткрывательнице. Месторождение мелкое в 2,5 мил. тонн. Проект поисков и разведки начинается с классики скважины в крест по структуре, в связи с удалённостью и затратностью (экология, родовые угодья, списание лесных массивов) скважину не смогли подвинуть в купол ит.д. Фиксация открытия вполне полный комплекс изученности для Западной Сибири (почти 400 метров проходки с керна, глубинные пробы, испытание бажена и ачимовки с пристрастием и т.д.) Получили премию за открытие. При смене собственника в компании ( с присутствием ранее иностранного капитала) отказ от поисковой лицензии и даже с учётом эксклюзивного права на получения лицензию на право добычи отказ. Причина отсутствие финансов (маленькая окупаемость) на выполнение лицензионных соглашений. Рядом было уже открыто более крупное месторождение тоже выставлялось на тендер, его в виду мелких масштабов компании и большой конкуренции на тендере тоже возможностей не было получить. Итог на сколько я знаю оба месторождения получила наша крупная нефтедобывающая компания. Это только один из примеров.
Читал на досуге подшивки про м-я Западной Сибири. Говорят бурили разведки и получали приток при опробировании скаважин из силура. Палеозой будущее Западной Сибири и направление для восполнения ресурсной базы? Ваше мнение, коллеги?
Именно так, на красноленинском сводже тоже есть примеры таких скважин. Но пока нет желания у НК и правительства разведывать палеозой, когда сверху юра и ачимовка еще нефть дает. Технологии есть, но они в теории, теперь надо на практике опробовать
Ну получается все правльно. Нефти еще дохера, осталось только глубже бурить!
Пардон за ламерский вопрос - ГРР к "пропущенным залежам" имеет отношение? Или для них важны только с нуля открытые месторождения?
А почему бы и нет, это тоже своего рода разведка - постановка на баланс пропущенных залежей.
В некоторых кОмпаниях проводились целые кАмпании по выявлению перспективных залежей пропущенных до этого.
А я вот хотел спросить про геологические периоды. Часто вижу, что люди пишут "сважина из силур", нефть из "юра", что-то там из девона итп. Извините за глупый вопрос, а в чем ценность такой информации? Где про это можно почитать?
Это - не разведка, это - поиск.
В советское и некое постсоветское время кривые объемов бурения и объем прироста запасов во времени были почти идентичны.
Напрашивался вывод: надо бурить больше.
Так ли это на самом деле?
Применим ли такой подход сегодня?
Почитать можно в учебниках по геологии, исторической геологии, геологии нефти и газа.
Нефть из юры - значит приток нефти получен из отложений (осадков), накапливающихся в юрском периоде геологического времени
Мне кажется такой подход применим, чем больше бурения, тем больше вероятность открытия залежей в нестандартных условиях. Другое дело, что все хотят бурить по старинке - в купол, в свод. Иначе за пробуренные "не по нормам" скважины можно лишиться должности (есть примеры из жизни). Как бы что не говорили, а без бурения месторождение не открыть никак.
Ну не надо сводить поиски и разведку к абсурду. Бездумное поисковое бурение квадратно-гнездовым методом раззорит любую компанию. Бурить конечно больше хорошо, но только если есть геологические и экономические основания. Каждая скважина должна быть жестко обоснована. Если вы надеятесь на открытие залежи скажем в миллион тон запасов на глубине в 3 км и плохопроницаемых породах, стоит ли вообще бурить. Если вы ищите неструктурные залежи, там вообще свода не будет. О каких куполах вы говорите? Если вы до сих пор только антиклинали бурите, то конечно, все большие структуры наверное уже разбурили.
На мой взгляд, нефтеразведка - это коммерческая активность. Надо понимать, что наука наукой , а производство производством. Хорошо когда они идут вместе, но это не всегда получается. В поисках необходимо считать и возможные результаты и вероятность открытия. И на Силур можно наверное бурить в ЗС если есть достаточные обоснования размеров и продуктивности. И пропущенные ранее залежи можно перфорировать на старых скважинах если это имеет экономический смысл.
Простое повышение метража пробуренных скважин без достаточной геологической проработки не приведет к успехам. Конечно случайно можно что то зацепить, и такие примеры есть, но вероятность этого мала. Это как в лотерею играть.
Скорее так: http://www.ngv.ru/personal/?backurl=/magazines/article/kak-ishchut-neft-ili-vremya-sobirat-kamni/?ELEMENT_CODE=kak-ishchut-neft-ili-vremya-sobirat-kamni
Как ищут нефть, или время собирать камни…
Главный вывод, который можно сделать из анализа современного состояния и эффективности нефтегазопоисковых работ в любом регионе: необходимо заблаговременно (чем раньше, тем меньше будет потерь) оптимизировать методику этих работ путем осуществления скоординированных действий (нефтегазогеологическое районирование, геолого- геофизические исследования, глубокое бурение и т.д.) всех недропользователей и профильных институтов на базе единой региональной тектодинамической карты, уделив особое внимание роли разломов вообще и активных разломов (тектоноблендеров) в первую очередь.
Менталитет подобных специалистов - и есть беда для России. Которые изначально уже разбираются во всём, даже в том, чего не пробовали. Слава богу не все такие - есть те, кто сначала проверяет, а потом судит о чём-то. Они и получат скоро успешность в новых регионах около 100%, есть такая возможность. А такие как Вы и дальше будут даже в хорошо изученных регионах демонстрировать лишь очень малую успешность коммерческого открытия, продолжая любоваться своей "высочайшей" квалификацией.
Общеизвестно, что Россия находится в первой десятке стран с крупнейшими запасами углеводородов (УВ), и это, прежде всего благодаря Западной Сибири.
Структура начальных суммарных ресурсов в соотношении c их текущим состоянием не безупречна. Кратность запасов в рассматриваемом регионе составляет около 20 лет (по России – 47 лет), а изученность лицензионных участков уже составляет сейсморазведкой в среднем 0,5-1,0 км/км2 и бурением 30-40 м/км2.
Существует мнение, что в Западной Сибири уже не может быть неоткрытых ресурсов, и это относится к большинству лицензионных участков (по степени их изученности). Хотя в целом здесь изученность бурением раза в 3 меньше, чем в Республике Татарстан, а по изученности сейсморазведкой она стоит на 20 месте, т.е. восполнение ресурсной базы, казалось бы, в первую очередь должно проводиться за счет вовлечения недропользователями новых лицензионных участков. Есть, к тому же, месторождения, не разрабатываемые в силу их нерентабельности (мелкие по запасам, удаленные от инфраструктуры, сложные по геологическому строению и свойствам нефти). К активным запасам (категории АВС1) относятся 15-25% от разведанных, при этом, на разрабатываемые месторождения, имеющие инфраструктуру, приходится 90-95% текущих извлекаемых запасов, к подготовленным к разработке с необходимой инфраструктурой, не введенным в эксплуатацию 3-7%. Доля новых месторождений с отсутствием инфраструктуры составляет 2-5 %. Эта группа (вместе с нераспределенным фондом) должна являться основным источником компенсации падения добычи нефти, но вряд ли она способна выполнить эту функцию.
Как известно, коэффициент успешности ГРР на нефть и газ в разных регионах варьирует в пределах 0,15-0,5. В Западной Сибири он составляет порядка 0,4, что отражает не самое плохое положение с результативностью, если не учитывать, что в целом эти цифры достаточно ярко иллюстрируют кризисное состояние геологоразведки, начавшееся не сегодня.
Резкое снижение темпов ГРР на нефть и газ за счет ставки ВМСБ после 1992 года вызвало столь же резкое сокращение прироста запасов. Это заставило недропользователей искать свой выход из положения, в том числе (помимо использования сил подрядчиков) - создание собственного геологоразведочного подразделения (ОАО «Сургутнефтегаз») и, в конечном счете, в целом добиться объемов ГРР, адекватных на какое-то время потребностям и уровню вовлечения новых лицензионных участков.
Предполагается, что достигнутые объемы ГРР в ближайшее время вряд ли могут быть увеличены, т.к. общепризнано, что «сливки уже сняты» - наиболее перспективные объекты (земли) распределены (за редким исключением). Оставшиеся участки либо бесперспективны, либо слабо изучены, либо сложнопостроенные, где невозможно обеспечить высокую эффективность. Дальнейшее вовлечение в изучение новых земель, как правило, сопряжено с общей глинизацией разреза, уменьшением числа нефтеперспективных пластов, усилением неструктурного фактора при формировании ловушек.
Переход к лицензированию по «лоскутному» сценарию привел к распаду системы сплошного геологического изучения, тематических (академических) обобщений и анализа всей суммы знаний, исчезновению из этой системы целого этапа (регионального изучения провинций). В результате не обеспечивается главное и очевидное условие эффективного ведения ГРР – переход от общего к частному – к локальному прогнозированию, как не обеспечивается другое фундаментальное условие – создание целостной картины геологического строения провинции, области, региона на основе полученных новых результатов на различных лицензионных участках разными недропользователями.
И какой сценарий событий возможен в дальнейшем?
Вопрос конечно риторический, но сценария развития два - "все будет хорошо" или "все будет плохо"
Я как раз говорю, что неоткрытых месторождений еще много. Указанное вами мнение лишь выгораживает людей, нежелающих работать. Я бы сказал, что это отговорка. Это как в сегодняшнем хоккее, говорят, что российская сборная состоит наполовину из заокеанских играков, дескать не сыгрались. А фины, они также приехали с Америки и имели такое же количество времени на подготовку. Играть или работать лучше надо , а не лепить отговорки, что истощилась земля российская!
Вот я об этом и говорю, что все большинство хороших месторождений уже вовлечено в разработку. То , что осталось, либо удалено и требует существенных вложений в инфраструктуру, либо запасы низкого какчества. Проели все, что наработано отцами, а сейчас уже открыть , что то приличное сил нет. Импотенция это называется. Желание есть, а не могут. ...
Подтосовка цифр об открытиях и обеспеченности запасами (20+ лет) уже носит массовый характер. Возьмите любую российскую нефтяную компанию и проанализируйте структуру их запасов, невовлечнных в разработку, особенно если не считать месторождения, открытые советскими геологами.. Большинство запасов может оказаться в категории нерентабельных и сложных. Их часто просто невыгодно разрабатывать! Кого вы пытаетесь обмануть???
Я уже приводил здесь цифры по приросту запасов в ХМНО за 2012 год, когда было открыто всего 6 месторождений с запасами по С1 в 2 мил.тон (на всех) http://www.crru.ru/gr.html Вы наверное не видели этот список. Вот он:
Дебиты от двух до 10 м3.сут. На уровне. Все из юры. Можете вы назвать это коммерческими открытиями? Флаг вам в руки - врите себе и дальше, что ваш коэфициент успешности 0.4
За 2013 в ХМНО открыто и того меньше – всего 4 новых месторождения. Их общие запасы по категории С1 составили 707 тыс .т. Нет слов комментировать...
За 2013 год только три месторождения были открыты за пределами Поволжья и Зап Сибири. Это просто позор для страны.
Заявления о том, что с поисками в стране все хорошо и обеспеченность запасами на 20+ лет вперед я бы классифицировал как вредительство своей же стране!
Не стоит спешить с такими громкими пассажами...
Эти данные я видел Они подтверждают справедливость нижеследующего.
Очевидно, что устойчивое развитие нефтяного комплекса в Западной Сибири в дальнейшем во многом зависит от состояния ресурсной базы. Поскольку расширение площадей изучения на первый взгляд не обещает открытия новых крупных месторождений, прироста значительных запасов, постольку остается признать необходимость целенаправленного поиска новых ловушек на больших глубинах, если есть основа для такого направления.
Отдельно стоит проблема обнаружения скоплений углеводородов в баженовской свите. Получение промышленных притоков нефти на Салымском, Правдинском, Западно-Сахалинском, Ай-Пимском, Маслиховском, Ульяновском и других месторождениях доказывает значимость этого пласта как одного из возможных резервов поддержания желаемого уровня добычи в ближайшем будущем. Однако во всех перечисленных случаях пока не ясна геометрия резервуара, как до конца не понятен генезис этого природного резервуара. Поэтому до сих пор нет методики локального прогнозирования этих объектов.
Ведение поисковых работ на юге Западной Сибири (на юге Тюменской области) показало несостоятельность правила структурного (антиклинального) размещения скважин, что указывает на необходимость смены стратегии и методических подходов в организации здесь нефтегазопоискового процесса (и не только здесь).
Эта смена должна заключаться, прежде всего, во внедрении в процесс ГРР принципа оценки перспективности, когда объект не может считаться бесперпеспективным до появления объективных и прямых доказательств его бесперспективности. Под объектом следует понимать не только антиклиналь, локальное поднятие или иную положительную структуру, но в первую очередь тектоническую единицу, способную контролировать скопление УВ. К таким объектам уже сейчас, отчасти, можно отнести залежи в баженовской свите, в доюрских образованиях, в клиноформах пластов группы АС и БС. Общим для них является приуроченность к динамически активным зонам в прошлом и в настоящем, к трансформным разломам, к узлам их пересечения с разломами иного направления и времени их заложения и развития. Косвенным подтверждением этого является пространственный контроль этих залежей температурными положительными аномалиями, пониженными значениями гравитационного поля (индикаторы зон разуплотнения) и повышенной магнитной напряженностью. Эти зоны должны являться предметом особо пристального внимания как тектонические объекты с особой историей тектонического развития, создавшей условия для образования и сохранения залежей нефти и газа вне головных частей положительных структур, до сих пор ускользавших от целенаправленного изучения геологами. Если сегодня объектом пристального внимания и всестороннего анализа является антиклиналь (локальное поднятие), то завтра (если не вчера) таким объектом должен стать разлом, контролирующий как конседиментационные условия образования первичных пород-коллекторов, так и постседиментационные процессы формирования вторичной емкости и нефтескопления и образующий совершенно иной по природе и морфологии локальный объект - тектонический блок.
В большинстве случаев стратегия и тактика геологического производства недропользователей не отличаются оригинальностью, и в общем случае происходит следующее: после приобретения очередного лицензионного участка и проведения минимального объема геофизических работ (в основном сейсмических-2Д или 3Д), иногда – дистанционных и геохимических (в соответствие с требованиями лицензионных соглашений) осуществляется бурение глубоких скважин по сугубо структурному (антиклинальному) принципу. Таким образом, судьба этого участка изначально предопределена: он стал заложником устоявшегося подхода, исключающего в принципе развитие «неструктурных» ловушек УВ.
В условиях, когда главенствующим в размещении скоплений УВ является тектонический контроль, схема необходимых и рациональных действий представляется следующей:
-создается единая тектоническая динамическая карта Западной Сибири, в основе которой должна быть заложена разломно-блоковая модель, а в качестве элементарной тектонической единицы должен выступать тектонический блок, с выделением блокообразующих разломов по степени активности во времени и пространстве;
- разрабатывается методика локального прогнозирования, на основе использования всего комплекса геолого-геофизической информации (сейсмической, высокоточной гравимагнитки, электроразведки, неотектоники, изучения современных тектонических движений, геохимической съемки, других методов дистанционного глубинного зондирования, данных глубокого бурения и т.п.). Эта методика должна быть настроена на определение координат прогнозной залежи, ее геометрии и углеводородного потенциала.
К вопросу...
Роснедра подвели итоги по приросту запасов и добыче углеводородного сырья за 2013 год
03 | 02 | 14 14:17
I. Изменение запасов углеводородного сырья
Ожидаемая добыча УВС за 2013 год: жидких углеводородов – 523 млн.т (нефть+ конденсат), свободного газа+газа газовых шапок – 630 млрд.м3.
Ожидаемые изменения запасов углеводородного сырья по промышленным категориям за счет проведенных геологоразведочных работ и переоценки, в целом по России должны составить:
УВС
Категория АВС1
Нефть (извлекаемые), млн.т
600
Газ свободный+газ газовых шапок, млрд.м3
1000
Конденсат (извлекаемые), млн.т
35
Нефть+конденсат (извлекаемые), млн.т
635
II. Открытия.
В 2013 году, за счет проведенных пользователями недр геологоразведочных работ, на территории Российской Федерации открыто 30 месторождений углеводородного сырья (нефтяных - 27, нефтегазоконденсатных - 2, газонефтяных -1), в том числе по:
1. Федеральным округам:
- Северо-Западный ФО - 2 нефтяных;
- Южный ФО – 1 нефтяное;
- Приволжский ФО - 16, из них нефтяных - 14, газонефтяных – 1, нефтегазоконденсатных - 1;
- Уральский ФО - 8, из них нефтяных - 7, нефтегазоконденсатных - 1;
- Сибирский ФО – 3 нефтяных.
2. Нефтегазоносным провинциям:
- Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция – 2 нефтяных;
- Северо-Кавказская нефтегазоносная провинция – 1 нефтяное;
- Волго-Уральская нефтегазоносная провинция – 16, из них нефтяных - 14, газонефтяных – 1, нефтегазоконденсатных - 1;
- Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция - 11, из них нефтяных - 10, нефтегазоконденсатных – 1.
3. Наиболее крупные по запасам нефти нефтесодержащие месторождения, открытые в 2013 году:
-Клинцовское (ООО «НК ГеоПромНефть»), суммарная оценка извлекаемых запасов нефти составляет 12,0 млн. т, расположенное в Саратовской области;
-Кирилкинское (ООО «ТНК-Уват»), суммарная оценка извлекаемых запасов нефти составляет 5,0 млн. т, расположенное на юге Тюменской области;
-Западно-Юильское (ОАО "Сургутнефтегаз"), суммарная оценка извлекаемых запасов нефти составляет 4,8 млн. т, расположенное в ХМАО.
4. Наиболее крупное по запасам газа, газосодержащее месторождение, открыто ООО "НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз" – Дороговское, суммарная оценка запасов газа которого составляет -16,5 млрд. м3, расположенное в ЯНАО.
III. Наиболее крупные приросты запасов промышленных категорий по разведываемым месторождениям.
по нефти:
- в Республике Коми: Восточно-Ламбейшорское (ООО «ЛУКОЙЛ-Коми») – 12,0 млн.т;
по свободному газу+ газу газовых шапок:
-в ЯНАО: по месторождениям ООО «НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз» Салмановское (Утреннее) - 74,3 млрд.м3, Северо-Ханчейское - 12,0 млрд.м3; Западно-Тамбейское (ОАО «Газпром») – 23,4 млрд.м3; Хадырьяхинское (ОАО «Сибнефтегаз») – 21,3 млрд.м3; Песцовое (ООО «Газпром добыча Надым») – 17,3 млрд.м3;
- в Иркутской области: им. Савостьянова (ОАО «НК «Роснефть») – 11,6 млрд.м3;
- в Красноярском крае: Горчинское (ООО «Тагульское») – 15,8 млрд.м3;
- в акватории Карского моря: Крузенштернское (ОАО «Газпром») – 384,6 млрд.м3;
- в акватории Каспийского моря: им. Ю.С. Кувыкина (ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть») – 31,3 млрд.м3
IV. Наиболее крупные приросты запасов промышленных категорий по подготавливаемым к промышленной разработке месторождениям.
по свободному газу+ газу газовых шапок:
- в Иркутской области: Ковыктинское (ОАО «Газпром») – 156,5 млрд.м3 (с учетом Южно-Ковыктинского и Хандинского участков недр)
V. Наиболее крупные приросты запасов промышленных категорий по разрабатываемым месторождениям.
по нефти:
- в Республике Башкортостан: Югомашевское (ОАО «Башнефть») – 10,4 млн.т;
- на юге Тюменской области: Усть-Тегусское (ООО «ТНК-Уват) -11 млн.т;
- в ХМАО: по Приобскому–61,9 млн.т (в том числе ОАО «НК «Роснефть» - 46,1 млн.т, ООО «Газпромнефть-Хантос» - 15,8 млн.т); Федоровское (ОАО «Сургутнефтегаз») – 15,9 млн.т; Малобалыкское (ОАО «НК «Роснефть») – 12,7 млн.т;
- в ЯНАО: Сугмутское (ООО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз") – 16,9 млн.т;
- в акватории Охотского моря: Одопту-море (Центральный+Южный купол) (Консорциум "Эксон Нефтегаз лтд") - 25,6 млн.т;
по свободному газу+ газу газовых шапок:
- в ЯНАО: Уренгойское (ОАО «Арктикгаз») – 78,9 млрд.м3, Юбилейное (ООО «Газпром добыча Надым») – 26,8 млрд.м3; Береговое (ОАО «Сибнефтегаз») – 12,1 млрд.м3, Западно-Таркосалинское (ООО «Газпром добыча Ноябрьск») -11,0 млрд.м3,
- в акватории Охотского моря: Одопту-море (Центральный+Южный купол) (Консорциум "Эксон Нефтегаз лтд") - 11,9 млрд.м3;
- в акватории Карского моря: Юрхаровское (ООО «НОВАТЭК-Юрхаров-нефтегаз») - 85,3 млрд.м3.
Невнимательность ... Если бы вы почитали тему, прежде чем писать, то увидели бы, что я уже давал ссылку на эту информацию на сайте роснедр. Цифры эти также уже обсуждались.
Или вы считаете , что люди вокруг вас просто глупые?
Вот это правильно. Согласен.
Какие глубины являются большими? Означает ли это , что нужно искать ниже Юры? Я так понял, что вы все сводите к поискам нефти в фундаменте?
Углеводороды распрастранены регионально в баженовской свите. Это нефтематеринская порода. Где бы вы не бурили – вы везде найдете углеводороды. Правда в одних случаях вертикальные скважины дают притоки, в других нет. В одних случаях нужно бурить горизонтальную скважину, в других проводить ГРП, а в третьих несмотря на нефть в керне, получить приток не получается. Я бы сказал, что это не геологическая проблема, а больше технологическая. Где и как добывать, если это вообще возможно. Другой вопрос в некоторых локальных зонах резервуар лучше, в других хуже. Вот здесь нужна геологическая помощь, выделение участков, которые подходят для пременения определенных технических методов, применяемых сегодня в нефтяной промышленности. А насчтет присутствия УВ в баженовке не надо беспокоиться – они там есть. Вопрос может идти о коэффициенте извлечения используя тот или иной метод для определенного качества резервуара.
Генезис то в общем то понятен. Как я сказал выше, задача стоит в выделении участков и секций разреза , где используя сегодняшние технологии, можно добывать нефть. Вот здесь нужны сначала опытные работы, что и начала делать Газпромнефть совместно с Шелом. Надеюсь они делают правильно. Время покажет. Но так как делает Сургутнефтегаз – так делать я бы не посоветовал. Посмотел я их презентацию и был очень удивлен низким качеством их анализа. И неудивительно – они и добывают нефть из баженовки в убыток себе! Есть тут одна русская пословица на эту тему, но не хочу обижать людей.
Нефть в баженовке есть и практически на большей части территории. Проблема здесь не найти классические месторождения – их нет – а выделить перспективные участки, где можно применить современные технологии.
Не согласен. Все крупные месторождения в Западной Сибири были открыты именно в антиклиналях. И это нормальная первая стадия разведки бассейна. Сейчас конечно надо искать все типы залежей, не отвергая и антиклинальных. Например на вашем лицензионном участке обнаружилась хорошая антиклиналь. Вы что бурить ее не будите ,если в вас другие идеи???
Нужен комплексный подход к любому участку, где надо рассматривать как антиклинали, так и клиноформы, так и склоновые тела и баженовку и если есть основания, то и доюрские резервуары. В компании должны быть не только сейсмики, но и региональные геологи и литологи и другие специалисты. Должны быть построены седиментационные модели , изучены фациальные условия как для формирования коллекторов, так и покрышек. Изучена тектоника и т.д. Не нужно революций, не надо отвергать общепринятые подходы, надо лишь правильно работать. На практике же (из моего опыта ) в РФ дальше анализа сейсмики как правило дело не идет. Скважина закладывается на основе простой сейсмической структурной интерпретации. В лучшем случае удосуживаются лишь сделать анализ сейсмических аттрибутов.
Так что мое мнение, не надо магических рамок и экзотических геофизичееских методов, бездумного разбуривания фундамента... Нужно хорошо знать свое ремесло и ответственно относиться к своей работе.
Expat пишет:
Невнимательность ... Если бы вы почитали тему, прежде чем писать, то увидели бы, что я уже давал ссылку на эту информацию на сайте роснедр. Цифры эти также уже обсуждались.
Или вы считаете , что люди вокруг вас просто глупые?
За невнимательность - прошу прощения. Но причем тут глупость?
И вообще, хочется посоветовать Вам оставить этот небрежно-хамовито-менторский тон. Кичиться опытом (даже перед студентом),- не самый лучший способ привлечь внимание. Кстати, очень любопытно познакомиться с Вашим ценным опытом (работа, статьи, монографии, патенты и т.п.) Может дадите интервью?
Теперь,- по замечаниям и вопросам.
."Какие глубины являются большими? Означает ли это , что нужно искать ниже Юры? Я так понял, что вы все сводите к поискам нефти в фундаменте?"
В каждом регионы есть свои большие глубины.
Но вот что, в частности, отмечено по этому поводу в Резолюции по итогам 1-х Кудрявцевских Чтений:
"2. В условиях, когда во всем мире в большом количестве открываются крупные и гигантские месторождения нефти и газа в пределах разновозрастных ОБ Земли значительно ниже главной фазы нефтеобразования (1,5-3,5 км) на глубинах, «запрещенных» органической «теорией» происхождения нефти (8-10 км и более), а доля разведанных запасов нефти и газа в кристаллическом фундаменте ОБ, который в рамках органической гипотезы выведен за границы перспектив нефтегазоносности, достигла 15% , стратегия поисков и планирование геологоразведочных работ, определяемые академическими и научно-исследовательскими институтами, а теперь и научно-техническими центрами нефтяных компаний под идейным руководством и на основе положений органической теории происхождения нефти, вошли в критически опасное для развития нефтяной отрасли страны противоречие."
Конечно же, надо искать ниже юры. И уже идет разработка доюрских объектов (Рогожниковское и др).
Более того, фундамент следует признать регионально нефтегазоперспективным комплексом.
"Углеводороды распрастранены регионально в баженовской свите. Это нефтематеринская порода. Где бы вы не бурили – вы везде найдете углеводороды. Правда в одних случаях вертикальные скважины дают притоки, в других нет. В одних случаях нужно бурить горизонтальную скважину, в других проводить ГРП, а в третьих несмотря на нефть в керне, получить приток не получается. Я бы сказал, что это не геологическая проблема, а больше технологическая. Где и как добывать, если это вообще возможно. Другой вопрос в некоторых локальных зонах резервуар лучше, в других хуже. Вот здесь нужна геологическая помощь, выделение участков, которые подходят для пременения определенных технических методов, применяемых сегодня в нефтяной промышленности. А насчтет присутствия УВ в баженовке не надо беспокоиться – они там есть. Вопрос может идти о коэффициенте извлечения используя тот или иной метод для определенного качества резервуара."
Сплошные противоречия: в первую очередь - это геологическая проблема: нужен надежный способ локального прогноза, а уж потом - оптимальная технология извлечения нефти.
"Генезис то в общем то понятен. Как я сказал выше, задача стоит в выделении участков и секций разреза , где используя сегодняшние технологии, можно добывать нефть. Вот здесь нужны сначала опытные работы, что и начала делать Газпромнефть совместно с Шелом. Надеюсь они делают правильно. Время покажет. Но так как делает Сургутнефтегаз – так делать я бы не посоветовал. Посмотел я их презентацию и был очень удивлен низким качеством их анализа. И неудивительно – они и добывают нефть из баженовки в убыток себе! Есть тут одна русская пословица на эту тему, но не хочу обижать людей.
Нефть в баженовке есть и практически на большей части территории. Проблема здесь не найти классические месторождения – их нет – а выделить перспективные участки, где можно применить современные технологии."
Генезис не вполне понятен, и это главная причина низкой эффективности освоения бажена (зачем тогда нужны опытные работы?)."Сургутнефтегаз" дает информацию весьма дозированно, поэтому у Вас исложилось такое впечатление. На самом деле, у них есть чему поучиться..
ФРАЗА "Проблема здесь не найти классические месторождения – их нет – а выделить перспективные участки, где можно применить современные технологии." -ПЕРЛ! Как можно выделять перспективные участки, не проведя их поиск?
"Не согласен. Все крупные месторождения в Западной Сибири были открыты именно в антиклиналях. И это нормальная первая стадия разведки бассейна. Сейчас конечно надо искать все типы залежей, не отвергая и антиклинальных. Например на вашем лицензионном участке обнаружилась хорошая антиклиналь. Вы что бурить ее не будите ,если в вас другие идеи???
Нужен комплексный подход к любому участку, где надо рассматривать как антиклинали, так и клиноформы, так и склоновые тела и баженовку и если есть основания, то и доюрские резервуары. В компании должны быть не только сейсмики, но и региональные геологи и литологи и другие специалисты. Должны быть построены седиментационные модели , изучены фациальные условия как для формирования коллекторов, так и покрышек. Изучена тектоника и т.д. Не нужно революций, не надо отвергать общепринятые подходы, надо лишь правильно работать. На практике же (из моего опыта ) в РФ дальше анализа сейсмики как правило дело не идет. Скважина закладывается на основе простой сейсмической структурной интерпретации. В лучшем случае удосуживаются лишь сделать анализ сейсмических аттрибутов.
Так что мое мнение, не надо магических рамок и экзотических геофизичееских методов, бездумного разбуривания фундамента... Нужно хорошо знать свое ремесло и ответственно относиться к своей работе."
Покажите, где остались антиклинали (кроме шельфа, В.Сибири)?
И исли я обнаружу антиклиналь, я много подумаю о целесообразности бурения там, тем более, если на соседней уже получена вода.
Комплексный подход нужен, но какой?
А революции нужны, иначе не вылезишь из колеи, будешь жевать азбучные истины, да еще учить других: "Нужно хорошо знать свое ремесло и ответственно относиться к своей работе."
В школьном классе что ли?
Нельзя одно скважиной открыть дцать мдрдов запасов именно категории С1. С1 считается по площади радиуса дренирования вокруг пробуренной скважины умноженному на геологические коэфициенты и свойства нефти в соотвествии с общеизвестной формулой. Решая же обратную задачу из величны запасов мы можем понять их качество. Судя по цифрам оно невысокое - толщины менее 10 м.
Само же месторождение в сумме С1+С2 может быть и большим, хоть 100 млн.
Печально, но надо предлагать что-то.
Такие общеизвестные месторождения как Самотлорское, Федоровское, Западно - и Восточно-Сургутское, Лянторское, Красноленинское и др. контролируются положительными структурами древнего заложения и длительного унаследованного тектонического развития, и надо признать, что по большому счету подобные условия практически исчерпаны с точки зрения изучения их нефтегазоносности. При этом, признается, что роль разломной тектоники здесь ничтожна. Вместе с тем, на востоке региона установлен субрегиональный сдвиг, проходящий по присводовой зоне Александро-Бахиловской гряды. Положение сдвига на локальных структурах, наличие поперечных нарушений контролируют этаж нефтегазоносности в комплексе с различными факторами (обстановками осадконакопления и т.д.). Присутствие сдвиговых дислокаций способствовало формированию этажа нефтегазоносности на Верхнеколикъеганском (64 пласта) и Бахиловском (25 пластов) месторождениях и объясняет наличие высокопродуктивных объектов(2). С возрожденными активными тектоническими системами - рифтами связаны нефтегазоносные зоны и в других регионах: в Припятско-Днепровском, Печоро-Колвинском, Варандей-Адзъвинском авлакогенах. Считается, что в формировании известных здесь зон нефтегазонакопления ведущая роль принадлежала вертикальной миграции углеводородов по активным, периодически возрождавшимся разломам. Большинство месторождений являются многопластовыми и характеризуются большим этажом нефтегазоносности, например, Харьягинское (Тимано-Печорский бассейн) - 35 залежей в интервале от девона до триаса, Яблуновское (Днепрово-Донецкая впадина) - 8 залежей. В пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции такие крупнейшие месторождения, как Шкаповское и Арланское, а также большая группа более мелких месторождений Большекинельского и Байтуганского валов Большекинельской впадины содержат залежи в палеозойском чехле, однако располагаются над рифейскими погребенными авлакогенами - Серноводско-Абдуллинским и Камско-Бельским (Г.Е.Рябухин, Г.А.Байбакова .ФОРМИРОВАНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНОВ В СВЯЗИ С РИФТОГЕНЕЗОМ. «Геология нефти и газа» №5/1994). Многопластовость месторождений и их приуроченность к разломам следует объяснять не столько вертикальной миграцией, а прежде всего катагенетическими процессами, связанными с дилатансией околоразломных пород и релаксацией динамически активных приразломных зон в условиях вторичного минералообразования. В этой ситуации напрашивается вывод, что главными направлениями ГРР на нефть и газ в Западной Сибири становятся поиск скоплений УВ в динамически активных зонах: - на больших глубинах (свыше 3 км) в тектонических образованиях, находящихся в определенной пространственно- временной связи с уже открытыми месторождениями; - в пределах отрицательных структур, ассоциированных с рифтогенными тектоническими элементами самого молодого возраста (последнего этапа тектонической активизации). Динамически активные зоны - это тектонические образования, представляющий поисковый интерес благодаря своей истории геологического развития: в период активизации тектонических движений происходит вовлечение (всасывание) углеводородов в зоны разуплотнений (пьезоминимумов - природных вакуумных образований) и дальнейшее распределение вдоль этих зон с образованием ловушек неантиклинального ряда различного генезиса и морфологии.
Вы правы. В сложных месторождениях запасы С1 как правило консервативны и рисуются кружком вокруг скважины.
Но открытые месторождения, указанные в ссылке, просто хилые. Нет не 100 миллионов по С1+С2! Только пять с половиной миллионов С2 забукировано по этим четырем месторождениям. Я взял конечно же цифру поменьше (только С1), но даже если взять С1+С2 (как делает Роснедра например), то все равно цифра очень мала. А если к этому добавть, что почти все запасы сидят в одном Западно-Июльском месторождении (4.8 мил из 6.2 по С1+С2), то остальныее месторождения могут рассматриваться вообще как приписки для статистики.
Про большие глубины мы уже обсуждаем в другой теме.
По разломам я с вами соглашусь. Здесь большой потенциал , даже в ЗС. Однако разломы в ЗС не приветствуются. Вообще в России часто в геологии все решается не по смыслу , а по понятиям. Да и структурная геология в загоне.
Например, я когда работал в РФ, я думал,что я крут в структурной геологии. Когда же на западе мне пришлось снова сесть за учебники и пройти университетский курс по этой и другим специальностям, я понял, как мало я знал. Выделение и обоснование приразломных ловушек довольно сложная задача в действительности.
Времена меняются. И одна структурная геология не вытянет. Нужны геотектоника, тектонофизика, флюидогеодинамика. Приразломные ловушки досконально изучены в Припятском прогибе. Теперь дело за тектонозависимыми, подчиненными зонам динамического влияния разломов.
Я думаю, дело не за тект..., а за тем, чтобы открыть в этом Припятском прогибе на основании ваших детальных изучений хотя бы пару-тройку приличных нефтяных месторождений. Досканально вы изучили, деньги потратили, а где результат? Что, Припятский прогиб стал лидирующим нефтяным бассейном? И вы хотите перенести ваш опыт изучения в другие регионы? Зачем?
Пара-тройка уже открыты, но пока лишь в Северной структурной зоне (1/3 территории). В основном, тектонически экранированные. Остальная часть страдает теми же болезнями, что и уже достаточно изученные земли России (в т.ч., З.Сибирь),
Когда открыты эти месторождения? Сколько они добывают и каковы запасы (если не секрет, а то шпионы не дремлят) и окупились ли затраты на их открытие?
Страницы