Прогноз структуры возможных открытий газовых месторождений осадочных бассейнов Российской Федерации

ПРОГНОЗ СТРУКТУРЫ ВОЗМОЖНЫХ ОТКРЫТИЙ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНОВ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Е.Д. Ковалёва

В практике инновационного планирования при освоении нефтяных ресурсов крупномасштабных нефтегазовых объектов (нефтегазоносных объектов, слабоизученных тектоно-седиментационных объектов, перспективных нефтегазоносных комплексов) потенциального инвестора (недропользователя) интересуют объем ресурсов и запасов углеводородного сырья и их распределение по крупности. Решение этих вопросов является основой для последующих инвестиционных мероприятий.

В настоящее время наиболее изучена структура углеводородного (УВ) потенциала нефтегазовых бассейнов Северо-Американского континента. Здесь выявлены и разведаны более 22 тыс. газовых (82 % от общего количества в мире) и более 32 тыс. нефтяных (78 %) месторождений. Из этой выборки более 99 % газовых и 97 % нефтяных месторождений относятся к категории малых. Отметим, что эти месторождения обеспечивают около 60 % добычи газа Северной Америки. Для сравнения -в странах СНГ 82 % месторождений газа относятся к разряду малых, однако они обеспечивают лишь около 1,5 % добычи газа. Это обусловлено более длительным и интенсивным развитием нефтегазодобывающей промышленности США.

На рис. 1 представлена динамика распределения запасов газа по классам крупности месторождений США в течение 40 лет. Как видно, на начальной стадии (1943 г.) распределение месторождений по крупности имеет симметричный квазибимодальный характер. В последующем распределение приобретает одномодальный характер с увеличивающейся (во времени) левой асимметрией (в сторону уменьшения запасов открываемых месторождений). Как видно на рис. 1, между 1963 и 1984 гг. открывались преимущественно малые месторождения газа (по классификации США). По классификации Российской Федерации, малые месторождения в количественном отношении преобладали в США уже в 1940-х годах.

В значительной мере выявленные различия в объемах утилизации ресурсов «малого» газа обусловлены близостью североамериканских производителей и потребителей газа при наличии развитой системы газораспределения и пакетов фискально-нормативных актов (льготного характера) федерального и регионального уровней, способствующих вовлечению в топливно-энергетический оборот небольших скоплений УВ, низкодебитных скважин и т.п. Это делает рентабельным использование широкого спектра геотехнологий, обеспеченного инновационной деятельностью многочисленных консалтингово-сервисных компаний.

Наличие таких компаний в сочетании с многочисленными независимыми производителями газа является критерием наличия либерального рынка. Структура такого рынка характеризуется использованием ресурсов малых месторождений газа - основного объекта деятельности небольших, в том числе юниорских (поисковых) компаний. В предстоящей либерализации газового рынка РФ помимо федеральных институтов будет активно участвовать и ОАО «Г азпром», в том числе за счет формирования с небольшими компаниями разномасштабных и разноцелевых альянсов. Очевидно, что бизнес-планы таких альянсов должны разрабатываться с учетом минимизации возможных рисков.

По мере освоения УВ-потенциала происходит постоянное увеличение изученности, уменьшение масштабов исследований, т.е. ослабление неопределенности параметров геолого-информацион-ного пространства. Параллельно с этим по мере освоения УВ-потенциала происходит изменение фонда выявленных месторождений (по крупности), что подтверждается динамикой изменения распределения запасов США (см. рис. 1).

Концептуальная схема динамики открытий в пределах нефтегазоносных территорий представлена на рис. 2. Модель динамики характеризуется левой «миграцией» экстремумов (в сторону уменьшения) открываемых запасов, в результате чего логнормальное распределение трансформируется в распределение Парето фрактального типа. Это сопровождается уменьшением средних (модальных) величин запасов месторождения. По мере опоискования распределение приближается к фрактальной кривой. Пространство между «фрактальной кривой» и выявленным распределением указывает на возможность открытий в данном классе месторождений.

1943 г.

Класс месторождений

%

1963 г.

16-

14

12-

10

8-

6

4-

2-

РФ.

11Шш&

10 11 12 13

14 15 16

Класс месторождений

%

0

% 14-

12108642-

1984 г.

США

Шли

О-!*---------------------------------------------------------------------------------------1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-г

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Класс месторождений

Запасы

Рис. 1. США. Динамика распределения запасов газа

Рис. 2. Динамика распределения месторождений по крупности

Приведенная информация указывает на то, что на заключительных этапах освоения нефтегазоносных территорий открываются в основном малые месторождения.

Динамика распределения вероятности открываемых месторождений в процессе поискового цикла в большинстве случаев характеризуется резким левосторонним (в сторону уменьшения) смещением запасов открываемых месторождений на границе его первой и второй третей периода (жизненного цикла) освоения территорий (рис. 3). Распределения открываемых месторождений во второй и последней третях близки к ожидаемому прогнозу. Таким образом, в данном варианте ожидается оценка вероятности открытия месторождений значительно ниже фактической. Это подтверждается мониторингом оценок НСР и запасов УВ большинства крупных газовых объектов, запасы которых имеют тенденцию к постоянному увеличению. В частности, за последние двадцать лет запасы газа Иркутской области увеличились более чем на порядок.

На 01.01.1983 г. запасы газа в Иркутской области составили 199 млрд м3. В настоящее время лишь запасы Ковыктинского ГКМ достигают 2 трлн м3. В предстоящий период в пределах наиболее разведанных нефтегазоносных бассейнов (НГБ) ожидается резкое увеличение доли малых месторождений в течение второй трети поискового цикла.

Отметим, что в пределах древних НГБ это будет достигнуто раньше. Для НГБ со стабильной (кратогенной) тектоносферой доля пяти крупнейших месторождений в структуре запасов не превышает 30-40 %, в то время как в пределах НГБ молодых платформ, современных пассивных окраин эта доля достигает 80-85 % (Ю.Б. Силантьев, 2002). Последнее указывает на возможность априорной (допоисковой) оценки доли и значимости данных скоплений в ожидаемой структуре месторождений (по крупности). В табл. 1 и 2 приведена структура начальных суммарных ресурсов газа нео-комского комплекса Западно-Сибирского мегабассейна и позднекриптозойско-раннепалеозойской толщи отложений Восточно-Сибирского мегакратона.

Рис. 3. Изменение распределения вероятности открываемых месторождений:

1 - ожидаемый прогноз; 2 - первая треть поискового цикла; 3 - вторая треть поискового цикла; 4 - последняя треть поискового цикла

Таблица 1

Западно-Сибирский мегабассейн (неокомский комплекс). Распределение НСР газа по месторождениям различной крупности

№ класса Ресурсы месторождения, млрд м3 Количество месторождений Суммарные ресурсы, млрд м3

1 3000-1000 2 3213

2 1000-300 4 2599

3 300-100 16 2341

4 100-30 47 2491

5 30-10 151 1 2550

6 10-3 487 о. § 2547

7 3-1 1511 5 | 2544

8 1 -0,3 4777 Е 0 2543

9 0,3-0,1 15104 * 2543

итого 22090 23371

Таблица 2

Восточно-Сибирский мегакратон. Распределение НСР газа по месторождениям различной крупности

№ класса Ресурсы месторождения, млрд м3 Количество месторождений Суммарные ресурсы, млрд м3

1 2 3 4

1 3000-1000 1 1450

2 1000-300 4 2057

3 300-100 17 2840

4 100-30 61 3184

5 30-10 235 3895

Окончание табл. 2

1 2 3 4

6 10-3 889 Ц 4653

7 3-1 3372 о. £ 5582

8 1-0,3 12795 Л о 6698

9 0,3-0,1 31252 Е 0 7813

итого 48626 е 38172

Как видно из данных таблиц, доля малых месторождений в фонде ожидаемых открытий в пределах Западно-Сибирской (постгерцинской) платформы превышает 99 %.

Сопоставление данных таблиц указывает на почти двукратное преобладание крупных и средних месторождений в неокоме Западной Сибири (0,3 %) по сравнению с преимущественно докембрий-скими толщами Восточной Сибири (0,17 %). Данные месторождения концентрируют 46 % НСР в неокоме Западной Сибири и 25 % - в Восточной Сибири.

Более 70 % НСР газа Восточно-Сибирского мегакратона связаны с малыми месторождениями; фонд крупных и средних месторождений газа здесь в значительной мере опоискован. Это означает, что в ближайшие годы перспективы освоения УВ-потенциала большей части субъектов ВосточноСибирского региона связаны преимущественно со средними и крупными месторождениями газа. Значительная часть малых субэкономических месторождений будет длительное время формировать неоткрытую часть ресурсов газа.

Следовательно, для таких объектов, аналогичных им территорий и в первую очередь «зрелых» (в поисковом аспекте) НГБ необходима разработка новой философии освоения УВ-потенциала, особенностью которой является максимальная (удельная) информационная обеспеченность освоения единицы ресурсов. Прежде всего, повышение уровня информационной обеспеченности должно происходить за счет компьютерных технологий оптимизации информационного пространства.

Предложенные варианты распределения модели динамики структуры открытий и результаты геолого-имитационного моделирования являются частью бассейнового моделирования, необходимого для долгосрочного планирования инвестиций, в том числе и планирования эффективности геолого-разведочных работ.