Новые подходы к организации и проведению регионально-поисковых работ в нефтегазоносных провинциях традиционной добычи

Несмотря на активные действия государства в сфере восстановление фактически разрушенной в 90-х годах эффективной системы поиска углеводородов, качественного и количественного улучшения ресурсной базы не происходит. В настоящее время основные силы частных и государственных добывающих компаний нацелены на решение двух задач: в регионах традиционной нефтегазодобычи – освоение остаточных ресурсов известных нефтегазоносных комплексов (разведка мелких залежей и освоение нетрадиционных ресурсов). В труднодоступных регионах Арктики и Дальнего востока – освоение ресурсного потенциала новых нефтегазоносных и перспективных провинций. Отсутствие крупных открытий вблизи существующей нефтегазовой инфраструктуры ставит российские нефтегазовые компании перед выбором: перенести работу в неизведанные районы, что неизбежно приведет к росту себестоимости поиска и извлечения ресурсов, или продолжить исследование регионов традиционной добычи углеводородов, направив свои усилия на освоение остаточных ресурсов, разрабатываемых нефтегазоносных комплексов (на небольших глубинах), либо осваивать ресурсы глубоких (свыше 5 км) недостаточно изученных горизонтов осадочного чехла (см. рис.1,2).

В России в настоящее время поиски месторождений на больших глубинах (более 5 км) практически не ведутся, несмотря на значительный ресурсный потенциал (около180 млрд тонн н.э.) старых нефтегазоносных провинций и большую мощность (более 10 км) неизученной глубокой части разреза их осадочного чехла (см. «Карта мощности неизученной глубокой части разреза осадочного чехла…» и «Остаточные потенциальные ресурсы…»).

Карта мощности неизученной глубокой части разреза осадочного чехла нефтегазоносных провинций России и смежных стран

Объяснения этому феномену имеют как объективный, так и субъективный характер. Объективные причины – это большие финансовые затраты, которые требуются на поиски месторождений на больших глубинах – более 5 км. Затраты на поиски и освоение месторождений глубокого залегания могут быть оправданы лишь при открытии уникальных по запасам месторождений: при современных ценах на углеводороды экономически рентабельными будут ловушки на глубинах свыше 7 км, способные аккумулировать скопления сырья с извлекаемыми запасами свыше 200 млн тонн н.э., при дебите скважин более 1 тыс. тонн в сутки.

Субъективные причины – это широко распространенное ложное представление о бесперспективности поисков месторождений УВ (особенно нефти, прим. ред.) на глубинах свыше 6–7 км из-за высоких температур. Эти представления в настоящее время опровергнуты мировой практикой: крупные и гигантские по запасам месторождения нефти обнаружены и успешно осваиваются на шельфе Бразилии и в Мексиканском заливе. Эта практика показала, что в пределах солеродных бассейнов подсолевой осадочный разрез, представленный глубоководными отложениям, характеризуется аномально низкими градиентами температур (1,1–1,4º, прим. ред.).

Таким образом, имеются все основания полагать, что освоение ресурсов глубоких горизонтов осадочного чехла будет способствовать решению проблемы возобновления минерально-сырьевой базы Российской Федерации, особенно в регионах традиционной нефтедобычи. Однако именно здесь из года в год качество предлагаемых к лицензированию участков для геологических исследований ухудшается, а поисковые риски растут. В связи с этим большинство лотов остаются невостребованными или разбираются в спекулятивных целях, что приводит к длительному простою в изучении недр и выводу их из поискового оборота.

Эффективным механизмом стимулирования недропользователей на освоение глубоких горизонтов в старых нефтегазоносных провинциях могло бы явиться обоснованное отнесение этих труднодоступных ресурсов к категории ТРИЗ, что позволит распространить на них особый порядок недропользования и налогообложения. Одновременно это могло бы способствовать созданию специальных полигонов для разработки методик поиска месторождений в глубокопогруженных горизонтах осадочного чехла старых и зрелых нефтегазоносных провинций и совершенствованию технологий разведки и разработки последних.

Остаточные потенциальные ресурсы

После отмены налога на воспроизводство минерально-сырьевой базы государство практически ушло из поисково-разведочного этапа работ, переложив все бремя будущих расходов на недропользователей. Последних условно можно разделить на три категории.

Первая категория – это вертикально интегрированные нефтегазовые компании (ВИНК), заинтересованные в поддержании своей нефтедобычи и, как правило, ведущие поиски в радиусе своей производственной инфраструктуры.

Вторая – независимые игроки, действующие по принципу «занять "свободные" участки недр». К этой категории в основном относятся юниорские нефтегазовые компании (ЮНК), создаваемые бывшими менеджерами ВИНК или представителями финансово-промышленных групп, для которых венчурные инвестиции в нефтепоисковые работы являются лишь временным (спекулятивным) вложением, а также мелкие и средние нефтегазодобывающие предприятия.

Строение подсолевого комплекса Астраханского свода

Третья категория – это сервисные компании и научные учреждения геолого-геофизического профиля, выполняющие договорные работы по госзаказу, на бюджетные средства агентства Роснедра МПРЭ, предназначенные исключительно на региональные исследования, чаще всего в недостаточных объемах.

При этом возможности второй и третьей категорий недропользователей в сфере поисково-разведочных работ сильно ограничены действующим законодательством, требующим выплаты разового платежа за открытие месторождения. Проблему не решает даже предложенная им отсрочка на пять лет, так как в случае обнаружения больших запасов разовый платеж может быть соизмерим, а иногда и превышать совокупные затраты на поисковые работы за этот срок.

Даже если этим недропользователям (ЮНК и сервисные компании геолого-геофизического профиля) удается заплатить разовый платеж для сохранения лицензии, их ожидает другая проблема — ограниченные проектные сроки ввода нового месторождения в разработку, что требует куда более крупных затрат, чем средства на ГРР. Не исправил эту ситуацию и утвержденный Минприроды заявительный принцип получения лицензии на геологическое изучение с учетом принятого следом порядка рассмотрения этих заявок. В итоге государство, выдавая свидетельство об открытии месторождения в рамках лицензии на изучение, признает получение прибавочной стоимости недр за счет средств независимого инвестора. В то же время самой компании это не приносит выгоды, так как по закону «О недрах» они остаются государственной собственностью. При этом в рамках пятилетней лицензии любая коммерческая деятельность запрещена.

Сложившуюся проблему восполнения ресурсов и запасов в старых и зрелых нефтегазоносных провинциях можно решить только совместными усилиями всех трех категорий заинтересованных недропользователей. При этом на поисковом этапе организационной формой объединения этих усилий могут быть две модели организации геологоразведочных работ: (а) для нефтегазоперспективных и слабоизученных провинций – модель нонэкслюзивной съемки; б) для провинций традиционной нефте- и газодобычи, чьи земли в подавляющем большинстве находятся в распределенном фонде недр, – модель мультиклиентского поиска. В рамках последней модели сервисные геофизические компании, научные бюджетные учреждения и финансовые инвесторы получили бы единую платформу для совместной работы по оценке и разведке глубоких горизонтов осадочного чехла старых и зрелых нефтегазоносных провинций. Этот новый подход призван нивелировать ряд негативных факторов, присущих регионам традиционной добычи:

  • ограниченность возможности поиска крупных, гигантских и уникальных месторождений в глубоких горизонтах (а только такие запасы рентабельны) из-за, как правило, меньших площадных размеров конкретных лицензионных блоков;
  • отсутствие необходимых детальных геолого-геофизических данных о строении глубоких горизонтов осадочного чехла на землях нераспределенного фонда и значительное количество выведенных из поиска спекулятивных лицензий.

При этом мультиклиентский поиск станет связующим звеном между региональным (финансируемым за счет бюджета Роснедр) и поисково-оценочным (финансируемым владельцами лицензий) этапами изучения недр.

Стартовыми объектами изучения и оценки глубоких горизонтов могли бы быть отдельные зоны нефтегазонакопления Прикаспийской провинции, например, такие как Астраханская зона нефтегазонакопления, которая расположена в пределах одной из наиболее продуктивных областей – Астраханско-Тенгизской нефтегазоносной области.

В глубоких горизонтах подсолевого комплекса этой зоны по результатам предшествующих работ было выявлено шесть крупных нефтегазолокализующих объектов, залегающих в интервале глубин 5–8 км, суммарные прогнозные ресурсы которых могут достигать нескольких млрд тонн н.э. Сейчас оценка их ресурсов, а тем более запасов, невозможна по нескольким причинам. Во-первых, бóльшая часть перспективных земель находится в распределенном фонде недр. Во-вторых, размеры всех выделенных глубоких объектов значительно превышают размеры лицензионных блоков и оставшихся нераспределенных участков. А значит, провести дополнительные сейсмические исследования, достаточные для оконтуривания и подготовки к поисковому бурению нефтегазопоисковых объектов, и выполнить обоснованную оценку их ресурсного потенциала по категории С3 ни государство, ни недропользователи, ни независимые инвесторы в рамках действующего порядка пользования недрами самостоятельно не могут (см. рис.3).

По распоряжению президента РАН академика В.Е.Фортова было создано АО «ГИНРАН ГЕОТЕК Евразия» с задачей научного сопровождения международного проекта «Евразия», инициированного президентами Казахстана и России с целью организации геолого-геофизических исследований по освоению ресурсов глубоких недр Каспийского региона (в первую очередь Прикаспийской нефтегазоносной провинции), включая бурение сверхглубокой скважины Каспий-1 глубиной 15 км.

В 2019 году АО «ГИНРАН ГЕОТЕК Евразия» и «ГЕОТЕК сейсморазведка» в инициативном порядке разработали геологическое и технико-экономическое обоснование проекта «Астраханский свод». Цель этого проекта – оценка ресурсного потенциала глубоких горизонтов подсолевого разреза Астраханской зоны нефтегазонакопления. В геологическом задании проекта предусматривается проведение комплексных сейсморазведочных работ по самой современной методике, позволяющей осуществить опоискование всей осадочной подсолевой толщи вплоть до кристаллического фундамента. Геологическая часть проекта прошла согласование с геологическими службами ключевых недропользователей, а также получила одобрение экспертов ФГБУ «Росгеолэкспертиза». В настоящее время ведется работа по реализации этого проекта на основе частно-государственного партнерства.

Астраханской зоне нефтегазонакопления в рельефе кровли подсолевых отложений соответствует Юстинско-Астраханский выступ – одно из крупнейших подсолевых поднятий, выявленное в границах Прикаспийской солянокупольной области. Выступ имеет форму равнобедренного треугольника общей площадью около 18 тыс. км2 (300х120 км). На большей части этой площади (около 10 тыс. км2) соленосные отложения залегают непосредственно на визейско-башкирских карбонатных отложениях среднего карбона, из которых порядка 5 тыс. км2 – это Астраханский свод, ограниченный изогипсой 4,2 км, он же – одноименное уникальное газоконденсатное месторождение. К северо-западу от Юстинско-Астраханского выступа располагается Сарпинский прогиб, к северо-востоку – Заволжский прогиб, на юге расположен кряж Карпинского. От кряжа Юстинско-Астраханский выступ отделяется системой надвигов и флексур Каракульско-Смушковской зоны дислокаций (см. рис4.).

Расположенный в пределах Астраханской зоны нефтегазонакопления Астраханский карбонатный массив является объектом нефтепоисковых работ более 30 лет. В первое десятилетие здесь основным объектом поисков были башкирские отложения среднего карбона, залегающие на глубинах от 4 до 5 км. Эти работы завершились открытием гигантского газоконденсатного месторождения, площадь которого по замкнутой изогипсе минус 4,2 км составляет порядка 5 тыс. км2, приуроченного к кровле Астраханского карбонатного массива (ядро Астраханско-Юстинского выступа, прим. ред.), сложенного карбонатным комплексом девонско-башкирского возраста. Начиная с середины 90-х годов в поиски были включены более глубокие горизонты Астраханского карбонатного массива – его девонские отложения. Их изучение было начато с бурения глубоких параметрических скважин. К настоящему времени в пределах Астраханского карбонатного массива пробурено восемь параметрических скважин. Новые работы пока не привели к крупным открытиям. Однако они показали, что на глубинах свыше 5 км существует изолированный нижний структурный этаж, сложенный терригенно-карбонатной толщей девонских отложений, способных сохранить крупные залежи нефти и газа без сероводорода (см. рис.4).

В 2009–2011 годах сотрудниками сектора осадочных бассейнов ИПНГ РАН И.С. Гутманом, Е.А. Дьячковой и А.С. Марфуниным была выполнена геолого-экономическая оценка прогнозных ресурсов глубоких горизонтов Астраханской зоны нефтегазонакопления и ее окрестностей. В итоге было установлено, что в недрах Астраханской зоны нефтегазонакопления могло быть аккумулировано до 10 млрд тонн условного топлива, а неразведанные ресурсы составляют порядка 4,51 млрд тонн н.э., в том числе и нефти. Важно отметить, что по прогнозам бóльшая часть этих ресурсов не содержит существенной доли сероводорода. К их числу относятся прогнозные ресурсы франско-турнейского карбонатного и нижне-среднедевонского карбонатно-терригенного комплексов Астраханского карбонатного массива, а также ресурсы нижнепермских терригенных отложений подводного конуса выноса, примыкающего к ее северному склону (см. рис.5). Первые сосредоточены в нескольких крупных ловушках, как седиментационной (рифогенные внутрибассейновые платформы и подводные конуса выноса, прим. ред.), а также тектонической (структурно экранированные, антиклинальные) природы.

Проектом предусмотрена отработка новой сети рекогносцировочных сейсмических профилей МОГТ 3D по самой современной методике (полноазимутальное профилирование с Xmas = 8 км), что позволит получить скоростную модель (и глубинные динамические разрезы) всей подсолевой толщи вплоть до кристаллического фундамента, а также выполнить глубинную миграцию временных кубов ранее выполненных съемок 3D и региональных профилей по новой скоростной модели (см. рис.6).

Схема отработки новых полноазимутльных профилей МОГТ 3D совместно с существующими 3D-съемками

Проект может быть реализован за четыре года, включая выполнение полевых работ, обработку и комплексную интерпретацию всех данных, на принципах инвестиционного товарищества недропользователей (ИТН).

Предлагаемый проект обеспечит снижение риска каждого недропользователя при освоении ресурсов глубоких горизонтов на его лицензионном участке за счет:

  • получения синергетического эффекта от объединения интеллектуальных знаний и опыта участников проекта, а также материалов и информации, уже имеющихся у недропользователей в отношении их участков;
  • снижения стоимости работ от разделения затрат и привлечения единого подрядчика;
  • накопления опыта коллективного освоения сложнопостроенных перспективных территорий.
Этот пилотный проект позволит создать новый продукт, давно востребованный на рынке инвестиционного кредитования в ресурсно-энергетическую отрасль.
скачать pdf
Читайте также :