Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Изученность региона 12
1.1. Геологическая изученность 12
1.2. Изученность геофизическими методами
1.2.1. Магниторазведка 13
1.2.2. Гравиразведка 15
1.2.3. Электроразведка 18
1.2.4. Сейсморазведка 21
1.3. Работы, проводимые ООО « Газпром добыча Оренбург» 26
Глава 2. Геологическое строение и нефтегазоносность зоны сочленения Соль-Илецкого свода, Предуральского прогиба и Прикаспийской впадины 29
2.1. Краткая литолого-стратиграфическая характеристика 29
2.2. Характеристика тектонического строения 57
2.3. Закономерности размещения залежей нефти и газа 73
2.4. Нефтегазоносиосные комплексы палеозойских отложений Соль-Илецкого свода, Предуральского прогиба и Прикаспийской впадины 82
Глава 3. Оптимизация выбора направлений ГРР на основе выявленых структурно-морфологических форм ловушек УВ и их ранжирования в зоне сочленения Соль-Илецкого свода, Прикаспийской впадины и Предуральского прогиба 84
Глава 4 Анализ эффективности ГРР 110
4.1. Обзор методов анализа эффективности ГРР 110
4.2. Расчет коэффициентов эффективности проведенных ГРР 112
4.3. Выбор оптимальных интервалов опробования поисковых и разведочных скважин в колонне на основе факторного анализа для карбонатов нижнепермского возраста 119
Глава 5. Перспективы поиска углеводородов на основе оценки ресурс ной базы 125
Глава 6. Оценка рентабельности освоения мелких месторождений на ос нове усовершенствованной методики геолого-экономической оценки 133
6.1. Усовершенствование методики геолого-экономической оценки эффективности поиска, разведки и ввода в эксплуатагщю мелких месторождений углеводородов 133
6.2. Оценка эффективности освоения запасов месторождений на основе усовершенноствованной методики геолого-экономической оценки 141
Заключение 161
Список использованных источников
- Гравиразведка
- Характеристика тектонического строения
- Расчет коэффициентов эффективности проведенных ГРР
- Оценка эффективности освоения запасов месторождений на основе усовершенноствованной методики геолого-экономической оценки
Введение к работе
Актуальность проблемы заключается в повышении эффективности геологоразведочных работ.
На сегодняшний день одной из важнейших проблем нефтегазовой отрасли является резкое ухудшение состояния сырьевой базы нефти и газа, как в количественном (сокращение её объёма), так и в качественном (рост доли трудноизвлекаемых запасов) отношениях.
Повышение результативности работ на нефть и газ в регионе возможно на основе анализа эффективности сложившихся направлений ГРР на нефть и газ и их оптимизации, применения усовершенствованных методов геолого-экономической оценки освоения ресурсов и запасов УВ.
Цель работы:
Оптимизировать геологоразведочный процесс в зоне сочленения Соль-Илецкого свода, Предуральского прогиба и Прикаспийской впадины, оценить рентабельность освоения запасов УВ неразрабатываемых месторождений изучаемой территории.
Согласно поставленной цели решались следующие задачи:
- Проведение анализа нефтегазоносности палеозойских отложений Соль-Илецкого свода, юга Предуральского прогиба и Прикаспийской впадины.
- Выявление закономерностей размещения месторождений углеводородов и перспективных ловушек, их ранжирование.
- Оценка эффективности ГРР
- Уточнение перспектив нефтегазоносности на основе анализа ресурсной базы.
- Усовершенствование экспресс-методики геолого-экономической оценки эффективности поисков, разведки и освоения ресурсов и запасов УВ изучаемой территории.
Научная новизна:
- Выполнено ранжирование ловушек УВ на территории исследования, на основе структурно-морфологических форм, позволяющее оптимизировать выбор направления ГРР;
- Впервые оценка эффективности результатов ГРР в Оренбургской области выполнена по направлениям ГРР;
- На основе факторного анализа выбраны оптимальные интервалы опробования скважин в колонне для карбонатов нижнепермского возраста.
- Усовершенствована экспресс-методика геолого-экономической оценки эффективности поисков, разведки и освоения УВ.
Защищаемые положения:
- оптимизация выбора направлений ГРР на основе структурно-морфологических форм ловушек УВ в зоне сочленения Соль-Илецкого свода, Прикаспийской впадины и Предуральского прогиба;
- обоснование интервалов опробования скважин в колонне на основе факторного анализа для карбонатов нижнепермского возраста;
- усовершенствование методики геолого-экономической оценки эффективности освоения ресурсов и запасов УВ.
Практическая значимость и реализация работы
Результаты работы использованы при составлении «Программы развития минерально-сырьевой базы газовой промышленности ОАО «Газпром» на территории Оренбургской области на период до 2030 г.».
Геологические рекомендации по изучению подсолевых палеозойских отложений юга Оренбургской области учтены при обосновании первоочередных направлений ГРР ООО «Газпром добыча Оренбург» и лицензирования.
Фактический материал
В процессе работы использовались результаты бурения параметрических, поисковых и разведочных скважин, результаты интерпретации сейсморазведочных работ МОГТ 2Д, 3Д и ШП. Проанализированы опубликованные данные и фондовые материалы ООО «ВолгоУралНИПИгаз» и ООО «Газпром добыча Оренбург».
Личный вклад автора
В диссертационной работе представлены результаты исследований, выполненных автором или при его участии в ООО «ВолгоУралНИПИгаз» в период с 2004 по 2011 г.г. Автором проведено ранжирование ловушек нефти и газа по направлениям ГРР, которое может способствовать формированию дальнейших ГРР более оперативно и рационально. Усовершенствована методика геолого-экономической экспресс оценки. Проведена обработка статистических данных результатов опробования и сделаны выводы.
Публикации
По теме диссертации опубликовано 15 печатных работ, в том числе 8 в журналах, рекомендованных ВАК.
Апробация работы
Основные результаты и положения диссертационной работы докладывались на научно-технических конференциях:
- Шестая Всероссийская научная конференция студентов, аспирантов и молодых специалистов «Геологи 21 века», г. Саратов, 5-7 апреля 2005 г.;
- Шестая Всероссийская конференция молодых учёных, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности», г. Москва, 27-30 сентября 2005 г.;
- Седьмая Всероссийская научная конференция студентов, аспирантов и молодых специалистов «Геологи 21 века», г. Саратов, 28-31 марта 2006 г.;
- Научно-техническая конференция «Основные проблемы освоения и обустройства нефтегазовых месторождений и пути их решения», г. Оренбург, 22-23 июня 2007 г.;
- Научно-техническая конференция «Основные проблемы освоения и обустройства нефтегазовых месторождений и пути их решения», г. Оренбург, 26-27 июня 2008 г.;
- Вторая молодёжная научно-техническая конференция «Основные проблемы освоения и обустройства нефтегазовых месторождений и пути их решения», г. Оренбург, 21 августа 2008 г.;
- Третья молодёжная научно-техническая конференция «Основные проблемы поиска, освоения и обустройства нефтегазовых месторождений и пути их решения», г. Оренбург, 20 ноября 2009 г.;
- Четвёртая молодёжная научно-техническая конференция «Основные проблемы поиска, освоения и обустройства нефтегазовых месторождений и пути их решения», г. Оренбург, 23 сентября 2010 г.;
- Пятая молодёжная научно-техническая конференция «Основные проблемы поиска, освоения и обустройства нефтегазовых месторождений и пути их решения», г. Оренбург, 22 апреля 2011 г.
Структура и объём работы
Диссертационная работа состоит из введения, 6 глав, заключения, изложена на 177 страницах, включая 39 рисунков и 23 таблицы. Список литературы включает 122 наименования.
Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю д.г-м.н. Навроцкому О.К. за постановку задач и конструктивную помощь на протяжении всего периода работы.
Автор благодарен зав. отделом геологии и геофизики ООО «ВолгоУралНИПИГаз» Политыкиной М.А. и зав. лабораторией геофизики Тюрину А.М.за оказанную помощь и поддержку.
В процессе работы над диссертацией автор получил ценные советы от сотрудников кафедры геологии и геохимии горючих полезных ископаемых СГУ д.г-м.н. Коробова А.Д., д.г-м.н. Маврина К.А., к.г-м.н. Колотухина А.Т.; сотрудников ООО «ВолгоУралНИПИгаз» д.т.н. С.Н. Гороновича, к.г-м.н. Е.Е. Захаровой, которым выражает признательность.
За помощь в сборе материалов автор благодарен руководителям геологической службы ООО «Газпром добыча Оренбург» Днистрянскому В.И., Побережскому С.М.
Гравиразведка
Основные результаты и положения настоящей диссертационной работы докладывались на научно-технических конференциях: - Шестая всероссийская научная конференция студентов, аспирантов и молодых специалистов «Геологи 21 века», г. Саратов, 5-7 апреля 2005 г.; - Шестая всероссийская конференция молодых учёных, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности», г. Москва, 27-30 сентября 2005 г.; - Седьмая всероссийская научная конференция студентов, аспирантов и молодых специалистов «Геологи 21 века», г. Саратов, 28-31 марта 2006 г.; - Научно-техническая конференция «Основные проблемы освоения и обустройства нефтегазовых месторождений и пути их решения», г. Оренбург, 22-23 июня 2007 г.; - Научно-техническая конференция «Основные проблемы освоения и обустройства нефтегазовых месторождений и пути их решения», г. Оренбург, 26-27 июня 2008 г.; - Вторая молодёжная научно-техническая конференция «Основные проблемы освоения и обустройства нефтегазовых месторождений и пути их решения», г. Оренбург, 21 августа 2008 г.; - Третья молодёжная научно-техническая конференция «Основные проблемы поиска, освоения и обустройства нефтегазовых месторождений и пути их решения», г. Оренбург, 20 ноября 2009 г.; - Четвёртая молодёжная научно-техническая конференция «Основные проблемы поиска, освоения и обустройства нефтегазовых месторождений и пути их решения», г. Оренбург, 23-24 сентября 2010 г.; - Пятая молодёжная научно-техническая конференция «Основные проблемы поиска, освоения и обустройства нефтегазовых месторождений и пути их решения», г. Оренбург, 22 апреля 2011 г. Структура и объём работы
Диссертационная работа состоит из введения, 6 глав, заключения, изложена на 177 страницах машинописного текста, включая 39 рисунков, 23 таблицы. Список литературы включает 122 наименования. Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю д.г.-м.н. O.K. Навроцкому за постановку задач и конструктивную помощь на протяжении всего периода работы. Автор благодарен зав. отделом геологии и геофизики ООО «ВолгоУралНИПИгаз» Политыкиной М.А. и зав. лабораторией геофизики Тюрину A.M. за оказанную помощь и поддержку. В процессе работы над диссертацией автор получил ценные советы от сотрудников кафедры геологии и геохимии горючих полезных ископаемых СГУ: д.г-м.н. Коробова А.Д., д.г-м.н. Маврина К.А., к.г-м.н. Колотухина А.Т.; сотрудников ООО «ВолгоУралНИПИгаз» С.Н. Гороновича, Е.Е. Захаровой, которым выражает признательность.
За помощь в сборе материалов автор благодарен руководству геологической службы ООО «Газпром добыча Оренбург»: зам. директору, главному геологу Днистрянскому В.И. и зам. начальника геологического отдела Побе-режскому СМ. Глава 1. ИЗУЧЕННОСТЬ РЕГИОНА
Обобщающие материалы различных лет отражены в научных статьях, монографиях и отчётах исследователей: Абилхасимова Х.Б. [1], Чепелюгина А.Б. [120], Пантелеева А.С. [88], Горожанина В.М. [24, 25, 26], Политыкиной М.А. [89-103], Тюрина A.M. [110-116], Навроцкого К.Н. [87], Шпильмана И.А. [82, 117, 118, 119], Карнаухова СМ. [48-54], Днистрянского В.И. [30], Денцкевича И.А. [28], Замаренова А.К. [35], Маврина К.А. [67], Соловьёва А.Г. [106], Пучкова В.Н. [104], Аплонова СВ. [4], Галимова А.Г. [20, 21, 22], Дроздова В.В. [31], Коврижкина B.C. [56], Навальневой В.И. [86], Елманова М.И. [33, 34] , Багмановой СВ. [9, 10, 11, 12], Кутеева Ю.М. [55, 59, 60, 61] Кан В.П. [47] и многих других.
С 1948 года на территории исследований начата планомерная геологическая съемка масштаба 1: 200 000, сначала листа М-39, затем листов М-40 и N-40, которой закрыта вся интересующая нас территория. По результатам съемки составлены сводки по стратиграфии и тектонике, ряд сводных палео-геологических и структурных карт, тектоническая схема.
В период 1956-70 г.г. район Соль-Илецкого свода был полностью покрыт геологическими съемками масштаба 1:200 000 и крупнее (Гаряинов В.А., Харин В.В., Омельченко Д.А., Твердохлебов В.П., Маврин К.А. и др.). Было закартировано крупное антиклинальное Краснохолмское поднятие, которое, как впоследствии выяснилось, в общих контурах отвечает западной части Оренбургского вала. В последующие годы большая часть района исследований перекрыта геологической съемкой масштаба 1:50 000 (Данилин В.Ф., Ефремов В.А., Пестов Ю.А. и др.).
Первая крупная сводка по геологическому строению и нефтегазоносно-сти Оренбургской области выполнена Свищевым М.Ф. в 1961 году. В этом же году Грачевский М.М. выдвигает идею о сходстве строения северного борта Прикаспийской синеклизы с западным бортом Предураль-ского прогиба в структурном и фациальном отношениях (по сакмаро-артинским отложениям). Анализ геолого-геофизических и литературных данных позволил ему высказать предположение о наличии вдоль северной бортовой зоны Прикаспийской впадины системы барьерных рифов, протягивающихся от г. Волгограда до г. Оренбурга. Схема изученности территории геологической съемкой приведена на рисунке 1. Вся территория исследования в настоящее время покрыта геологической съемкой масштаба 1:200 000 и значительная часть - съемками масштаба 1:50 000.
Первые магнитометрические съемки выполнены с использованием магнитного теодолита в 1947-50 г.г. (Калинин И.К., Верхотина А.П.). В 1955г. аэромагнитной съемкой масштаба 1:1000000 (Рыманов В.М.) покрыта почти вся рассматриваемая территория.
В период с 1955 по 1960 годы организациями Западного геофизического треста, ВНИИГеофизики, «Спецгеофизика» и Новосибирского геофизического треста проведена аэромагнитная съемка масштаба 1:200000 (Рыманов В.М., 1956 г., Власова И.И., 1957 г., Кузьмин Ю.Д., 1958 г., Жарков А.С., 1958 г., Иванюков Ю.Д., 1960 г.) с целью изучения характера магнитного поля на восточной окраине Русской платформы, в зоне её перехода в Преду-ральский прогиб и Прикаспийскую синеклизу. Составлены сводные карты вертикальной составляющей магнитного поля и приращений полного вектора поля. Отмечено зональное распределение аномалий субширотного простирания. Природа этих аномалий связывается с распределением геомагнитных
Характеристика тектонического строения
В Прикаспийской впадине ярус слагается доломитами серыми, буровато-серыми, тонко-мелкозернистыми, плотными, крепкими иногда псевдообломочными за счет неравномерной перекристаллизации, с единичными включениями обломков крино-идей, обломков кораллов. Отмечены кальцитизация, слабое ок-ремнение. Сульфатные породы в верхней части разреза отсутствуют. Судя по составу пород, в артинский век в рассматриваемом районе существовали глубоководные условия формирования осадков. Толщина -37 м.
Филипповский горизонт(РіП)
Горизонт сложен толщей ангидритов, содержащей прослои известняков, иногда сульфатизированных и доломитизированных, наиболее широко развитых в верхней и нижней частях разреза. В подошве горизонта залегает карбонатный пласт представленный известняками серыми, темно-серыми, буровато-серыми органогенно-обломочными и оолитовыми, иногда слабо глинистыми, битуминозными, с частыми стилолитовыми швами, волнисто-слоистыми. Толщина данного пласта на Оренбургском месторождении колеблется от 8 м (на восточном участке) до 28 м (запад). Общая толщина фи-липповского горизонта с востока на запад месторождения колеблется от 85 до 180 и более метров.
В юго-восточной части Соль-Илецкого свода горизонт сложен известняками крипто-микрозернистыми, глинистыми, мергелями известковыми, а в верхней части ангидритами с редкими прослоями сульфатизированных карбонатных пород. Известняки крипто-микрозернистые тёмно-серые или почти чёрные, с буроватым оттенком, тонкоплитчатые, трещиноватые, участками брекчиевидные, крепкие. Толщина отложений - 95-141м.
В пределах Прикаспийской впадины Отложения филипповского горизонта представлены ангидритами серыми, плотными, крепкими, тонкокристаллическими, с тонкими, прерывистыми, линзовидными прослойками мощностью до 3 мм темно-бурой глины. Толщина отложений филипповского горизонта - 13-30 м.
Филипповский горизонт чётко выделяется в западной бортовой зоне Предуральского прогиба. В центральной части прогиба характерный для этого горизонта комплекс пород отсутствует, что связано либо с размывом, либо с фациальным замещением на сульфатно-галогенные отложения, трудно различимые от вышележащих. По литологическому составу это ангидриты с прослоями карбонатов в основании и верхней части разреза. Толщина отложений 0-87м.
Цитологический состав иреньского горизонта - это преимущественно сульфатно-галогенные породы, слагающие соляные купола и гряды. В пределах ПКП они имеют преимущественно субмеридиональную ориентировку. В Прикаспийской впадине куполообразную и субширотную ориентировку в бортовой части. Купола и гряды иногда образуют карнизы и тогда среди сульфатно-галогенных пород иреньского горизонта скважины вскрывают карбонатно-терригенные породы верхней перми.
Уфимский ярус (Р) и) Соликамский горизонт (Р2 sk) В северной части Соль-Илецкого свода в нижней части яруса по геофизической характеристике выделяется пачка пород толщиной около 30-40 м, представленная сульфатизированной терригенно-карбонатной толщей. В юго-восточной части свода Соликамский горизонт выделен в интервале 4768-4788 м. В верхней части горизонт сложен ангидритами розовато-серыми мелкокристаллическими. Ниже наблюдается переслаивание ангидритов серых мелкокристаллических, плотных, прослоями глинистых. В подошве горизонта залегают доломиты, с включениями и прослойками ангидрита. Толщина отложений горизонта составляет 20 м.
Лежащие выше отложения относятся к шешминскому горизонту (Р2 SSJ. Толщина яруса на севере свода составляет около 300 м. В юго восточной части свода выделен в интервале 4580-4768 м. Он сложен толщей переслаивающихся песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники полимиктовые тёмно-серые и коричневато-серые, мелко-среднезернистые. В обломках преобладают кварц и кремнистый материал. Цемент по составу глинисто-карбонатный, базального и порового типов. Алевролиты тёмно-серые глинистые, аргиллиты тёмно-серые, прослоями коричневато-серые и бурые, неравномерно известковистые. Толщина отложений шешминского горизонта составляет 188 м.
В Прикаспийской впадине отложения яруса представлены терриген-ными породами - алевролитами с прослоями глин и песчаников. Аргиллит коричневый, плотный, крепкий. Встречаются прослои солей и глин, в нижней части разрез карбонатно-глинистый. Толщина отложений уфимского яруса до 1706 м.
В Предуральском прогибе уфимские отложения в составе Соликамского (P2sk) и шешминского (P2SS) горизонтов вскрыты скважинами и представлены неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов с пропластками карбонатных пород. В подошвенной части терригенно-го разреза в скважине № 120 Буртинской среди песчано-глинистых отложений появляются частые пропластки карбонатных пород (доломитов) и ангидритов. Данная пачка 44 м относится к Соликамскому горизонту. На большей части ПКП в разрезе уфимского яруса преобладают красноцветные породы и изредка встречаются прослои сероцветных известняков. В большинстве разрезов преобладают алевролиты. Общая толщина отложений яруса колеблется от 130 м (скважина № 175 Копанская) до 828 м (скважина № 108 Оренбургская).
Над соляными грядами уфимские отложения часто отсутствуют. Биармийский отдел (Рг) Казанский ярус (Ргкг)
Отложения казанского яруса в юго-восточной части Соль-Илецкого свода представлен нижним и верхним подъярусами. Нижнеказанский подъярус (Р2 kzi) сложен в верхней части чередованием тёмно-серых аргиллитов и полимиктовых песчаников, с прослоями доломитов сульфатизированных, тонкозернистых, массивных, плотных. В нижней части аргиллиты известковистые, прослоями с примесью алевритового материала. Мощность отложений подъяруса составляет 62 м.
Верхнеказанский подъярус (Рг кгг) сложен неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Отмечаются прослои гравели-то-песчаников, алевро-песчаников и алевро-аргиллитов. Слоистость тонкая субгоризонтальная. Мощность отложений верхнеказанского подъяруса составляет 829 м, а всего казанского яруса - 891 м.
В Прикаспийской впадине отложения казанского яруса представлены неравномерным чередованием солей и мергелей, с прослоями терригенных пород, реже ангидритов, известняков, доломитов. Содержание солей убывает вниз по разрезу. В верхней части яруса преобладают калийные и калийсо-держащие соли. Толщина отложений - до 3811 м.
Казанский ярус в Предуральском прогибе представлен буровато-серыми, серыми и красновато-бурыми глинами, аргиллитами, песчаниками и алевролитами, содержащими прослои известняков и мергелей, гнёзда и про-пластки сульфатов и галита. Осадконакопление происходило в прибрежно-морских и континентальных озёрно-болотных и поименно-русловых условиях.. Толщина отложений яруса изменяется от 494 м (скв. Нежинская № 205) до 1227 м (скв. Оренбургская № 108).
Как и уфимские отложения над соляными грядами казанские отложения часто отсутствуют. Уржумский подъярус (Ргиг) + Татарский отдел (Рз) (иерасчленые) На Соль-Илецком своде представлены неоднородным чередованием красноцветных глин, алевролитов и песчаников. Глины тёмно-коричневые и коричневато-серые, плотные аргиллитоподобные, прослоями алеврито-песчанистые или известковистые, до перехода в мергели. Алевролиты коричневато-серые, сильно глинистые. Песчаники коричневато-серые и серые,
Расчет коэффициентов эффективности проведенных ГРР
Оценка эффективности выполненных геологоразведочных работ ООО «Газпром добыча Оренбург» осуществлена за период 1993-2011 г.г.
С 1993 по 2011 г.г. ООО «Газпром добыча Оренбург» проводило геологоразведочные работы в пределах Соль-Илецкого свода, южной части Пре-дуральского прогиба и северной бортовой зоны Прикаспийской синеклизы на 14 лицензионных участках, включая Нагумановский участок, принадлежащий дочернему предприятию «Сервиснефтегаз». Бурение проведено на 9 участках.
За исходные приняты следующие данные: - 20 опоискованных бурением структур за период 1993-2011 г.г. в зоне деятельности ООО «Газпром добыча Оренбург» (или 16 структур без учёта параметрического бурения); - суммарные извлекаемые ресурсы подготовленных на лицензионных участках структур согласно проектам глубокого бурения составляют 693,921 млн. т у. т. В том числе 107,136 млн. т у. т. в пределах Соль-Илецкого свода, 211,885 млн. т у. т. в пределах Предуральского краевого прогиба и 374,9 млн. т у. т. в пределах Прикаспийской впадины (из них 368,5 млн. т у. т. на Линёвской структуре; - на девяти структурах залежей нефти и газа не установлено; - на семи структурах открыты новые залежи УВ. Суммарные извлекаемые запасы УВ категории Ci+C2 подсчитанные ООО «ВолгоУралНИПИгаз» составляют 59,33 млн. т у. т. Ниже приведены результаты поискового бурения: нефтяная залежь в артинских отложениях и газовая залежь в филипповских отложениях. В 2009 году ООО «ВолгоУралНИПИгаз» произведён оперативный подсчёт запасов [11] и утверждён в ГКЗ. Извлекаемые запасы УВ по категории Сі и С2соответственно составили 1,475 и 2,426 млн. ту. т.
2. Восточно-Песчаное месторождение открыто на Восточно-Песчаном лицензионном участке. Ресурсы по проекту бурения [37] составляли (геол./извлек.) 51,299 и 27,85 млн. т у. т. По результатам бурения скважины №30 Восточно-Песчаной открыта небольшая нефтяная залежь в филипповских отложениях. ООО «ВолгоУралНИПИгаз» произведён подсчёт запасов УВ [9] и представлен в ГКЗ в 2007 году. Запасы нефти и растворённого газа поставленные на баланс составляют по категории С 0,051 млн. т у. т.
3. Чиликсайская структура расположена в пределах Хобдинского лицензионного участка. Ресурсы по проекту бурения [38] составляли (геол./извлек.) 7,566 и 6,431 млн. т у. т. По результатам бурения скв. № 35 Чиликсайской притока УВ не получено. Структура выведена из бурения с отрицательным результатом.
4. На Нагумановском лицензионном участке опоискован Акбулакский объект. Ресурсы объекта категории Сз по паспорту составляли (геол./извлек.) 21,048 и 9,064 млн. т у. т. По результатам бурения скважины № 5 Нагуманов-ская открыта залежь нефти в артинских отложениях. ООО «ВолгоУралНИПИгаз» произведён подсчёт запасов УВ [109] в 2009 году. Представленные запасы в ГКЗ не прошли экспертизу. Неутверждённые извлекаемые запасы нефти и растворённого газа составляют по категории d 0,847 млн. т у. т.
5. В пределах Нагумановского лицензионного участка опоискован Се-веро-Нагумановский купол. Ресурсы, по проекту бурения скважины № 6 [40], составляли (геол./извлек.) 9,207 и 2,289 млн. т у. т. По результатам бурения скважины № 6 Нагумановской притока УВ не получено. Структура выведена из бурения с отрицательным результатом.
Залежи Северо-Нагумановской части лицензионного участка по новой модели обособились в пределах пробуренных скважин №№ 5 Нагумановская,
6. Нагумановское месторождение (Южный купол) открыто на Нагума-новском лицензионном участке. Ресурсы по проекту поискового бурения [90] составляли (извлек) 7,747 млн. т у. т. По результатам бурения скважин №№ 2 и 3 Нагумановских открыты залежь нефти в башкирских отложениях с запасами по категории С(+С2 0,373 млн. т у. т. и газовая залежь в артинских отложениях с запасами газа и конденсата по категории Сі+Сг 10,426 млн. т у. т. ООО «ВолгоУралНИПИгаз» произведен подсчёт запасов УВ и представлен в ЦКЗ в 1999 г. и ГКЗ в 2001 году. По результатам разведочного бурения скважины № 25 проведен пересчёт запасов в 2009 г. [12] и представлен в ГКЗ в 2010 г. Суммарные запасы залежи УВ в башкирских отложениях поставленные на баланс в 1999 г. в ЦКЗ и залежи УВ в артинских отложениях поставленные на баланс в 2010 г. в ГКЗ составляют по категории Сі и С2 соответственно 6,766 и 4,033 млн. т у. т.
Оценка эффективности освоения запасов месторождений на основе усовершенноствованной методики геолого-экономической оценки
Поэтому проведение детальных экономических расчётов вряд ли оправдано на стадии оценки ресурсов и даже запасов низких категорий [71, 72, 75]. Для этих целей более подходящим является упрощённый подход, где в качестве исходных данных будут использоваться лишь самые общие параметры, которые можно обосновать более или менее объективно. В этом случае инвестиционные предложения и расчёты экономической эффективности лицензионных участков являются только лишь обобщённой экспрессной оценкой для принятия управленческого решения о целесообразности проведения работ на участке. Применение обобщающих показателей при экономи-аских расчётах позволяет выполнить экспрессную оценку экономической эффективности освоения ресурсов в кратчайшие сроки. Такая модель разработана автором на основе теоретических работ Ю.П.Ампилова, А.А. Герта. [2,3,23,83].
Усовершенствование обоснования исходных данных Исходные данные для расчётов: - капитальные вложения в этапы геологического изучения объекта, разведки и подготовки к эксплуатации, и эксплуатационный этап определяются путем прямого расчёта; - объёмы капитальных затрат на обустройство, экологию и непредвиденные расходы определяются путём фиксированного процента от общей стоимости эксплуатационного бурения (по опыту работ в Оренбургской области принимаются равными: на обустройство 30-50 % в зависимости от изученности района работ; на экологию и непредвиденные расходы - 5 и 10 % соответственно от стоимости обустройства); - анализ структуры эксплуатационных расходов (по Ю.П. Ампилову [2, 3]) показывает, что они могут быть учтены очень схематично, поскольку на /ровне оценки ресурсов нецелесообразно использовать фактические затраты на скважины по действующим месторождениям, тем более, что они сильно разнятся. Поэтому достаточно адекватно можно описать распределение во «пемени эксплуатационных затрат в виде ежегодного фиксированного процента от накопленных капитальных затрат, который в зависимости от изученности районов работ колеблется в пределах 5-8 %. Это приводит к тому, что эксплуатационные затраты превысят капитальные в абсолютном выражении в 1-2 раза за период освоения объекта. В наиболее изученных районах с действующими промыслами величина превышения составляет 1,5-2 раза, в время в новых районах, где капиталоемкость обустройства добычи выше, суммарные эксплуатационные расходы обычно сопоставимы с капитальными вложениями по величине; - дебиты по скважинам принимаются в начальном приближении, исхо-чя из геологических оценок фильтрационно-емкостных свойств коллекторов по аналогичным структурам, либо по результатам испытаний поисковых скважин; - стоимость бурения поисково-оценочных скважин, разведочных и эксплуатационных определяется по рыночной стоимости данного вида работ и услуг в Оренбургской области; - принимается, что разбуривание залежи проводится в максимально копоткие сроки и эксплуатационный период остается постоянным до конца разработки; - цены на продукцию на внешнем и внутреннем рынках, налоги, платежи и пошлины принимаются по ценам и величинам, действующим на момент экономической оценки ресурсов; - норма амортизации принимается равной 8,3 %; - коэффициент дисконтирования принимается равным 10 %; - добыча углеводородного сырья за этап разведки и подготовки к освоению (2-й этап) составляет 10-20 % от общей величины извлекаемых ресурсов в зависимости от геологической изученности участка и наличия запасов, перспективных и прогнозных ресурсов; - добыча сырья в период максимальной добычи составляет 20-30 % от общей величины извлекаемых ресурсов; 136 - добыча сырья в завершающий этап падающей добычи (4-й этап) составляет 60-70 % от общей величины извлекаемых ресурсов.
Количество скважин глубокого бурения рассчитывается по добыче сырья в период максимальной добычи, т. е. в эксплуатационный этап, с учётом коэффициента использования скважин 90 % в году, и их предполагаемых де-битов.
Еще одним возможным альтернативным вариантом прогноза уровней добычи автор считает использование вероятностных распределений [73, 74], полученных при анализе, темпов добычи углеводородов в Оренбургской области. Данное усовершенствование методики позволяет более оперативно подобрать оптимальный темп отбора продукции с учетом начальных дебитов и срока предполагаемого освоения. Расчет скважин при таком варианте прогноза определяется исходя из начального дебита скважин и выбранных темпов отбора УВ продукции. Один из вариантов распределений использован при составлении раздела 6.2.
Экономические расчёты по освоению участков недр производятся на основании инвестиционного проекта по изучению и освоению перспективных лицензионных участков и мелких неразрабатываемых месторождений, в котором каждый год считается инвестиционным периодом. Принятая для расчётов модель для Оренбургской области состоит из 25 эксплуатационных периодов (25 лет) и содержит в своем составе 4 этапа работ, обозначенные буквами п, ш, к, 1. 1 этап - «п» - этап геологического изучения объекта (ГРР в составе геофизических работ и поисково-оценочного бурения), составляет 5 лет, исходя из того, что МПР России лицензию на геологическое изучение выдает согласно закона РФ «О недрах» на 5 лет; 2 этап - «т» - этап разведки и подготовки к эксплуатации с началом эксплуатационного бурения составляет 5 лет; для очень мелких месторождений может быть существенно меньше; 3 - этап - «к» - этап эксплуатации с выходом на максимальный проектный уровень добычи, который в зависимости от величины месторождений составляет до 5 лет; 4 - этап «I» - этап падающей добычи. Для расчётной модели принимается срок 12 лет. Для участков с доказанной нефтегазоносностью - 1 этап геологического изучения совмещается со вторым этапом разведки и подготовки к освоению и составляет 5 лет.
Капитальные затраты по Ю.П. Ампилову падают на три первых этапа и распределяются следующим образом: - доля капитальных затрат, приходящихся на 1 этап - доэксплуатацион-ный период (геологическое изучение, разведка, инфраструктура и т.д.) составляет а = (0,1 - 0,4) от К, где К - общий объём капитальных затрат за весь период освоения участка. Интервал а = (0,1-0,4) характеризует объём капитальных вложений в зависимости от геологической изученности участка на момент лицензирования. При изученности участка на стадии ресурсов категории D,+D2 капитальные затраты будут максимальные а = 0,4; при изученности на стадии доказанных нефтегазопроявлений и наличия ресурсов категории Сз капитальные затраты будут минимальные а = 0,1; при изученности J: стадии наличия ресурсов категории C3+D, величина капитальных вложений будет в середине интервала 0,1-0,4 в зависимости от соотношения ресурсов категорий Сз и Dj; - доля капитальных затрат, приходящихся на 2-й этап - «т» - разведки и подготовки к эксплуатации равна (1-а) х К х (0,7-0,8), где (0,7-0,8) - 70-80 % объёма эксплуатационного бурения и сопутствующих работ; - доля капитальных затрат, приходящихся на 3-й этап - «к» - эксплуатационный этап с максимальной добычей (полка) равна (1-а) х К х (0,3-0,2), где (0,3-0,2) - 30-20 % объёма эксплуатационного бурения и сопутствующих работ.
