К оглавлению

Методика оценки ресурсов природного газа и нефти

Н. И. Буялов, В. Г. Васильев,Н. Д. Елин, Н. С. Ерофеев, М. С. Львов, А. И. Клещев, Н. М. Кудряшова, В. Л. Соколов

Решениями XXI съезда нашей партии в текущем семилетии намечено резкое изменение структуры топливного баланса страны за счет преимущественного развития наиболее экономичных видов топлива - нефти и газа. В 1965 г. доля нефти и газа в топливном балансе страны должна достигнуть 51% против 31% в 1958 г.

Н. С. Хрущев на пятой сессии Верховного Совета СССР (1957 г.), говоря о задачах развития народного хозяйства на более длительный срок, определил уровень добычи и производства газа на 1972-1973 гг. в 270-320 млрд. м³.

Планирование темпов и объемов развития газодобывающей промышленности па столь длительные сроки базируется на научно обоснованной оценке потенциальных ресурсов природного газа в недрах нашей страны. Ресурсы попутного газа имеют подчиненное значение, и их реализация регламентируется добычей нефти.

Такая оценка ресурсов выходит за -рамки действующей классификации запасов, по условиям которой определяются лишь разведанные запасы по категориям А, В, C₁, а также перспективные С₂ на уже выявленных структурно благоприятных площадях заведомо газоносных территорий.

По этой классификации не могут быть учтены все ресурсы нефти и газа уже выявленных нефтегазоносных провинций и не учитываются ресурсы обширных территорий и многих стратиграфических комплексов, еще не разведываемых, но весьма перспективных по сумме геолого-геофизических данных.

Для оценки этих ресурсов широкое признание получили в настоящее время категории прогнозных запасов Д₁ и Д₂, отличающихся по степени достоверности и по методике подсчета.

К прогнозным запасам нефти и газа категории Д₁ относятся запасы, заключенные в ловушках структурного типа, выявленных и предполагаемых во всех перспективных горизонтах до глубин, доступных бурению в настоящее время.

В категорию Д₂ входят запасы нефти и газа:

а) ловушек стратиграфического и литологического типов;

б) структурных ловушек, открытие которых возможно в будущем, не учтенные в настоящее время при определении прогнозных запасов категории Д₁;

в) горизонтов, открытие которых возможно в будущем по общегеологическим соображениям и в момент подсчета не учтенных, а также залегающих на глубинах, пока не доступных бурению.

В связи с введением категории прогнозных запасов необходимо уточнить категорию запасов С₂. Для более четкого отграничения от категории прогнозных запасов к ней следует относить перспективные запасы не всех площадей, которые предусмотрены условиями этой категории, а лишь тех из них, которые уже подготовлены к поисковому бурению. Таким образом, к этой категории следует относить перспективные запасы горизонтов и структурных ловушек в нефтегазоносных районах, подготовленных к разведке, а также горизонтов на разведочных площадях, нефтегазоносность которых доказана на других структурах региона. В этом случае категория С₂ будет четко отделена от категорий прогнозных запасов. Это предположение, как, возможно, и другие, требует широкого обсуждения. Поэтому в 1961 г. на представительном совещании следует рассмотреть вопрос об уточнении категорий запасов, правил и сроков их учета и отражения в балансе ВГФ.

В отличие от балансовых запасов категорий А, В, C₁ и С₂ прогнозные запасы нефти и газа должны уточняться по мере повышения геологогеофизической изученности регионов и страны в целом через 3-4 года.

При оценке потенциальных ресурсов учитывается вся сумма вероятных запасов нефти и газа, включая балансовые и прогнозные запасы, сосредоточенные в осадочном чехле перспективных территорий при любых возможных формах их промышленных скоплений, а также уже извлеченные запасы.

Таким образом, соотношение запасов нефти и газа по различным категориям может быть представлено в следующем виде.

Потенциальные ресурсы нефти и газа (сумма запасов всех извлекаемых категорий)	В том числе
	Извлеченные	Остаточные (извлекаемые)
		балансовые *				прогнозные
		А	В	C1	С2	Д1	Д2

Коллективом авторов книги «Газовые ресурсы СССР» потенциальные ресурсы природного газа были определены в объеме 60000 млрд. м³. Более детально значения потенциальных ресурсов по геотектоническим районам и совнархозам СССР рассчитаны ВНИИГазом (В. Г. Васильев, Н. Д. Елин, Н. С. Ерофеев, В. Л. Соколов, Н. М. Кудряшова, М. С. Львов) и ВНИГНИ (Н. И. Буялов, А. И. Клещев).

Ниже приведены цифровые значения ресурсов природного газа по основным нефтегазоносным и перспективным в газоносном отношении районам СССР.

Для территории СССР на 1 января 1958 г. прогнозные запасы газа Д₁ и С₂ были определены в 19 370 млрд. м³. Уточнение этих запасов по состоянию на 1 января 1960 г. было произведено ВНИИГазом, ВНИГНИ и КЮГЭ АН СССР при участии совнархозов, в результате чего запасы газа этой категории определены в 21 700 млрд. м³.

Приведенные данные прежде всего указывают на то, что недра нашей страны содержат очень крупные ресурсы природного газа, позволяющие планировать его добычу на длительные сроки в размерах, полностью удовлетворяющих потребность народного хозяйства нашей страны. Однако для реализации этих ресурсов и перевода их в запасы промышленных категорий, подготовленные для разработки, потребуется большой объем и широкий комплекс поисковых и разведочных работ.

Естественно, что степень надежности прогноза нефтегазоносности обеспечивается надлежащей методикой оценки, которую в свою очередь следует непрерывно совершенствовать.

Прогноз нефтегазоносности областей или регионов должен базироваться на сумме всех современных научных знаний по оценке перспектив и подкреплен необходимыми фактическими материалами, собранными как по оцениваемой территории, так и по соседним примыкающим или имеющим аналогичные основные элементы геологического строения.

Особое внимание должно быть обращено на изучение глубинного геологического строения данного региона по результатам геолого-съемочных, геофизических (региональных и детальных), геохимических исследований и глубокого поискового, разведочного и опорного бурения. Только в этом случае можно получить наиболее близкий к действительности прогноз запасов нефти и газа по данному региону.

К числу основных исходных фактических материалов, необходимых для оценки прогнозных запасов, относятся:

а) литолого-стратиграфический разрез отложений с указанием особенностей изменения их по площади в пределах всей оцениваемой территории;

б) данные о постоянстве или изменчивости фациальных обстановок и мощностей отдельных стратиграфических свит, особенно перспективных в нефтегазоносном отношении, в пределах всего региона;

в) оценка коллекторских свойств пород разреза, а также соответствующих покрышек;

г) характеристика признаков нефтегазоносности, их пространственное размещение и формы проявления;

д) данные об основных структурнотектонических элементах региона;

е) гидрогеологическая и геохимическая характеристика разреза отложений.

Кроме того, необходимы сведения о геоструктурных элементах, сходстве данного региона с другими, более детально изученными и имеющими в своих пределах разрабатываемые нефтяные или газовые месторождения.

Все перечисленные и другие данные являются основой заключительного документа, составляемого для оценки ресурсов нефти и газа, карты перспектив и прогноза нефтегазоносности отдельных регионов и всей территории СССР.

Прогнозные запасы нефти и газа (1958-1959 гг., ВНИИГаз, ВНИГРИ и ВНИГНИ) были подсчитаны для ловушек структурного типа. Методика подсчета основана на изучении геологического строения района и оценке общего фонда структур из расчета среднего размера залежей, приуроченных к одной структуре. Общее количество структур определяется по данным структурной и геологической съемок, а там, где съемки не производились - как частное от деления размеров общей площади на размер площади, приходящейся на одну структуру по смежным хорошо исследованным регионам, по геологическому строению сходных с изучаемым участком.

Оценка запасов производится путем сопоставления размеров и характеристик еще не разведанных структур с размерами запасов уже разведанных месторождений. Обычно определяется средний запас нефти или газа на одном месторождении по сумме запасов уже разведанных месторождений и численное значение этого среднего запаса умножается на сумму известных и возможных к выявлению структур в данном регионе с учетом коэффициента удачи.

Под этим коэффициентом, выраженным в процентах, принимается отношение количества промышленно нефтегазоносных структур к общему числу структур, введенных в разведку в данном районе. По районам, где разведка еще не производилась, указанный коэффициент принимается равным (или несколько меньшим) фактическому коэффициенту районов, по геологическому строению аналогичных данному району.

Критерии оценки возможностей открытия новых нефтяных и газовых месторождений не являются стабильными и могут уточняться по мере развития геологической науки. Например, сравнительно недавно континентальные и особенно пресноводные отложения в районах отсутствия морских осадочных образований считались бесперспективными в нефтегазоносном отношении. С этой точки зрения многие впадины Дальнего Востока, а также ряд территорий зарубежных стран оценивались бы в нефтегазоносном отношении отрицательно и из оценки прогноза исключались. Однако опыт поисков нефтяных месторождений в Монголии и Китае показал, что в этих государствах имеются нефтяные месторождения, явно приуроченные к континентальным и даже пресноводным отложениям.

Такое изменение в оценке перспектив нефтегазоносности осадочного чехла позволяет по отложениям этого типа серьезно повысить прогноз нефтегазоносности в ряде районов обширной территории Советского Союза. Вполне возможно, что в последующем будут не менее серьезные изменения в критериях оценки перспектив нефтегазоносности как осадочных комплексов различного типа, так и крупных структурных элементов. В настоящее время накапливается большой фактический материал о приуроченности основных ресурсов нефти и газа к краевым прогибам.

При подсчете запасов мощность продуктивных пластов на одну структуру в новых регионах обычно принимается по аналогии с соседними нефтяными и газовыми районами и, если имеются данные об изменении мощности продуктивных свит, то непременно с учетом этих данных.

Пластовое давление рассчитывается в соответствии с глубиной залегания возможных залежей (по гидростатическому давлению) и пористость - по аналогии с соседними площадями. Учитывая ориентировочность подсчетов прогнозных запасов газа, поправки на отклонение от закона Бойля-Мариотта и температуры не вводят. Для нефтяных залежей коэффициент извлечения обычно принимается равным 0,45, если нет оснований считать его более высоким или низким.

Сводные данные по подсчету прогнозных запасов нефти и газа по районам суммируются в таблице (форма 1).

Форма 1

Вспомогательная таблица по определению прогнозных запасов нефти и газа

Наименование республики, области, района	Стратиграфический комплекс	Количество структур, пребывавших в глубокой разведке на дату подсчета		Коэффициент удачи	Количество выявленных структур по состоянию на дату подсчета	Количество возможных к выявлению структур	Всего структур в данном регионе	Из них возможно продуктивных	Оценка запасов одной структуры, млн. м3 или тыс. т	Всего прогнозных запасов в данном регионе (Д1)
		всего	из них продуктивных

Таким образом, по принятой методике учитывается только часть прогнозных запасов, заключенная в структурных поднятиях, фонд которых прогнозируется соответственно геологической изученности территории. Эти запасы, как уже указывалось выше, в настоящее время называют прогнозными запасами категории Д₁

Прогнозные запасы категории Д₂ определяются как разность между потенциальными ресурсами нефти и газа осадочного чехла и суммой балансовых и прогнозных запасов категории Д₁ и запасов, извлеченных из недр на дату подсчета.

В настоящее время потенциальные ресурсы газа нашей страны определены методом аналогии по запасам газа, приходящимся на единицу площади СССР (плотность запасов) и США, имеющих сходное геологическое строение.

Потенциальные ресурсы газа отдельных провинций определяются также путем сравнительной оценки с аналогичными более разведанными районами.

Для контроля применяется метод «взвешивания» запасов сходных в геологическом отношении регионов, например краевых и предгорных прогибов, внутриплатформенных впадин, платформ и т. д.

Некоторые полезные данные получаются при анализе распределения запасов нефти и газа по стратиграфическим комплексам. К сожалению, до сих пор слабо разработана методика оценки ресурсов нефти и газа на генетической основе. Разработка этой методики является важнейшей задачей научно-исследовательских организаций в ближайшем будущем.

ВНИИГаз, ВНИГНИ

Ресурсы природного газа СССР по состоянию на 1 января I960 г.

Районы	Ресурсы газа ^1		В том числе
	млрд, м^3	%	Д1 + С2
			млрд. м^3	%
СССР	60000	100	21700	100
1. РСФСР	32500	54,2	13145	60
В том числе:
а) Коми АССР	2000	3,3	720	3,4
б) Урало-Волжские районы (Пермская, Оренбургская, Куйбышевская, Саратовская, Сталинградская, Астраханская области и Башкирская АССР)	12000	20	3515	16,3
в) Северный Кавказ (Ростовская область, Краснодарский и Ставропольский края, Дагестанская, Калмыцкая, Чечено-Ингушская АССР)	7000	11,7	2065	9,5
г) Западная Сибирь	5000	8,3	3630	16,2
д) Восточная Сибирь, ДВК, Сахалин, Северо-Восток, Камчатка	6000	10	3110	14,4
е) другие районы РСФСР	500	0,8	45	0,2
2. Украинская и Молдавская ССР	5100	8,5	2570	12,0
3. Казахская ССР	5000	8,3	1080	5,0
4. Азербайджанская ССР	3000	5	700	3,3
5. Грузинская и Армянская ССР	900	1,5	145	0,8
6. Узбекская ССР	5000	8,3	1250	5,8
7. Туркменская ССР	7000	11,7	2600	12,1
8. Киргизская и Таджикская ССР	1000	1,7	195	0,9
9. Прочие районы СССР	500	0.8	15	0,1

1 Данные прокорректированы по результатам 1960 г.