К оглавлению	УДК 553.98.041(470.63)
	© A.H. Марков, Г.Я. Шутов, 1991

Задачи пополнения сырьевой базы Ставропольского края

Д.Н. МАРКОВ (ПО ИГиРГИ), Г.Я. ШУТОВ (НПМЦ МИНГ)

В настоящее время Ставропольский газоносный район, начавший развиваться в конце 40-х годов, практически выработан. Степень освоения его начальных потенциальных ресурсов (НПР) - 90 %. Остаточные запасы газа могут быть связаны с мелкими ловушками на склонах Ставропольского свода.

В 50-х годах в разработку введен Прикумский район, где НПР освоены до 65 %. Район приурочен к Манычской системе прогибов, Прикумскому валу и южному склону вала Карпинского (рис. 1).

«Пик» эффективности поисково-разведочных работ по этому району был в конце 60-х годов, когда НПР были освоены на 20 % (рис. 2). Кривая эффективности показывает, что крупные месторождения были открыты в первые годы разведки, а затем с увеличением глубин, усложнением строения найденных ловушек началось постепенное уменьшение их числа. Структуры в Прикумском районе платформенные и простые по строению, коллекторы в основном терригенные, залежи пластовые сводовые, что и определило высокую эффективность сейсморазведки и равномерную и быструю выработку потенциальных ресурсов. Результаты поисково-разведочных работ в 80-х годах показали резкое снижение коэффициента подтверждаемости ресурсов категории С₃ и соответственно эффективности. Так, по статистике за 1981-1988 гг. коэффициент подтверждаемости составил 0,135, но уже за 1984-1988 гг. 0,04. В то же время остаточные неразведанные ресурсы района составляют еще более 100 млн. т. Выполненные нами расчеты по классам ресурсов неразведанных месторождений показали, что в этом районе можно еще реально открыть 78 месторождений с запасами 0,1 - 0,3 млн. т, что соответствует ресурсам при коэффициенте подтверждаемости 0,135. Поиск таких малоразмерных месторождений в настоящее время малоэффективен, поэтому и результаты незначительны. В этих условиях ошибочно планировать объемы поисково-разведочных работ (ПРР) на все остаточные ресурсы района, так как их освоение будет технически сложным, длительным и малоэффективным. При планировании следует учитывать не только объемы ресурсов, но и степень их освоения.

Вопреки этому основные объемы поисково-разведочных работ (85 %) Ставропольнефтегаза сосредоточены именно здесь, а новые перспективные направления готовятся крайне медленно.

В предыдущее пятилетие тенденция снижения подтверждаемости ресурсов категории С₃ усилилась, и весь прирост рассчитывается только за счет доразведки месторождений. Из-за отсутствия новых открытий сырьевая база объединения значительно ослабла, что привело к систематическому невыполнению планов по добыче нефти. Этот район выработан, о чем свидетельствуют почти одинаковые по всему разрезу, близкие к гидростатическому пластовые давления.

В то же время новый перспективный район, расположенный на юго-востоке края, несмотря на длительность, разведки и полученные фонтаны нефти из различных горизонтов, разведуется очень медленно, при явном несоответствии объемов ПРР объемам прогнозных ресурсов. Так, ресурсов УВ в районе сосредоточено более 60 % при степени их освоения 6, а объемы ПРР не превышают 10-15 %, по основным перспективным горизонтам 3-5. Параметрическое бурение в новом районе сейчас практически не проводится. Эта диспропорция в поисково-разведочном процессе и привела к задержке на две пятилетки нового «пика» эффективности, который был бы достигнут за счет ввода в активную разведку нового района (см. рис. 2).

Перспективные горизонты в новом районе представлены известняками нижнего мела, юры и пермо-триаса, залегающими на больших глубинах, поэтому прогнозируемая нами по аналогии с Прикумским районом кривая эффективности ожидается более пологой. По расчетам ожидаемых результатов и планируемых объемов поисково-разведочных работ до 2010 г., выполненных по этому графику, эффективность возрастет вдвое, что позволит ускорить подготовку новой сырьевой базы. Рост эффективности в Ставропольском крае возможен только при условии перемещения в текущем пятилетии 60-70 % объемов ПРР в новый район. Его перспективность обосновывается выклиниванием карбонатных толщ юры и нижнего мела на бортах Терско-Каспийского прогиба (ТКП), а также подтверждается получением промышленных притоков нефти и открытых выбросов во многих скважинах на площадях Марьинской, Советской, Курской, Моздокской, Курганской, Чегемской и др. Первый открытый фонтан воды, имевшей в своем составе 20 % нефти, был получен в 1965 г. из юрских надсолевых отложений с глубины около 4000 м из скв. 1 Марьинской площади. Дебит жидкости составлял 3000 м³/сут. Затем фонтаны нефти из этих же отложений получены в скв. 5 (До 200 м³/сут), 7 (открытый выброс) и других, но все они были ликвидированы по техническим причинам. Разведка площади была приостановлена.

В отложениях верхнего мела и палеогена открыты промышленные залежи нефти (дебиты 10-30 м³/сут) на Советской, Моздокской, Северо-Нагутской, Журавской и других площадях. Диапазон нефтегазоносности по площади весьма широк. Открытые выбросы нефти и газа получены в скв. 1 Курганной, 9 Курской из отложений валанжин-берриаса (нижний мел). А в конце 1988 г. в скв. 10 Курской из этих отложений (интервал перфорации 4930-5012 м) получен фонтан нефти дебитом более 100 м³/сут. Нефть уникальная: плотность 0,784-0,846 г/см³, газовый фактор на поверхности 200, на глубине 4500 м 717, а на забое до 1400 м³/м³. Газ на 81,4 % метановый, содержание сероводорода до 3, воды до 16 %, р_пл 83,26 МПа. Залежь газоконденсатнонефтяная. Это первый высокодебитный управляемый фонтан из надсолевых отложений в районе. Подсолевые же толщи изучены крайне недостаточно: во-первых, вскрыты они только пятью скважинами и, во-вторых, они из-за поглощений не были освоены.

Интересный результат в 1989 г. получен в скв. 1 Кунаковской, расположенной на восточной периклинали Северо-Нагутского поднятия. Здесь в палеозое (более 1000 м от кровли) установлена зона дробления (4755-4785 м), из которой наблюдались интенсивные нефтепроявления. Нефть тяжелая (g =0,874 т/см⁵), дегазированная. В совокупности с данными по Северо-Нагутской площади можно сказать, что дегазация произошла по трещинам в мезозойские и палеогеновые отложения, где и встречены небольшие скопления газоконденсата в некоторых скважинах. Долгое время нас интересовало наличие корневой залежи в сложном тектоническом узле на северном склоне Минераловодского выступа. Теперь залежь установлена, а открытие структуры размером 35х5 км и амплитудой 250-500 м (по разным горизонтам) говорит о высокой перспективности глубоких горизонтов.

Основываясь на концепции преобладающего влияния на формирование залежей вертикальной миграции, мы считаем, что скопления нефти, газоконденсата и газа в палеоген-верхнемеловых отложениях и даже в юрско-нижнемеловых надсолевых (Северо-Нагутской, Советской, Моздокской, Курганской, Марьинской, Курской и других площадей) можно рассматривать как вторичные за счет миграции УВ из основных их скоплений в подсолевом разрезе на глубинах 4500-6000 м.

По данным сейсморазведки и бурения на южном, более изученном, борту ТКП подсолевой тектонический этаж значительно отличается от надсолевого контрастной структурной выраженностью и тектонической раздробленностью, что является следствием глубоких стратиграфических срезов и блоковых подвижек в различные фазы складчатости. Аналогичное строение можно ожидать и на северном борту ТКП, т. е. на юго-востоке Ставрополья вдоль Краевого глубинного разлома.

По данным региональных сейсмопрофилей четко выделяется северный борт верхнеюрского солеродного бассейна с развитыми в нем карбонатными литофациями, выклинивающимися к северу на Ногайскую ступень. Перекрываются эти отложения солями и сульфатно-карбонатными типцами, что создает условия гидродинамической запечатанности. Над отложениями валанжинского яруса залегает мощная глинисто-алевролитовая готеривская покрышка, а над верхним мелом и нижним палеогеном - мощная толща майкопских глин, которая по всему Предкавказью является региональным флюидоупором.

Таким образом, даже имеющиеся данные достаточно надежно характеризуют юго-восточную часть как высокоперспективный район и альтернативы ему в Ставропольском крае нет. Дальнейшее оттягивание разведки этого района будет только увеличивать разрыв в поисково-разведочном процессе (см. рис. 2) и в подготовке сырьевой базы для нефтегазодобычи.

Зависимости эффективности ПРР от степени освоения НПР «работают» надежно в рамках районов с однородным строением недр и одинаковой степенью освоения НПР, и их можно использовать для прогноза объемов работ и их эффективности.

В конкретных условиях Ставрополья по кривым эффективности нами выполнен прогноз до 2010 г. (таблица), который предложен как альтернативный вариант перспективного развития отрасли.

Вариант Ставропольнефтегаза базируется на «достигнутом», на постепенной выработке ресурсов Прикумского района и освоении глинистых коллекторов палеогена, что, по нашим геолого-экономическим расчетам, уже сейчас дороже, чем во всех объединениях Северного Кавказа, а в последующие годы из-за низкого качества запасов и отсутствия эффективных технических средств их подготовки и освоения рентабельность резко упадет и положение не спасут ни доступность глин, ни простота геологических условий, ни обустроенность района.

Выводы

1. Сырьевая база Ставропольнефтегаза может быть значительно расширена за счет ввода в активную разведку нового перспективного района, расположенного на юго-востоке края и представляющего собой западное окончание ТКП.

2. Анализ состояния ресурсов, эффективности ПРР, а также среднестатистических коэффициентов обосновывает необходимость перемещения объемов ПРР в новый район, что значительно улучшит геологическую и экономическую эффективность подготовки запасов.

3. Диспропорции в поисково-разведочном процессе неизбежно ослабляют сырьевую базу и снижают рентабельность нефтедобывающей отрасли в регионе. Только всесторонний объективный анализ результатов ГРР в районах с накопленной информацией позволяет устанавливать закономерности и эффективно управлять поисково-разведочным процессом.

4. Новый «пик» эффективности ПРР в Ставропольском крае связан с глубокопогруженными горизонтами мезозоя и палеозоя и должен обеспечить не только стабилизацию, но и рост нефтегазодобычи.

Abstract

Exploration efficiency dynamics in various petroliferous regions of the Stavropol Krai is discussed. The necessity for the differentiated approach to petroleum potential evaluation is substantiated. In connection with a high degree of the development of initial potential resources of the Prikumsk petroliferous region, its prospects are estimated to be low. It can be concluded that high prospects are predicted for the southeastern area of the Krai confined to the northwestern edge of the Tersk-Caspian downwarp. Regional exploration work is expected to be intensified in this area with simultaneous drilling of already prepared objects. Predictions are made regarding the dynamics of reserve growth in the new region for the 13-th five-year-plan period and until the year 2010.

Таблица Основные показатели поисково-разведочных работ по Ставропольнефтегазу до 2010 г.

Показатели	1986-1990	1991-1995	1996-2000	2001-2005	2006-2010
Объемы поисково-разведочного бурения, тыс. м	500	400	350	300	300
Эффективность ПРР, т/м	32	57	71	80	63
Прирост запасов, млн. т	16	22	25	24	19
Объем капвложений, млн. руб.	163	180	173	162	174
Объем госбюджетных ассигнований, млн. руб.	40	40	40	40	40
Средняя глубина скважины, м	3950	4200	4500	4800	5100
Стоимость подготовки 1 т запасов, руб.	12,69	9,56	8,52	8,32	11,26

Рис. 1. Карта нефтегазоносных районов Ставропольского края.

Месторождения: 1 - нефтяные, 2 - газовые; 3 - перспективные структуры; границы: 4 - районов, 5 - тектонические, 6 - юго-восточные территории Ставропольнефтегаза; 7 - тектонические элементы: I - Терско-Каспийский прогиб, II - Прикумско-Минераловодский выступ, III - Ногайская ступень, IV - Прикумско-Тюленевский вал, V - Восточно-Ставропольская впадина, VI - Манычская система прогибов, VII - Ставропольское сводовое поднятие, VIII - вал Карпинского; районы: А - Ставропольский газоносный, Б - Прикумский нефтегазоносный, В - перспективный юго-востока Ставрополья, Г - Краснодарский край

Рис. 2. График эффективности поисково-разведочных работ Ставропольнефтегаза.

Кривые эффективности работ: 1 - фактическая в Прикумском районе, 2 - прогнозная юго-восточной части Ставрополья; 3 - прирост эффективности за счет ввода в разведку нового перспективного района