Количественная оценка газового потенциала Гыданского полуострова и его дифференциация по месторождениям различной крупности с помощью имитационного моделирования проведена Т.В. Гудымовой и В.А. Скоробогатовым по всему разрезу, т.е. оценивались месторождения в целом, что возможно лишь при формировании первичного информационного поля, при проведении более детальных исследований необходимо рассматривать отдельно каждый из продуктивных комплексов. Количество открытых месторождений на полуострове - 12, 6 крупнейших из них использовались в качестве обучающей выборки (табл. 6.13).
На базе этих значений было построено уравнение регрессии, определяющее параметры распределения Парето:
и проведена количественная оценка НИР региона и их дифференциация по крупности месторождений.
Как видно из уравнения регрессии, показатель степени - около 1, т.е. ресурсы распределены практически равномерно по классам крупности, что подтверждают и результаты расчетов (табл. 6.14).
Оцениваемая в работе часть НПР распределяется следующим образом.
Неразведанная часть прогнозной оценки из общего объема НПР - 5037 млрд. м3 - составляет 3399 млрд. м3 и распределена почти по 700 месторождениям, 634 из которых следует отнести к малым и заведомо нерентабельным к разработке в автономном режиме. Подобные месторождения могут рассматриваться лишь как спутники к более крупным и разрабатываться совместно с ними. С учетом этого допущения эффективные прогнозные ресурсы Гыданского полуострова оцениваются авторами в объеме 1767 млрд. м , крупнейшее прогнозируемое к открытию месторождение оценивается в 200 млрд. м3 (табл. 6.15).
Следует отметить, что официальная оценка ресурсного потенциала газа полуострова по состоянию на 01.01.1993 Гыдана и Средне-Мессояхского ИГР составила 9,7 трлн. м3, что значительно выше полученной в результате проведенных исследований. Поэтому была решена обратная задача, а именно распределение известного объема НПР по скоплениям различной величины (крупности). Результаты этой процедуры представлены в табл. 6.16.
Геологическая оценка реальности полученных результатов показывает, что например, открытие даже одного месторождения газа крупнее 300 млрд. м3 на суше Гыдана маловероятно, трех месторождений по 150-250 млрд. м3 допустимо, более 20 крупных месторождений вполне реально, и т.д.
Безусловно, недра Гыдана содержат и большое число мельчайших - менее 1,0 млрд. м3 - месторождений, как правило одно-двух залежных (по разрезу), вероятно многие сотни, но целесообразность (экономическая) их поисков и освоения наступит явно за пределами 2025-2030 гг., и в данной работе они не рассматриваются. Вместе с тем, общий газовый потенциал Гыдана с их учетом оценивается в 5,7-5,8 трлн. м3.
Как видим, в этом случае наблюдается значительная концентрация ресурсов в мелких и мельчайших месторождениях объемом менее 10 млрд. м , а эффективные ресурсы распределены по 136 скоплениям со средним объемом порядка 40 млрд. м3, общее количество прогнозируемых месторождений объемом более 1 млрд. м3 превышает 1,3 тысячи. Такое рассредоточение остаточной части ресурсов резко снижает рентабельность их поисков, а по мнению геологов-экспертов такое число еще и трудно разместить территориально, если учесть размеры ареалов месторождений, когда мелкое месторождение с залежью газа, например, в сеномане, в объеме 1 млрд. м3 занимает площадь - проекцию на земной поверхности -3-4 км2 (2x2 км), а вместе с «водоносным ареалом влияния» - не менее 15-16 км2 (4x4 км): даже средние и мелкие месторождения (менее 10 млрд. м3) числом 1740 должны занять площадь не менее 30-32 тыс. км2 (около 40 %) Гыданской области, что представляется как невероятное событие, поскольку негде будет «размещать» средние (более 10 млрд. м3) и крупные (более 30 млрд. м3) месторождения, с учетом того, что только одно гигантское по запасам Утреннее месторождение уже занимает по факту около 3000 км2.
Результаты проведенной оценки позволяют сделать вывод, что высокоэффективная часть начальных потенциальных ресурсов Гыдана в значительной степени уже выявлена (открыта) и переведена в запасы категорий C1 и С2. Следовательно, будущие открытия, скорее всего, будут связаны с отдельными крупнейшими, рядом крупных, но преимущественно со средними и мелкими по запасам месторождениями, что существенно снизит будущую эффективность поисково-оценочного бурения.
Таким образом, в итоге могут быть рассмотрены три независимые оценки газового потенциала Гыдана, две из которых получены авторами настоящей работы (трлн. м3): 5,0 - 7,1 - 8,7.
Минимальная оценка подтвердится будущими приростами промышленных запасов, вероятно, не менее, чем на 80 % (а возможно и на 110-120 %), средняя оценка - на уровне 60 %, вместе с тем, вероятность подтверждения официальной оценки в 8,7 трлн. м3, очевидно, около 40 %. Таким образом, авторы предлагают принять интервальную оценку НПР газа собственно Гыданской области 6,5-7,5 трлн. м3, в том числе неоком - 2,8-3,0 трлн. м3.
Для оценки геологических ресурсов конденсата в породах нижнего мела и средней юры проанализировано распределение жидких УВ в газе по данным Государственного баланса. В альб-сеноманских залежах севера ЗСМП повсеместно содержание тяжелого нафтенового конденсата минимально: чаще всего менее 1 г/м3 (редко до 2-5 г/м3), в аптских залежах (горизонты ТП1-10 Ямала и ПК16-22 НПТР), в зависимости от локальных термоглубинных условий залегания скоплений газа содержание конденсата несколько повышается (от 0,5-2 до 10-15 г/м3, редко более).
В соответствии с пониженными геотермическими условиями в недрах Гыдана нижняя конденсатная граница стратиграфически опускается до горизонтов ТП15-ТП17 неокома, в вышележащих горизонтах танопчинской свиты содержание нафтенового «незрелого» конденсата малоизучено, но явно не превышает первых г/м3. Максимальное содержание жидкой фазы в газах неокома достигает 158,7 г/м3, в единственной юрской залежи горизонта Ю2 - 150 г/м3. Безусловно, в силу ряда причин конденсатно-газовая характеристика меловых залежей Гыдана исследована крайне недостаточно. Тем не менее, можно воспользоваться средневзвешенной по запасам величиной ГКФст.(геол), равной около 114 г/м (без минимальных, явно заниженных значений в 12,1-14 г/м3 по горизонтам ТП17-ТП18 Утреннего месторождения). Вместе с тем, эту величину нельзя относить и ко всем ресурсам неокома, поскольку в верхних горизонтах подкомплекса она явно ниже 50 г/м3. Из 3,0 трлн. м3 предполагаемых ресурсов газа в неокоме к верхним горизонтам приурочено не менее 20 %, для которых величина ГКФСТ принята равной 35 г/м3. Точно также, для ресурсов средней юры ряда ПУ, в пределах которых СТ превышают 110-115 °С, а величина R° более 1,10-1,15 % (250 м ниже кровли Ю2) даже величина конденсатосодержания в 150 г/м может быть несколько завышена, и примерно для 30 % ресурсов газа средней юры величина ГКФст.(геол) экспертно принята равной 120 г/м3.
Геологические ресурсы конденсата Гыданской области (в млн. т) оцениваются следующими величинами:
Извлекаемые запасы конденсата оцениваются в 350 млн.т.
Значительно труднее оценить ресурсы нефти в породах неокома и средней юры, учитывая, что альб-сеноманская, аптская и нижнеюрская толщи собственно Гыданской области практически бесперспективны, в силу эволюционно-генетических причин. По условиям нефтеносности нижнего мела Гыдан близок к Ямалу, в то время как Средне-Мессояхский район тяготеет к НПТР, где развиты НГ-месторождения сходного генезиса (Русское, Тазовское, Северо-Комсомольское и др.). Если рассматривать плотности ресурсов нефти в неокомском комплексе, то они относительно высоки на ЭУ юго-запада ЯНАО и экспоненциально уменьшаются на север и северо-восток. В Пур-Тазовской НГО значения плотностей ресурсов нефти на ЭУ не превышают 85-121 тыс. т/км2 (максимум - в Заполярном районе), обычно 4,7-24,5 тыс. т/км2, на Ямале от 2,8 до 69,5 тыс. т/км2 (без Новопор-товского района), обычно в диапазоне 9,7-31,8 тыс. т/км2. Безусловно, нефтеносность неокома «угасает» с юго-запада на северо-восток и с запада на восток (от Ямала к Усть-Енисейскому району), о чем свидетельствуют и величины плотностей ресурсов нефти по двум ЭУ Гыдана: 1,5-6,2 тыс. т/км2 (без локализованных ресурсов, достоверность оценки которых по нефти низка). Точно также и по среднеюрскому подкомплексу НПТР и Ямала, если исключить «ураганные величины» в 92,6-94,9 тыс. т/км2 по Уренгойскому и Новопортовскому ЭУ, где на дегазацию юры, безусловно, «поработала» разломная тектоника, высвобождая полезный объем ловушек в кровле средней юры для нефти, обычные значения плотности не превышают 5,0 тыс. т/км2. Таким образом, для оценки НПР нефти Гыдана экспертами выбраны следующие параметры (табл. 6.15).
Таким образом, по сугубо ориентировочным прикидкам нефтяной потенциал недр Гыданской области (без Западно-Мессояхского района) может быть оценен интервально в 0,85/0,7-1,0 млрд. т (геологические запасы) и в 0,275/0,25-0,30 млрд. т (извлекаемые).
В качестве контроля оценок ресурсов газа можно использовать следующий подход. Плошади суши Ямала и Гыдана относятся примерно как 1:0,6 (108-111 тыс. км и 70-73 тыс. км2). При величине газового потенциала ЯГНО в 20,75 трлн. м3 (официальная оценка) и 18,5 трлн. м3 (оценка ВНИИГАЗа) плотности ресурсов газа на Ямале составят примерно 168-188 млн. м/км2 и даже при коэффициенте аналогий, равном 1,0, ресурсы газа Гыданской области составят 10,2-10,4 трлн. м3, при средней оценке, несколько превышающей официальную (10,8). Однако это противоречит наблюдаемым закономерностям. Гыдан по ряду показателей газонефтеносности выглядит значительно «беднее» углеводородами, чем Ямал, этот факт вряд ли вызовет возражение даже у самых горячих оптимистов.
При равномерно-площадном развитии ГРР месторождения-лидеры по запасам УВ открываются, как правило, в числе первых (обычно среди первых 3-7, до 10) месторождений. На Гыдане уже открыто 12 первых месторождений на самых крупных положительных структурах. Утреннее месторождение (запасы категории B+C1+C2 - 764,3 млрд. м3), которое было открыто третьим по счету, может рассматриваться в качестве ведущего по запасам в Гыданской области. Это значит, что реальные ресурсы газа Гыданской области не должны превышать 7-8 трлн. м3 (при среднем соотношении запасов лидирующего месторождения к потенциальным ресурсам как 1:(9-10), что является эмпирически установленным фактом) для большого числа провинций и областей мира.
Таким образом, согласно последним ресурсным исследованиям авторов (2002-2005 гг.), величина газового потенциала областей СВЗСП снижается с запада на восток. Рекомендуемые авторами величины потенциальных ресурсов УВ (традиционных) Гыданской области таковы:
- свободный газ (геол.) - 7,1 трлн. м3;
- конденсат (извлек.) - до 350 млн. т;
- нефть (извлек.) - до 300 млн. т.
- Всего - 7,75 млрд. т у.т.
Следует отметить, что промышленная значимость Гыдана по газу и жидким УВ совершенно различна, так как извлекаемые ресурсы свободного газа (при КИГ от 0,65 до 0,85, по разновозрастным комплексам), оцениваемые в 5,1-5,3 трлн. м3, значительно превышают не только авторские оценки извлекаемых ресурсов жидких УВ (0,650 млрд. т), но и явно завышенную последнюю официальную оценку (более 1,5 млрд. т).