Альб-Сеноманский комплекс
Для оценки ресурсов газа альб-сеноманского комплекса суши Ямала в 1999—2000 гг. были проанализированы статистико-ресурсные данные по семи ЭУ (рис. 8.2, табл. 8.5). Наибольшая удельная плотность запасов и ресурсов газа отмечается для Бованенковско-Харасавэйского суперэталона (СЭУ-1) и ЭУ-2 (Тамбейской группы месторождений) — более 100 млн. м3/км2, наименьшая — для ЭУ юго-востока области (менее 21 млн. м3/км2). При этом необходимо учитывать, что суммарная площадь альб-сеноманских ЭУ составляет 32,7 тыс. км2 (более 30 % от перспективной площади), а запасы (ресурсы) газа в их пределах — 4,65 трлн. м3, т.е. вплотную приблизилась к минимальной оценке 1984 г. и ненамного ниже согласованных оценок 1988—1993 гг. (6,0 трлн. м3).
Обращают на себя внимание следующие обстоятельства. На Ямале запасы УВ альбских залежей хотя и уступают почти в 3 раза запасам массивного сеномана, но тем не менее образуют достаточно крупные скопления, благодаря развитию протяженных глинисто-алевролитовых покрышек, расчленяющих разрез альб-сеноманского комплекса на ряд природных резервуаров. В пределах суши Ямала и особенно на шельфе в структуре неоткрытых ресурсов газа доля альбских залежей сопоставима или даже несколько превышает долю сеноманских залежей.
Площадное распространение ЭУ в НПТР и на Ямале с учетом их тектонической приуроченности и общей разбуренности территории свидетельствует о невысокой остаточной перспективности альб-сеноманского комплекса в относительно малоизученных, точнее недоизученных зонах этих областей, поскольку газ «избегает» впадин и прогибов, в особенности исчезающе мала вероятность развития (и открытия в ходе дальнейших ПРР) сколько-нибудь крупных залежей газа в массивных резервуарах сеномана, хотя существование мелких и мельчайших по запасам залежей УВ в комбинированных ловушках альба вполне вероятно.
Для проведения расчетов по ЭСКМ и ЭМПР (ЭМПП) проанализированы генетические параметры прогноза и количественные связи между их величинами и удельными плотностями запасов и ресурсов газа на ЭУ.
В табл. 8.6 приведены значения генетических параметров прогноза по ЭУ Ямала.
Построены графоаналитические зависимости между отдельными тектоническими, литологическими и эволюционными параметрами, наиболее тесные, логично объясняемые зависимости получены для пяти параметров, примеры показаны на рис. 8.4.
В рамках расчетов по ЭСКМА для всех ПУ рассчитаны значения указанных выше параметров и с генетических кривых зависимости сняты значения плотностей ресурсов газа на каждом из ПУ. В результате получены тренды вероятных значений плотностей ресурсов газа и выбраны их интервальные величины, которые с учетом площадей ПУ дают искомые абсолютные величины ресурсов. В сумме, НПРГ на ПУ составили 1,55 трлн. м3, а вместе с ресурсами ЭУ — 6,2 трлн. м3.
Оценка ресурсов газа экспертными методами
А. Метод прогнозирования по плотностям ресурсов па эталонах
Для оценки ресурсов газа по данной модификации экспертного метода проведено индивидуальное сравнение значений генетических параметров прогноза на ПУ и ЭУ, которые близки к подсчетным либо территориально, либо по условиям онтогенеза газа в породах альб-сеноманского комплекса и вероятным удельным плотностям запасов и ресурсов. При этом использовалось от двух до четырех тектонических и один — два литологических параметра, а также полученные графоаналитические связи типа параметр — плотность ресурсов на ЭУ. Результаты экспертных оценок вероятных плотностей ресурсов на ПУ приведены в табл. 8.7. Произведение площадей участков на найденные значения удельных плотностей дает абсолютные величины потенциальных ресурсов газа. Таким образом, по ЭМПР потенциальные ресурсы на ПУ оцениваются на Ямале в 1,46 трлн. м3. В итоге НПРГ Ямала по данному методу составляют 6,1 трлн. м3.
Б. Метод прямого прогнозирования ресурсов газа
Анализ накопленного с 1962 г. огромного по объему фактического материала по геологическому строению, газонефтеносности, распределению промышленных скоплений УВ и газонефтепроявлений и, в конечном итоге, условий их формирования в породах комплекса на территории ЯНАО позволяет, с учетом разбуренности отдельных областей и районов, дать экспертные интервальные вероятностные оценки неоткрытой части УВ-потенциала альбской и сеноманской осадочных толщ.
Начальные открытые запасы комплекса составляют 4,65 трлн. м3, в том числе: сеноман массивно-пластовый — 3,3, пластовый — 0,1, альб — 1,2 трлн. м3. Ресурсы газа по ямальским ПУ экспертно оцениваются в 1,1—1,3, в том числе: сеноман — соответственно 0,7—0,8 и 0,1, альб — 0,3—0,4 трлн. м3, суммарные НПР по ЭУ+ПУ — 5,7—5,9 трлн. м3. Таким образом, совокупные неоткрытые ресурсы альб-сеноманского газоносного комплекса на суше Ямала составляют 1,2—1,4 трлн. м3.
В результате рассуждений и расчетов по трем независимым методам НПР свободного газа суши Ямала можно оценить в 5,8—6,0 трлн. м3.
Особого внимания заслуживает экспертная оценка газового потенциала альб-сеноманской толщи ближнего шельфа (30—50 км от береговой линии), включая губы и заливы, в силу значительной реализации неоткрытых ресурсов близлежащей суши. С учетом морских продолжений многих гигантских месторождений, открытых на суше (Харасавэйского, Крузен-штернского, Южно-Тамбейского, Геофизического, Семаковского, Антипаю-тинского, Юрхаровского и др.), представляется, что ресурсы газа Тазовской губы составляют не менее 1,5—1,8 трлн. м3, в том числе Тазовско-Гыданского свода — 1,2—1,4 трлн. м3, Обской губы и острова Белый — 3,0—3,3, Западно-Ямальского прибрежного шельфа — 1,2—1,4 трлн. м3 (в сумме 5,7—6,5 трлн. м3).
В сумме НПР газа уникального альб-сеноманского комплекса суши Ямала и ближнего шельфа оцениваются в 11,5—12,5 трлн. м3. В силу генетических причин, ресурсы альба и сеномана всего открытого шельфа Карского моря (без губ) не превысят 6,0—6,5 трлн. м3 (с отношением ресурсов первого ко второму 60:40—50:50 %), а в целом ресурсы северо-западных районов ЗСНГП — 17,5—19,0 трлн. м3.
Неоком-Аптский комплекс
В расчетах НПР 1999—2000 гг. этот комплекс рассматривался как единый, что верно с генетических позиций, в расчетах 2002 г. — отдельно апт и неоком.
Так же, как и для альб-сеноманского НГК, для неоком-аптского комплекса собрана и проанализирована вся геологическая и статистикоресурсная информация по выделенным ЭУ и ПУ (рис. 8.3, табл. 8.8). При этом плотности ресурсов газа на ЭУ оказались более, чем в полтора раза выше, чем по альб-сеноманскому комплексу, как впрочем и ресурсы (конечные запасы) газа на эталонах (7,6 против 4,7 трлн. м3). Это априори свидетельствует о более значительной величине газового потенциала среднего стратиграфического комплекса, который в арктических районах ЗСНГП занимает доминирующее положение в суммарном УВ-потенциале осадочного чехла.
Для ЭУ были определены значения генетических параметров прогноза и построены кривые зависимости плотности ресурсов газа от каждого из параметров. Наилучшие зависимости получились для двух тектонических и четырех литологических параметров. В качестве примера приведены рис. 8.4—8.6. С использованием двух методов — ЭСКМА и ЭМПР — оценены ресурсы газа в целом неоком-аптского комплекса. В сумме по ЭУ они составили 7,6 трлн. м3 (с учетом ресурсов С3= Д0), по ПУ — 2,1—2,5 трлн. м3, суммарно 9,7—10,1 трлн. м3, в том числе в апте — 6,1—6,2, неокоме 3,6—3,9 трлн. м3 (табл. 8.9—8.10).
Расчеты НПР газа и нефти 2001—2002 гг. проведены по экспертноаналоговому методу, в котором для выбора коэффициентов изменения плотностей ресурсов на ПУ и наиболее схожими с ними ЭУ были использованы кривые зависимости величин плотностей ресурсов от генетических параметров прогноза. При этом были выделены несколько другие по конфигурации и площади ЭУ и ПУ, с учетом губ и ближнего шельфа Карского моря (см. рис. 8.4) (ЭУ: № 1 — Бованенковско-Харасавэйский, № 2 — Тамбейский, № 3 — Сеяхинский, № 4 — Нурминский, № 5 — Новопортовский, № 6 — Утренний, № 7 — Южно-Гыданский). В силу громоздкости расчетов приведены результирующие величины КяЗ.(ан.), позволившие обоснованно рассчитывать плотности НПР газа и нефти на ПУ, а с учетом их площадей — и абсолютные виличины ресурсов УВ, составленных из сумм открытых и неоткрытых запасов (ресурсов).
В итоге НПР газа аптского комплекса составили 10,7 трлн. м3, в том числе: суша Ямала — 5,8 трлн. м3 (по ЭУ и ПУ № 4, 6, 7, без морской части ЭУ № 1).
Таким образом, ресурсы газа неоком-аптского комплекса суши Ямала могут быть приняты в объеме (трлн. м3) 9,5—10,1, в том числе апт — 5,8—6,2, неоком — 3,7—3,9.
Ачимовская толща
Ресурсы газа ачимовской толщи восточных зон ЯГНО могут быть приняты экспертно в объеме около 0,1 трлн. м3.
Юрский комплекс
Для песчано-глинистой коллекторской толщи нижней-средней юры на территории Ямала выделены один СЭУ, один ЭУ, два полуэталонных участка и намечено 27 ПУ. Расчетные плотности ресурсов газа на ЭУ и ПЭУ получились довольно высокими (табл. 8.14) от 67,2 до 176,9 млн. м3/км2, однако надо иметь в виду, что доля запасов категории В + Q на всех четырех участках невысока (менее 30 %), поэтому и надежность выбранных в качестве эталонных (полуэталонных) участков нельзя считать высокой.
В связи с этим эталонную обеспеченность 27 ПУ также нельзя рассматривать как удовлетворительную. Для четырех участков выбраны генетические параметры прогноза и определены их величины, в результате построены зависимости плотности ресурсов газа (с учетом недоизученности ЭУ и ПЭУ) от величины конкретных параметров (рис. 8,7, 8.8). При этом СЭУ-1 и ЭУ-2 были разделены на 2 подучастка каждый. Это связано со спецификой влияния высокого уровня катагенеза на СЭУ-1 (Харасавэйском) и разломного фактора на ЭУ-2-2 (собственно Новопортовском). Из 16 зависимостей достаточно четкие, логично объяснимые зависимости получились для восьми параметров.
По «работающим» параметрам определены их значения на ПУ, а по генетическим кривым — зависимости плотностей ресурсов от конкретных параметров, определены «индивидуальные» величины плотностей ресурсов газа и нефти на ПУ и с использованием трендов значений плотностей и по величинам площадей участков рассчитаны НПРУВ по верхней половине тюменской свиты Ямальской НГО на ПУ, а в сумме с ресурсами оценены ресурсы газа области в целом. Таким образом, по ЭСКМА НПР газа верхней части юрского комплекса Ямала составляют 4,5 трлн. м3.
С применением ЭМПР рассчитаны ресурсы газа и нефти верхней половины тюменской свиты и ее аналогов. Они оцениваются по ПУ соответственно в 3,3 трлн. м3 и 0,54 млрд. т. В сумме с ресурсами ЭУ газовый потенциал верхней части свиты оценивается в 4,6 трлн. м3.
В нижней половине тюменской свиты и в НГЗК так же выделены ЭУ, однако их надежность оценивается как невысокая. При этом для низов юры плотности ресурсов газа оказались по ЭУ весьма близкими (13—16,7 млн. м3/км2), кроме Бованенковско-Харасавэйского суперэталона (35,2 млн. м3/км2), точно также своеобразным «суперэталоном» для НГЗК является Новопортовский (ЭУ-4, 17 млн. м3/км2). С использованием данных по ЭУ оценены ресурсы этих двух прогностических объектов на ПУ. Они составили соответственно 381,0 и 300,0 млрд. м3, в сумме с ресурсами ЭУ — около 627,0 и 380,0 млрд. м3. Таким образом, газовый потенциал нижнесреднеюрской толщи Ямальской области в конечном итоге может быть оценен в 5,2 трлн. м3 (по всем прогностическим — подсчетным объектам и с применением разных методов оценки), однако в эту сумму входят «полу-традиционные» ресурсы (пограничные по добывным возможностям) в объеме не менее 1,0—1,1 трлн. м .
Таким образом, ТРГ свободного газа в породах нижней-средней юры ЯГНО оцениваются в 4,1—4,2 трлн. м3, в том числе 3,6—3,7 в верхней половине комплекса, 0,3 в нижней и базальных горизонтах юры, 0,2 в НГЗК. Газоносность «коренного» палеозоя чисто экспертно оценивается в 0,3—0,4 трлн. м3 (категория Дд). В конечном итоге, по данным авторов, традиционные ресурсы газа юры и мела суши Ямала оцениваются интервально в 19,5—20,4 трлн. м3, а с НГЗК и доюрским комплексом пород — 20,1—21.0 трлн. м , в том числе неоткрытая часть ресурсов (С3 = Д0 + A1 + Д2) в 6.0—6,9 трлн. м3 (табл. 8.11, 8.12).
Исходя из общей геолого-геофизической изученности и реальной величины неоткрытых традиционных ресурсов свободного газа, на суше Ямала прогнозируют 5—7 месторождений в диапазоне от 100 до 200 млрд. м3 (0,9—1,2 трлн. м3 «предполагаемых» конечных запасов), 36 — 40 месторождений от 30 до 100 млрд. м3 каждое (1,8—2,0 трлн. м3), до 75—80 — средних (10—30 млрд. м3, в сумме — 1,0—1,4 трлн. м3) и многие сотни мелких и мельчайших месторождений и залежей (1,4—2,7 трлн. м3).
Одной из проблем Ямала, как впрочем, и всех северных областей провинции, является соотношение между ТРГ и НТРГ и оценка величины последних, особенно остро эта проблема стоит для юрского и более древних, глубокопогруженных комплексов пород.
Большая часть геологических ресурсов газа в нижних горизонтах осадочного чехла (стратиграфически ниже верхней юры) Карского моря и Обской губы будет относиться к нетрадиционным.
Вместе с тем, официальная оценка традиционных ресурсов газа суши Ямала, составляющая 20,75 трлн. м3, представляется несколько завышенной. По оценкам авторов более реальна величина 19,5—20 трлн. м3, при этом авторы прекрасно отдают себе отчет в том, что НПР должны быть круглыми..., очень круглыми величинами. Нетрадиционные ресурсы свободного газа в плотных низкопроницаемых коллекторах и мельчайших скоплениях внутри угленосных толщ оцениваются в 5,5—7,0 трлн. м3 (минимальная оценка). Таким образом, общий газовый потенциал осадочного чехла Ямала оценивается, по расчетам авторов, в 25,8—27,0 трлн. м3. Его практически полная реализация произойдет в период 2030—2040 гг. Представляется, что новые технологии проводки скважин в экстремальных термобароглубинных условиях освоения газонасыщенных низкопроницаемых горизонтов и разработки скоплений УВ позволят перевести после 2015 г. значительную часть геологических нетрадиционных ресурсов газа Ямала в извлекаемые, рентабельные к разработке ресурсы и запасы.
Одной из наиболее трудных проблем нефтегазовой геологии арктических районов является проблема количественной оценки нефтяного потенциала. Текущее соотношение между запасами свободного газа и нефти (геологическими) составляет 1:0,09 (В + C1 + С2).
Ресурсы «обычной» для разработки нефти в альб-сеноманском комплексе Ямала (суша + ближний шельф) по экспертно-генетической оценке авторов не превысят 0,10—0,12/0,02—0,03 млрд. т (геол./извлекаемых) и будут приурочены в шовно-разломной зоне северо-западного простирания, параллельной Нурминскому мегавалу.
На Ямале и Гыдане значительная часть термоглубинного интервала, соответствующего «нефтяному окну» для лейптинито-гумусового ОВ (R° от 0,55 до 1,25%) и фазе (зоне) максимальной генерации битумоидов (R° от 0,50 до 0,85 % для всех типов ОВ), приходится на мощную глинистую толщу верхней юры-валанжина. Этим в значительной степени объясняется невысокая величина нефтяного потенциала юрских и нижне-меловых толщ арктических полуостровов. Доля нефти в суммарных ресурсах УВ Карского моря по генетическим причинам будет еще меньше, чем на прилегающей суше.
Развиваемый авторами подход к прогнозированию генерационных отношений газ/битумоиды в породах со смешанным и преимущественно гумусовым ОВ и аккумуляционно-консервационных отношений газ/нефть в залежах позволил провести экспертную оценку ресурсов нефти.
Возможные традиционные ресурсы нефти в породах неокома и юры следует связывать с величинами ресурсов газа зоны «нефтяного окна» — 12,0—12,5 трлн. м3. При известном отношении запасов «катагенетического» газа и нефти (геологических) в открытых залежах (вместе с залежами в низах апта Северного Ямала) и предполагаемых отношениях газ/нефть в неоткрытых залежах неокома и верхней половины юры, с учетом генерационных и консервационных условий в мало- и неизученных зонах впадин и прогибов геологические традиционные ресурсы нефти составят всего 2,0—2,14 млрд. т. С учетом важнейшей части нетрадиционных ресурсов нефти, в плотных низкопроницаемых коллекторах (с фоновыми дебитами из залежей менее 10 т/сут на глубинах более 3000 м) чисто экспертно и по аналогии с нетрадиционными ресурсами газа суммарный нефтяной потенциал ЯГНО оценивается в 2,5—2,7 млрд. т.
В конечном итоге структура общего УВ-потенциала (ОПУВ) Ямальской области представляется следующей (млрд. т н.э.):
Газовый потенциал недр Карского моря, включая губы и заливы, оценивается различными исследователями в диапазоне от 20—23 до 34,5 трлн. м3. По мнению авторов, вряд ли ресурсы свободного газа шельфа превысят ресурсы Ямальской области, и поэтому величины НПРГ (традиционные) оцениваются авторами экспертно в 22—23 трлн. м3, в том числе до 6 трлн. м3 — Обская и Тазовская губы. Однако в связи с геологическими особенностями, нетрадиционные ресурсы газа в недрах моря будут больше, чем на суше (до 10—12 трлн. м3).