Проблема возобновляемости нефтегазовых ресурсов.

Для бассейнового анализа были использованы также многочисленные научные публикации и фондовые отчеты.
Переинтерпретация сейсмических материалов на основании программного обеспечения Kingdom и Open Works (Landmark) позволила значительно уточнить, а в ряде случаев - создать принципиально новые структурно-тектонические модели формирования и строения осадочных бассейнов на арктическом шельфе России.
Реконструкция истории развития того или другого региона проводится с учетом всех накопленных геологических данных: литолого-фациального состава отложений; ранее выполненных палеогеографических реконструкций, масштабов и характера установленных в разрезе перерывов в осадконакоплении и др. На основании данных материалов с учетом сведений по скважинам на прилегающей суше выполняется стратификация отражающих горизонтов, актуализируются палеогеографические построения. Анализ источников сноса позволяет спрогнозировать вероятное распространение, свойства и состав коллекторов. В дополнение к этому для оценки развития флюидоупоров и резервуаров в разрезе и в плане по сейсмическим сведениям выполняется сиквенс-стратиграфический и сейсмофациальный анализ. Данный подход для нескольких регионов (шельфы моря Лаптевых и российской части Чукотского моря) применен в первый раз.
В целях прогноза состава и развития НГМТ в осадочных бассейнах арктического шельфа в ОАО «НК «Роснефть» создана и постоянно обновляется геохимическая база данных. С учетом данных материалов, а также выполненных литолого-фациальных и палеогеографических реконструкций региона оценивается характер распространения нефтегазоматеринских пород.
Моделирование формирования углеводородных систем.
Само моделирование формирования углеводородных систем выполняется преимущественно в пакете TemisSuite. Цикл состоит из 1D, 2D и 3D моделирования. Подготовка материалов включает в себя создание структурной модели, восстановление толщин эродированных отложений, прогноз распространения коллекторов, нефтегазоматеринских пород и флюидоупоров по площади и в разрезе. При моделировании производятся калибровка тепловой модели, анализ воздействия самых критичных показателей (масштаба разломов и эрозионных процессов) на сохранность и формирование залежей, выполняется прогноз углеводородонасыщения резервуаров.
Низкая степень изученности осадочных бассейнов шельфа обусловливает ряд проблем, которые связаны, в первую очередь, с наличием множества неопределенностей. В связи с этим авторами проводятся многовариантное моделирование формирования скоплений углеводородов и анализ чувствительности модели к изменению того или другого показателя. Обычно оцениваются оптимистичный, пессимистичный и самый возможный варианты. Безусловно, большая часть неопределенностей может быть снята только после бурения поисковых или параметрических скважин.
Рассмотрим на примере разных бассейнов шельфа некоторые проблемы и подходы к их решению.
Стратификация и полнота разреза. Неоднозначность полноты разреза и стратификации осадочного чехла характерна для менее изученных осадочных бассейнов восточной Арктики. Это вызвано отсутствием глубоких скважин на шельфе и невозможностью однозначной привязки отражающих сейсмических горизонтов к скважинам, которые пробурены на побережье моря Лаптевых и в американском секторе Чукотского моря.
Для западной части шельфа моря Лаптевых, где взгляды на разное стратиграфическое наполнение разреза осадочного чехла отличаются более значительно, моделирование выполнялось как для варианта развития здесь пермско-кайнозойского разреза, так и для варианта с меньшим стратиграфическим интервалом – в объеме, который включает только апткайнозойские отложения. В первом варианте моделирование показало, что значительно большим заполнением углеводородами характеризуются наиболее приподнятые и бортовые структуры региона. Помимо этого, обозначилось преимущественно насыщение структур нефтью. По итогам второго варианта отмечаются наибольшее заполнение углеводородами самых погруженных в бассейне ловушек и газовый состав насыщающих их флюидов.
Тепловая история. Моделирование с учетом разной тепловой истории производится по всем исследуемым бассейнам. При этом учитываются современные замеры (как правило, единичные) теплового потока на поверхности и пластовых температур по скважинам, а также основной критерий палеотемператур – значения отражающей способности витринита (Ro) как по керну, так и по породам из естественных обнажений. Также важна оценка периодов тепловой активизации региона, которые связаны магматизмом с и рифтогенезом. Обычно анализируют различные варианты при дифференцированном или постоянном во времени тепловом потоке. Моделирование по шельфу моря Лаптевых показало, что с изменением теплового потока значительно меняются время начала миграции и генерации углеводородов, степень заполнения ловушек и фазовый состав флюидов в прогнозируемых залежах. Устранение неопределенностей, которые связаны с тепловой историей, представляется возможным посредством калибровки моделей по итогам бурения, повышения количества замеров современного теплового потока и более точной реконструкции стадий тепловой активизации региона.
Анализ нефтегазоматеринских толщ. Следующей важной составляющей при моделировании является учет особенностей строения НГМТ, их геохимической характеристики. В отношении самых малоизученных осадочных бассейнов севера Охотского моря и восточной Арктики различные ученые значительно расходятся в анализе развития в разрезе разных по нефтегазоматеринскому потенциалу пород. Исследователи проводят исследование НГМТ в разрезах обнажений и скважин на островах и прилегающей к акватории части суши, а также привлекаются сведения по ближайшим осадочным бассейнам-аналогам. Неоднозначность исходных сведений по характеристикам и положению в разрезе НГМТ обусловливает проведение многовариантного моделирования с учетом разных показателей нефтегазоматеринских пород. По участкам шельфов, где в разрезах развиты кремнистые НГМТ, моделирование выполняют также с учетом разной кинетической характеристики керогена. При этом моделирование дает неоднозначные итоги. К примеру, различные кинематические характеристики керогена незначительно воздействуют на степень заполнения характер ловушек и в акватории Охотского моря, потому что кремнистые нефтегазоматеринские породы здесь только вступили в основную фазу нефтегенерации и не оказали значительного влияния на заполнение ловушек и фазовый состав углеводородов. В то же время в Южно-Карском бассейне эти критерии проявляются в большей степени, поскольку кремнистые НГМТ здесь преимущественно уже реализовали свой генерационный потенциал. Максимальное воздействие на характер насыщения разреза углеводородами отмечается при изменении таких характеристик, как толщины НГМТ, содержание и тип органического вещества.
Анализ воздействия перерывов в осадконакоплении и масштабов эрозии пород. Моделирование с учетом разных масштабов эрозии пород показало, что размывы амплитудой менее 300-500 м, а также крупные размывы, которые происходили до начала главной стадии генерации углеводородов, несущественно воздействуют на сохранность и формирование залежей. Например, значительная по масштабам предъюрская эрозия пород в Северо-Чукотском бассейне, в целом отрицательно повлияла на формирование залежей в вышележащих комплексах из-за размыва одной из главных в разрезе нефтематеринских пород триасовой формации Шублик. В разрезе ниже эрозионной поверхности предъюрские процессы сыграли положительную роль, способствуя формированию ловушек стратиграфического вида. Главная стадия миграции и генерации углеводородов здесь протекала позднее. Аналогичная ситуация отмечена и для осадочных бассейнов в северной части Охотского моря.
Отрицательно на процессы сохранности и формирования скоплений углеводородов воздействовали размывы и крупные перерывы, которые происходили после или во время главной фазы миграции и генерации газа и нефти из очагов в ловушки. К примеру, моделирование показывает, что в Северо-Чукотском прогибе во время раннекайнозойского и раннемелового размывов произошло почти полное разрушение залежей углеводородов в прибортовой зоне поднятий, вдоль зоны взбросонадвигов Врангеля – Геральда.
Оценка влияния разломов. Опыт моделирования с учетом разной проводимости разломов показывает, что на региональной стадии при отсутствии сведений о проводящей роли разломов, крупных размерах поднятий и не настолько значительной вертикальной амплитуде разломов существенных отличий в насыщении сводовых частей структур не отмечается. Моделированием воздействия разломной тектоники на этой стадии можно пренебречь, потому что оно вносит только больше неопределенностей в модель. Критерий разломной тектоники рационально учитывать при моделировании на поисковых участках, когда по соседним месторождениям-аналогам можно судить о проводимости разломов разных масштаба, направлений и типов.
В целом по опыту 2D моделирования формирования углеводородных систем в ОАО «НК «Роснефть» рассчитывается обычно от 12 до 20 вариантов модели. Итоговые заключения о перспективности объектов и их ранжирование основываются на сведениях анализа соотношения неблагоприятных и благоприятных сценариев процессов формирования скоплений углеводородов.
Трехмерное моделирование выполняется, как правило, для самого вероятного сценария. Оно направлено на определение зрелости главных нефтематеринских толщ по площади исследований, выделение очагов генерации углеводородов, анализ объемов эмигрировавших и сгенерированных углеводородов, выявление зон дренирования для перспективных объектов и анализ фазового состава флюидов в залежах. При наличии статистических сведений по региону о масштабах потерь углеводородов при миграции 3D моделирование используется для количественной оценки ресурсов возможных залежей.

Заключение

Следовательно, подведем следующие итоги по работе в целом.
Первые итоги использования бассейнового анализа в ОАО «НК «Роснефть» были получены по Ванкорскому региону в 2004 г.
В 2006 г. в пакете LOCAS было выполнено моделирование формирования и заполнения углеводородами сложнопостроенного Воргамусюрского объекта на гряде Чернышева в Тимано-Печорском бассейне. По итогам моделирования был получен благоприятный прогноз насыщения углеводородами каменноугольных и нижнепермских отложений в поднадвиговой части Воргамусюрской структуры. Бурение скв. 2 Воргамусюрская подтвердило этот прогноз. Из нижнепермских карбонатов был получен приток нефти дебитом 2 м3/сут. Из-за низких коллекторских параметров нижнепермских карбонатов и незначительных запасов залежь оказалась непромышленной.
В 2007-2012 г.г. по итогам комплексного исследования перспектив нефтегазоносности шельфов морей Российской Федерации с применением технологий бассейнового моделирования были переоценены ресурсы углеводородов, выполнено ранжирование перспективных объектов и подготовлены рекомендации по дальнейшим направлениям и лицензированию ГРР на шельфах Баренцева, Печорского, Лаптевых, Карского, Охотского, Чукотского, Черного и Каспийского морей.

Список литературы

Авдокушин Е.Ф. О некоторых чертах новой мировой экономики // Вопросы новой экономики. – 2014. – № 1 (29).
Агузарова Ф.С., Татрова Э.Т.. Влияние нефтегазовых доходов на формирование федерального бюджета Российской Федерации//Налоги и налогообложение. -2013-9.
Агузарова Ф.. Значение нефтегазовых доходов в экономике России//NB: Экономика, тренды и управление.-2014-1.
Андронова И.В. и др. Основные тенденции развития российского нефтесервиса в условиях экономической нестабильности // Нефть и газ Западной Сибири: материалы международной научно-технической конференции. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2015. - 213 с.
Бирюков Е.С. Роль финансов стран-членов ССАГПЗ в мировой экономике // Вестник МГИМО (Университета). - М.: ГУУ, 2013. – №2.
Богоявленский В.И. Нефтегазодобыча в Мировом океане и потенциал российского шельфа. ТЭК стратегии совершенствования. М.: 2012, №6. С. 44 – 52.
Богоявленский В.И., Лаверов Н.П. Стратегия освоения морских месторождений газа и нефти Арктики. Морской сборник. М.: ВМФ, 2012, №6. С. 50 – 58.
Быстров Б.В., Пироженко В.А., Блинков В.И. Взрывоопасные предметы на дне арктических морей – фактор риска для морехозяйственной деятельности // Арктика: экология и экономика. 2012. №1 (5). С. 68 – 73.
Виноградов Ю.А., Виноградов А.Н., Кровотынцев В.А. Применение геофизических методов для дистанционного контроля динамики процессов деструкции ледовых покровов Арктики. Современные методы обработки и интерпретации сейсмологических данных. Обнинск: ГС РАН, 2011. С. 87 – 89.
Ермакова Е.А. Перспективы управления нефтегазовыми фондами России//Финансы и кредит. - 2013. - № 23. С. 2-10.
Заварзина Г.А., Шкарубо С.И. Тектоника западной части шельфа моря Лаптевых//Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. – Т. 7. – № 3.
Крюков В.А., Маршак В.Д. Нефтегазовый сектор в развитии экономики России//Регион: Экономика и Социология.- 2013. - № 2. С. 148-156.
Малышев Н.А., Обметко В.В., Бородулин А.А. Оценка перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов Восточной Арктики//Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2010. – № 1. – С. 20-28.
Новые представления о строении и формировании осадочного чехла моря Лаптевых. В сб. Геология полярных областей земли. Материалы XLII Тектонического совещания: Т. 2/Н.А. Малышев, В.В. Обметко, А.А. Бородулин [и др.]. – М.: Геос, 2009. – С. 32-37.
Применение технологии бассейнового моделирования - программного пакета PetroMod в учебном процессе РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина [Текст] / В. Ю. Керимов [и др. ] // Нефть, газ и бизнес. - 2011. - N 4. - С. 38-47. 
Репьева А.М. Энергетическая политика России и стран АТР. // NB: Международные отношения.-2013.-№3.-C. 40-58. URL: http://www.e-notabene.ru/wi/article_8813.html.
Севастьянова К. Д. Основные торгово-экономические партнеры России [Текст] / К. Д. Севастьянова // Молодой ученый. — 2013. — №5. — С. 374-378.
Тектоника осадочных бассейнов российского шельфа Чукотского моря. В сб. Тектоника и геодинамика складчатых поясов и платформ фанерозоя. Материалы XLIII Тектонического совещания. Т. 2/Н.А. Малышев, В.В. Обметко, А.А. Бородулин [и др.]. – М.: Геос, 2010. – С. 23-29.
Шпильман, А. В. Возможность использования бассейнового моделирования для прогноза перспектив нефтегазоносности [Текст] / А. В. Шпильман, О. А. Севостьянов, О. А. Баймухаметова // Бурение & нефть. - 2012. - № 5. - С. 20-21.
Быстров Б.В., Пироженко В.А., Блинков В.И. Взрывоопасные предметы на дне арктических морей – фактор риска для морехозяйственной деятельности // Арктика: экология и экономика. 2012. №1 (5). С. 68 – 73.
Заварзина Г.А., Шкарубо С.И. Тектоника западной части шельфа моря Лаптевых//Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. – Т. 7. – № 3.
Малышев Н.А., Обметко В.В., Бородулин А.А. Оценка перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов Восточной Арктики//Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2010. – № 1. – С. 20-28.
Новые представления о строении и формировании осадочного чехла моря Лаптевых. В сб. Геология полярных областей земли. Материалы XLII Тектонического совещания: Т. 2/Н.А. Малышев, В.В. Обметко, А.А. Бородулин [и др.]. – М.: Геос, 2009. – С. 32-37.
Применение технологии бассейнового моделирования - программного пакета PetroMod в учебном процессе РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина [Текст] / В. Ю. Керимов [и др. ] // Нефть, газ и бизнес. - 2011. - N 4. - С. 38-47.
Тектоника осадочных бассейнов российского шельфа Чукотского моря. В сб. Тектоника и геодинамика складчатых поясов и платформ фанерозоя. Материалы XLIII Тектонического совещания. Т. 2/Н.А. Малышев, В.В. Обметко, А.А. Бородулин [и др.]. – М.: Геос, 2010. – С. 23-29.
Шпильман, А. В. Возможность использования бассейнового моделирования для прогноза перспектив нефтегазоносности [Текст] / А. В. Шпильман, О. А. Севостьянов, О. А. Баймухаметова // Бурение & нефть. - 2012. - № 5. - С. 20-21.









2