С 20 по 25 октября 1991 г. в Буэнос-Айресе (Аргентина) состоялся очередной 13-й Мировой нефтяной конгресс. В работе конгресса приняли участие около 3000 специалистов из 58 стран. Основная программа предусматривала рассмотрение новых научных, технических и экономических Проблем мировой нефтяной индустрии, которые обсуждались на 33 различных симпозиумах. Вопросам геологии нефти, геологоразведочным работам и состоянию сырьевой базы нефтяной и газовой промышленности были посвящены три дискуссионных симпозиума и два обзорно-прогнозных доклада.

В обзорно-прогнозном докладе Н. А. Крылова, Г. А. Габриэлянца, А. И. Гриценко, А. Н. Дмитриевского “Природный газ – перспективы подготовки запасов и удовлетворение спроса” были рассмотрены спрос на энергоносители в мире и на природный газ в ретроспективе и в перспективе до 2020 г.; состояние разведанных запасов природного газа в мире и в крупных регионах, соотношение между запасами и текущими уровнями годовой добычи, оценены неразведанные ресурсы газа в традиционных формах обнаружения и размещения неразведанных ресурсов по регионам; соотношение между накопленной добычей газа и ресурсами в динамике до 2020 г.; перспективы использования так называемого нетрадиционного газа.

В докладе подчеркнуто, что результаты ГРР на газ не только подтверждают наиболее высокие прогнозные оценки ресурсов по миру в целом, но позволяют существенно их увеличить, прежде всего за счет арктических районов. Начальные суммарные ресурсы традиционного газа могут быть оценены, по мнению авторов, в 400 трлн. м³; из них накопленная добыча составляет около 53, текущие доказанные запасы около 130 и неоткрытые ресурсы 230–240 трлн. м³. Удовлетворение спроса за счет традиционных источников газа в мире на ближайшие 30 лет представляется вполне гарантированным при условии продолжения и расширения мировой торговли газом. В качестве главных экспортеров природного газа в первой половине XXI века будут выступать Россия, страны бассейна Персидского залива, некоторые африканские страны, а для Западной Европы также и Норвегия. Нетрадиционные источники газа (газификация углей, газ из малопроницаемых пород, из сланцев, газовых гидратов и пр.) будут вяло подключаться к удовлетворению спроса на энергию до 2020 г., их роль существенно возрастет к середине XXI века.

В докладе американских геологов (Ч. Мастере, Д. Рут, Э. Аттанази) “Мировые запасы сырой нефти и природного газа” рассмотрены методические подходы к оценке разведанных и неразведанных ресурсов нефти и природного газа; источники роста оценок запасов и ресурсов; географическое размещение ресурсов нефти и газа в мире и дана попытка геологически объяснить неравномерное размещение ресурсов УВ в глобальном масштабе с использованием климатических и тектонических факторов с позиций неомобилизма; дан обзор существенных черт геологического строения по бассейнам Персидского залива, Прикаспийского, Кампос (Бразилия), Таримского (Китай), Восточного Венесуэльского, где оценка неразведанных запасов УВ возросла за последние четыре года, сопоставлены возможности развития добычи нефти в странах ОПЕК и в странах, не входящих в ОПЕК.

В докладе приведены следующие оценки ресурсов УВ по миру. Накопленная добыча нефти составляет 629,3 млрд. барр., выявленные запасы на 1.1.1990 г. (текущие) 1052,7 млрд. барр., неоткрытые ресурсы от 303,6 до 1046,8 млрд. барр. при вероятностях соответственно 95 и 5 %. Начальные суммарные извлекаемые ресурсы нефти мира при средней оценке неразведанной части составляют 2171,3 млрд. барр., или примерно 310 млрд. т. Накопленная добыча газа составляет 1594,6 трлн. фут³, выявленные запасы 4499,8 трлн. фут³, неоткрытые ресурсы от 2777,1 до 9126,6 трлн. фут³ при вероятности 95 и 5 %. Начальные суммарные ресурсы 10511,7 трлн. фут³, или 298 трлн. м³ при средней оценке неразведанных ресурсов.

В докладе акцентируется внимание на том, что рост разведанных запасов нефти мира по сравнению с данными 1987 г. (XII Мирового нефтяного конгресса) произошел, главным образом, не за счет новых открытий, а за счет пересмотра коэффициента нефтеизвлечения на старых месторождениях в сторону повышения. Этот вывод базируется на анализе в основном данных по США и Канаде, где оценка начальных запасов ранее открытых месторождений действительно растет. Рост неразведанных ресурсов нефти в сравнении с оценкой на XII конгрессе произошел за счет нескольких бассейнов (Персидского залива и Прикаспийского), где были сделаны крупные открытия за последние годы. Перспективы открытия новых гигантских месторождений нефти и газа в мире оцениваются авторами доклада как маловероятные, но не исключенные полностью. Новые открытия и перспективы нефтегазоносности в различных НГБ мира обсуждались на дискуссионном симпозиуме (1).

Палеозойскому комплексу, как новому перспективному объекту поисков залежей нефти и газа в центральной части Саудовской Аравии, был посвящен доклад М. Эль-Хуссейни. Открытие залежи легкой нефти на глубине 4500 м в пермских отложениях формации Хуфф стимулировало развитие поисково-разведочных работ на палеозойский комплекс, представленный преимущественно терригенными отложениями от кембрия до перми. Результаты сейсморазведки показали интенсивную тектоническую дислоцированность этого комплекса пород и широкое .развитие ловушек структурно-блокового типа.

Геологические особенности и перспективы нефтегазоносности Таримского бассейна обсуждались в докладе Ч. Гулина, В. Сиаму и Дж. Сюженга (КНР). Осадочный чехол, представленный докембрием, палеозоем, мезозоем и кайнозоем, имеет максимальную толщину до 18 000 м. Благодаря низкому геотермическому градиенту (в среднем 2 °С/100 м) и низкой отражательной способности витринита (на глубине 5324 м около 0,64 %) зона, перспективная для обнаружения залежей нефти, предполагается значительно глубже 5000 м. Представляет также интерес сохранение на достаточно больших глубинах высокоемких коллекторов. Так, на Северо-Таримском поднятии приток нефти из известняков ордовика составил 190 м³/сут с глубины 5324 м. Продуктивный нефтенасыщенный триасовый песчаник имеет пористость около 20 % и проницаемость более 1000 мД на глубине 5000 м.

Н.Н. Лисовский, А.Н. Золотов, В.П. Авров, Н. А. Крылов и А. Н. Дмитриевский представили доклад “Прикаспийская впадина – зона гигантских скоплений углеводородов". Основные перспективы нефтегазоносности в этой крупнейшей в мире впадине авторы связывают с подсолевым палеозойским комплексом, где, в последние годы открыты такие гиганты как Тенгиз, Астраханское и Карачаганакское месторождения.

Подсолевой комплекс, представленный карбонатными и терригенными отложениями преимущественно морского генезиса, обладает значительной толщиной, достигающей 15 км в наиболее погруженных частях впадины. Однако в пределах Астраханско-Актюбинского поднятия установлено резкое сокращение толщин до 2 км. Локальные структуры тектоно-седиментационного генезиса в большинстве случаев характеризуются амплитудами 400– 700 м, хотя иногда превышают 1000 м (Карачаганакское, Тенгиз, Приморское). Приведены основные показатели по крупнейшим месторождениям, намечены зоны, наиболее благоприятные для поисково-разведочных работ. По предварительным оценкам около 85 % прогнозных ресурсов нефти и более 50 % газа и конденсата сосредоточено в пределах Актюбинско-Астраханской системы поднятий и их склонов, примыкающих к глубоким прогибам.

Представляет также интерес опыт разведки и разработки недавно открытого крупного нефтегазового месторождения Раби-Кунга на суше Габона, отраженный в докладе М. Бефа, В. Клиффа и Ю. Хомброека (Нидерланды). Месторождение находится в бассейне Дианонго, который сформировался во время нижнемелового рифтогенеза. Максимальная толщина осадочных пород достигает 6–7 км. Верхнеаптская соленосная толща разделяет осадочный чехол на две части: надсолевую преимущественно морскую и неоком-аптскую подсолевую толщу континентальных осадков, в которой и была открыта залежь нефти с мощной газовой шапкой на глубине 1100 м. Геологические запасы нефти оцениваются в 190 млн. т, извлекаемых 73,5 млн. т. Залежь разбита на блоки, толщина продуктивных песчаников в среднем 35 м, пористость 25–30 %, проницаемость превышает несколько дарси. Около 50 % добычи нефти (26 000 м³/сут) осуществляется восьмью горизонтальными скважинами, дебиты которых (2300 м³/сут) значительно превышают дебиты из вертикально пробуренных скважин (600–1000 м³/сут). При этом общая стоимость горизонтальных скважин дороже вертикальных лишь в 1,6 раза.

Углеводородные ресурсы и развитие нефтяной промышленности Норвегии рассматривались в докладе Ф. Аамодта. В норвежском шельфе выделены три нефтегазоносные провинции: южная часть Северного моря, средняя часть Норвежского моря и шельф Баренцева моря. В течение 25 лет на шельфе было пробурено более 350 поисково-разведочных скважин и открыто более 100 месторождений нефти и газа. Доказанные извлекаемые запасы оцениваются в 5,3 млрд. т нефтяного эквивалента, из них 3,1 млрд. т приходится на газ и 2,2 млрд. т на нефть. Большая часть запасов сосредоточена в НГБ Северного моря. Около 80 % доказанных запасов нефти содержится в 30 месторождениях. Приблизительно 50 % доказанных запасов газа находятся в разработке. Общие неразведанные ресурсы оцениваются в 3,5–4 млрд. т нефтяного эквивалента. Дальнейшие работы предполагается сосредоточить на поисках экономически рентабельных технологий для разработки многочисленных мелких нефтяных залежей, бурении эксплуатационных горизонтальных скважин и создании эффективных методов нефтеизвлечения.

Дискуссионный симпозиум (2) был посвящен геологии нефтематеринских пород. В докладе А. Хука (Франция) “Стратегия идентификации материнских пород в осадочных бассейнах” отмечается, что выделение и оценка генерационных возможностей пород в хорошо разведанных НГБ весьма надежна, так как базируется на аналитических исследованиях шлама и керна с привлечением каротажа различных модификаций. В неразведанных или мало изученных бассейнах выделение нефтематеринских пород и оценка их генерационных возможностей производится по аналогии с хорошо изученными бассейнами с широким привлечением сейсмостратиграфии.

Интеграция геохимических и промыслово-геофизических исследований для оценки нефтематеринских пород рассмотрена в докладе М. Гон-фалини (Италия). Приведены результаты определения в материнских породах содержания Сорг по данным замеров гамма-спектрометрии в скважинах, а также сопоставление этих результатов с геохимическими исследованиями образцов пород и шлама. Метод предлагается использовать для оценки нефтематеринских пород и в сочетании с данными электрокаротажа и типов ОВ выделять в разрезе нефтепроизводящие фации.

В докладе Ж. Питтона (Франция) и Ж. Гуаданна (Аргентина) представлены результаты исследований нефтематеринских пород и условий формирования залежей нефти в бассейне Остраль, расположенном в самой южной части Южно-Американского континента. В качестве потенциальных нефтепроизводящих пород выделены нижнемеловые (неокомские) отложения, приведены геохимические данные по сопоставлению нефть – материнская порода, дана оценка зрелости материнских пород по отражательной способности витринита и Тmax по пирограммам Рок-Эвал. Поскольку авторы предполагают, что зона генерации нефти находится на значительном удалении от обнаруженных залежей, они допускают дальнюю латеральную миграцию нефти от 20 до 150 км, а для газа – от 60 до 200 км.

Пространственное распределение мировых запасов нефти и газа и глобальные закономерности в распространении нефтепроизводящих пород были представлены в докладе Г. Ульмишека и Г. Клемме (США). Авторы отмечают, что нефтематеринские толщи в шести стратиграфических интервалах (силур, верхний девон – турне, верхний карбон – нижняя Пермь, верхняя юра, нижний мел и олигоцен-миоцен) генерировали более 90 % выявленных запасов нефти и газа во всех НГБ мира. При этом только вклад верхнеюрских – меловых материнских пород в генерацию УВ составляет около 57 %. Особенности распределения нефтематеринских толщ и запасов УВ анализируются в глобальном масштабе с позиций плитной тектоники.

Дискуссионный симпозиум (3) был посвящен обсуждению вопросов, связанных с генерацией и миграцией УВ. В докладе М. Мелло, В. Мохриак, Э. Кутсукос и Ж. Фигуэра (Бразилия) представлено геолого-геохимическое сопоставление нефтей и материнских пород Восточной Бразилии и Западной Африки. Комплексный анализ геохимических, тектонических, стратиграфических и геофизических данных позволил выявить генетическое сходство между определенными группами нефтей, материнских пород и условий их седиментации на двух различных континентах. В качестве перспективных объектов поисков залежей нефти и газа рекомендованы третичные и верхнемеловые отложения в глубоководной части Восточной Бразилии и Западной Африки.

Взаимосвязь между процессом генерации и первичной миграции УВ рассмотрена также и в докладе Ф. Унжерера, П. Форбса и Ж. Рудкевича (Франция). Авторы отмечают, что одно из наиболее важных ограничений при моделировании рассматриваемых процессов – использование косвенных показателей, в частности отражательной способности витринита. В качестве геохимического параметра, позволяющего количественно оценить преобразование керогена в первичные продукты, предлагается использовать водородный индекс по Рок-Эвал. Соотношение между количеством нефти в свободной форме (пик S1 пиролиза или содержание битумоида) и количеством остаточной нефти в материнской породе позволяет оценить достоверность модели наряду с такими показателями, как объем и композиционный состав УВ в залежах. Примеры по Норвежскому шельфу и Парижскому бассейну использованы авторами для иллюстрации применимости модели.

С. Као и С. Бачу (Канада) в представленном докладе показали пути использования разработанной ими компьютерной программы для количественной оценки генерированных УВ и ресурсов нефти. Программа базируется на данных анализа кернов, результатов опробования скважин, замерах пластовых температур, химического состава пластовых вод, анализов ОВ, стратиграфических разбивках, тектонических и палеогеографических особенностях развития Западно-Канадского бассейна в районе дуги Пис Ривер, где было пробурено около 27 000 скважин.

Эксперименты по нагреванию до 365 °С нефтематеринских пород в водной среде (гидропиролиз) в камере высокого давления в течение 72 ч обсуждались в докладе М. Ливона (США). По мнению автора, генерация и первичная эмиграция УВ являются взаимосвязанными и происходят синхронно. При этом решающее значение придается возрастанию объема внутри матрицы нефтепроизводящих пород в результате реакций термокрекинга и образования нефти, тепловому расширению новообразованных жидких продуктов и увеличению растворяющей способности воды в контакте с битумоидами. Процесс преобразования битумоидов в нефть значительно облегчается в водной среде и осуществляется по свободно-радикальному механизму, при этом в качестве донора водорода для насыщения УВ-фрагментов рассматривается молекулы воды.

1. Удовлетворение спроса на газ за счет традиционных месторождений в мире на ближайшие 30 лет представляется вполне гарантированным при условии расширения мировой торговли газом. Главными экспортерами в первой половине XXI века будут выступать Россия, страны бассейна Персидского залива, некоторые страны Африки, а для Европы также и Норвегия. Роль нетрадиционных источников газа начнет возрастать к середине XXI века. Предложенная на конгрессе оценка начальных суммарных ресурсов газа мира в 400 трлн. м³ является самой высокой из опубликованных.

2. Увеличение объема доказанных запасов нефти в последние годы происходит, по мнению американских геологов, за счет переоценки ранее открытых месторождений с увеличением коэффициента нефтеизвлечения. Некоторый рост неразведанных ресурсов связан с переоценкой потенциала бассейнов Персидского залива. Прикаспийского и некоторых других при постоянстве оценки большинства бассейнов. Начальные суммарные ресурсы нефти мира (извлекаемые) оценены группой американских экспертов примерно в 310 млрд. т.

3. Возможность существования залежей нефти и высокоемких коллекторов (как карбонатных, так и терригенных) на больших глубинах подтвердилась новыми открытиями в глубокопогруженных палеозойских отложениях Прикаспийской впадины, Центральной провинции Саудовской Аравии и Таримского бассейна Китая.

4. При поисково-разведочных работах на нефть и газ в различных НГБ мира значительное внимание по-прежнему уделяется выделению в разрезе осадочного чехла основных нефте- или газопроизводящих толщ, оценке их генерационных возможностей и картированию их пространственного распространения. Для этих целей наряду с традиционным комплексом геохимических исследований широко применяются также промыслово-геофизические и сейсмические методы.

5. Проблема генерации и первичной миграции УВ, все еще оставаясь наиболее уязвимым звеном в концепции органического происхождения нефти, продолжает привлекать внимание ведущих исследовательских центров нефтяных компаний. В решении этих фундаментальных проблем нефтяной геологии за последние годы достигнуты определенные успехи, которые базируются на компьютерном моделировании процессов нефтеобразования и экспериментальных исследованиях нефтепроизводящих пород в условиях неравномерных всесторонних давлений.