О локализованных ресурсах нефти и газа категории Дл

В соответствии с Временным положением об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ [1] и Временной классификацией запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов [2], утвержденными приказом министра природных ресурсов Российской Федерации Б.А. Яцкевичем (приказ № 126 от 07.02.2001 г.) и действовавшими до 2015г. включительно, в качестве итоговой оценки ресурсов нефти и газа на региональном этапе геологоразведочных работ (ГРР), выполняемом за счет средств федерального бюджета, выступают:
– на стадии прогноза нефтегазоносности – прогнозные ресурсы категории Д2 и частично Д1;
– на стадии оценки зон нефтегазонакопления – прогнозные ресурсы Д1
и частично Д2, а в качестве основных графических приложений к отчетам по ГРР – карты перспектив нефтегазоносности и распределения плотности прогнозных ресурсов нефти и газа категорий Д1 и Д2.
Никаких иных категорий ресурсов углеводородов (УВ) на региональном этапе ГРР, упомянутыми Временным положением и Временной классификацией, не предусматривалось.

О ТОЛКОВАНИИ ТЕКСТОВ ДОКУМЕНТОВ
Лишь на стадии выявления объектов поискового бурения следующего, поисково-оценочного этапа, выполняемого в Российской Федерации недропользователями, производятся выявление перспективных ловушек (локальных структур) и оценка их прогнозных локализованных ресурсов Д1л. Других категорий прогнозных локализованных ресурсов УВ (типа Д2л) Временное положение не включало, а само появление Д1л как подразделения категории Д1 (с размещением в таблице 1). Временного положения перед перспективными ресурсами категории С3 подготовленных структур) подразумевало их выделение лишь в регионах с установленной нефтегазоносностью. Правда, в вышеупомянутой таблице в качестве объектов изучения на стадии выявления объектов поискового бурения указаны «районы с установленной или возможной нефтегазоносностью», а в пункте 14 Временной классификации также содержится следующая констатация: «Категория Д1л – прогнозные локализованные ресурсы ловушек, выявленных по результатам поисковых геологических и геофизических исследований, находящихся в пределах районов с установленной или возможной нефтегазоносностью». Однако следующее предложение, на наш взгляд, полностью исключает возможность выделения ресурсов Д1л за пределами районов с установленной нефтегазоносностью: «Количественная оценка прогнозных локализованных ресурсов реализуется с учетом плотности прогнозных ресурсов категории Д1 (подчеркнуто нами – О.С., Т.М., Е.С.) и установленной площади выявленного объекта».

Окончательно возможность расширенного (с выходом в категорию Д2) толкования локализованных ресурсов была исключена с введением в действие распоряжением Минприроды России (№ 3-р от 01.02.2016 г.) «Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов», утвержденной приказом Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 01.11.2013 г. № 477 [3]. Здесь, в разделе III, пункт 20 однозначно констатируется: «Ресурсы нефти, газа и конденсата возможно продуктивных пластов в ловушках, выявленных по результатам поисковых геологических и геофизических исследований в пределах районов с доказанной нефтегазоносностью (подчеркнуто нами – О.С., Т.М., Е.С.), относятся к категории Дл (локализованные)». И далее: «Локализованные ресурсы нефти и газа используются при планировании геологоразведочных работ по подготовке ловушек к поисковому бурению и подготовке ресурсов категории До». Иными словами, ресурсы Дл – это наиболее изученная геолого-геофизическими работами часть ресурсов категории Д1 (подчеркнуто нами – О.С., Т.М., Е.С.)

ОТСТУПЛЕНИЯ ОТ КАНОНОВ
Казалось бы, все предельно четко. Но, к сожалению, утвержденные тем же распоряжением Минприроды России № 3-р от 01.01.2016 г. «Методические рекомендации по применению Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов» [4], уже допускают серьезный отход от четких формулировок вводимой классификации, в частности, в отношении локализованных ресурсов (категория Дл). Вопреки вышеприведенному однозначному тексту п. 20 раздела III Классификации, пункт84 «Методических рекомендаций...» расширительно толкует его следующим образом: «Локализованные ресурсы нефти и газа (категория Дл) – оцениваются в возможно продуктивных пластах в ловушках, выявленных по результатам поисковых геологических и геофизических исследований в пределах районов с доказанной и предполагаемой промышленной нефтегазоносностью» (подчеркнуто нами – О.С., Т.М., Е.С.). Сразу же вспоминается, что еще в процессе подготовки геологической общественности к введению новой классификации И.С. Гутман, профессор кафедры промысловой геологии нефти и газа РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина, в докладе «Особенности новой классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов» (апрель 2015г.) на слайде («Выделение подготовленных ресурсов (До), локализованных ресурсов (Дл) и прогнозируемых ресурсов (Д1 и Д2)») (рис. 1) недвусмысленно показал, что выделение локализованных ресурсов Дл, на его взгляд, возможно и в пределах структур I порядка с ресурсами категории Д2 (т.е. в регионах
с неустановленной промышленной нефтегазоносностью) (!?!).

«ФЕЙКОВЫЕ» РЕСУРСЫ
Подобное принципиальное отступление от регламентирующего документа Минприроды России, его расширительное толкование без каких-либо оснований представляется недопустимым, поскольку это влияет на оценку результативности региональных геолого-геофизических исследований, выполняемых на континентальном шельфе Российской Федерации за счет средств федерального бюджета, анализом которых авторы статьи занимаются уже много лет. И здесь одними из важнейших количественных показателей эффективности региональных ГРР в последние годы являются количество выявленных локальных структур и прирост локализованных ресурсов не только категории Д1, но и категории Д2 (Д2л), несмотря на то, что в вышеупомянутых документах (Временное положение и Временная классификация) ресурсы Д2л нигде не упоминаются.
Однако самое главное – решение задачи поисково-оценочного этапа, выполняемого недропользователями за счет собственных средств, абсолютно безосновательно перекладывается на работы регионального этапа ГРР, реализуемого на средства федерального бюджета. При этом никакой реакции со стороны геологического сообщества, органов законодательной и исполнительной власти до сих пор не последовало.

Безусловно, дело здесь не только и не столько в формальной стороне вопроса. Главное – региональные ГРР в районе с недоказанной промышленной нефтегазоносностью, выполняемые по сети профилей с расстоянием между профилями в десятки километров, не могут обеспечить (и, как правило, не обеспечивают) достоверного выявления локальных структур. Они лишь намечают на отдельных профилях антиклинальные перегибы (зоны выклинивания и т.п.), но в большинстве случаев надлежащим образом не оконтуривают их (рис. 2). При этом в подавляющем большинстве случаев, особенно на Арктическом шельфе, в районах выполняемых региональных ГРР параметрическое бурение не проводилось, и, соответственно, отсутствуют данные о возрастном и вещественном составе осадочного чехла изучаемой акватории. Поэтому оценка нефтегазовых ресурсов подобной неоконтуренной «структуры» не может быть выполнена сколько-нибудь обоснованно и является очевидной фикцией. Ведь не случайно в приведенных определениях категории Дл (и в разделе III , п. 20 «Классификации...», и даже в п. 84 «Методических рекомендаций...») указано, что по ней оцениваются ресурсы ловушек, выявленных по результатам поисковых геологических и геофизических исследований (подчеркнуто нами — О.С., Т.М., Е.С.)

Более того, сказанное отчасти справедливо и для выявленных ловушек в границах структур первого порядка в регионах с доказанной промышленной нефтегазоносностью – если реализованная сеть сейсмопрофилей и качество работ не обеспечивают достаточно надежного оконтуривания локальных объектов, то и для этих объектов не следует выполнять оценку «фейковых», мифических, по существу, локализованных ресурсов категории Д1л (Дл по классификации 2016 г.).

Главными и достаточными параметрами оценки региональных ГРР должны быть их объемы

и высокое качество, обеспечивающие повышение плотности сейсморазведочных исследований изучаемого региона и возможность дальнейшей высококачественной же и всесторонней обработки полученных материалов.

В качестве примера сошлемся на работы ФГУГП ГНЦ «Южморгеология», выполненные в 2005 – 2007гг. в западной мелководной части Печорского моря, где прослеживаются морские продолжения Денисовского прогиба, Колвинского вала и Хорейверской впадины Тимано-Печорской НГП (рис.3). Здесь почти на всех отработанных профилях были зафиксированы положительные локальные перегибы разновозрастных отражающих горизонтов, которые, как указано в отчете, в процессе последующей интерпретации были идентифицированы как локальные антиклинальные структуры. Однако выделенные структуры еще требуют подтверждения. Они зарегистрированы одним, двумя, реже, тремя сейсмическими профилями и при этом, главным образом, выделяются по нижним, практически не обеспеченным стратиграфической привязкой, горизонтам (рифей – ордовик – силур), а по верхним горизонтам – выполаживаются, превращаясь в небольшие по площади малоамплитудные антиклинали и структурные носы. Только Северное поднятие закартировано четырьмя профилями. По подошве верхнего девона (отражающий горизонт IIIр) оно оконтурено изогипсой – 4380 м, в сводовой части глубина до подошвы верхнего девона составляет 4250 м. В контуре – 4380 м площадь поднятия составляет 380 км². Вверх по разрезу структура выполаживается и уменьшается в размере: по горизонту IIId площадь ее составляет около 35 км². Поэтому не случайно суммарная количественная оценка ресурсов УВ подобных локальных структур (по категории Д1л (!)) превзошла ранее выполненную оценку начальных суммарных ресурсов всей площади работ, что, на наш взгляд, свидетельствует о завышении локализованных ресурсов.

ОЦЕНКА «ОТЛИЧНО», А НЕ «ПРИРОСТ ЛОКАЛЬНЫХ СТРУКТУР»
Итак, в последние 10 – 15 лет, вопреки существующему распределению этапности ГРР (региональный этап – организации Роснедр – Минприроды России с финансированием за счет средств федерального бюджета, поисково-оценочный и разведочный этапы – недропользователи с оплатой ГРР за счет собственных средств), задача стадии выявления объектов поискового бурения поисково-оценочного этапа незаконно перекладывается на работы регионального этапа с введением в оценку их эффективности таких показателей, как «количество выявленных локальных структур» и «прирост локализованных ресурсов Дл». Несмотря на явное пренебрежение регламентирующими документами и на то, что на региональном этапе ГРР надежное оконтуривание локальных структур (и, соответственно, мало-мальски достоверная оценка их ресурсов УВ) не обеспечивается, эти показатели «успешности» региональных ГРР продолжают существовать. Очевидно, от их дальнейшего использования для ГРР за счет средств федерального бюджета следует отказаться вследствие их несостоятельности.
Главными и достаточными параметрами оценки региональных ГРР должны быть их объемы и высокое качество, обеспечивающие повышение плотности сейсморазведочных исследований изучаемого региона и возможность дальнейшей высококачественной же и всесторонней обработки полученных материалов.
А при желании всенепременно иметь количественный критерий — им может стать доля полевых материалов, принятых с оценкой «отлично».