Комплексирование независимых друг от друга по виду анализов или объектов изучения методов, безусловно, повышает достоверность получаемых результатов [23].

.

Тема 15. ЭТАПЫ И СТАДИИ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ

НА НЕФТЬ И ГАЗ

Процесс поисково-разведочных работ на нефть и газ является многоступенчатым (стадийным) - сложным и длительным. Он объединяет различные и взаимосвязанные виды работ, которые в совокупности должны обеспечить выявление, геолого-экономическую оценку и подготовку к разработке промышленных залежей УВ. В связи с этим перед заложением глубоких скважин на нефть и/или газ необходимо решить следующие задачи:

* произвести НГГР – определить границы НГП и в их пределах выделить НГО и НГК;

** в пределах НГО выявить НГР и ЗНГН;

*** в ЗНГН осуществить прогноз ловушек нефти и/или газа;

**** открыть и оценить залежи УВ.

Прогноз, поиски и разведка разномасштабных нефтегазогеологических объектов производится в рамках научных тематических исследований с применением комплекса преимущественно геологических, геофизических, геохимических и гидрогеологических методов в сочетании с бурением опорных, параметрических, cтруктурных, поисково-оценочных, разведочных и затем, в период разработки залежи УВ, эксплуатационных и специальных [10].

Временное положение об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ, также как и Временная классификация запасов утверждены приказом МПР РФ № 126 от 07.02.2001 г. Они составлены в соответствии с Законом Российской Федерации "О недрах" и "Положением о порядке лицензирования пользования недрами", утвержденным в 1992 г. Временное положение об этапах… определяет последовательность проведения геологоразве­дочных работ на нефть и газ в Российской Федерации и является обязательным для всех органи­заций, выполняющих работы, связанные с изучением нефтегазоносности, поисками, оценкой, разведкой и разработкой месторождений (залежей) нефти и газа, независимо от их ведомствен­ной принадлежности, подчинения и форм собственности.

Геологоразведочный процесс - это совокупность взаимосвязанных, применяемых в определенной последовательности работ по изучению недр, обеспечивающих подготовку разве­данных запасов нефти, газового конденсата и природного газа для промышленного освоения. Деление геологоразведочного процесса на этапы и стадии имеет целью установле­ние рациональной последовательности выполнения различных видов работ и общих принципов оценки их результатов на единой методической основе для повышения эффективности исполь­зования недр. Геологоразведочные работы осуществляются по проектам, которые составляются и утверждаются в соответствии с действующими инструкциями и нормативными документами.

Геологоразведочные работы на нефть и газ в зависимости отстоящих перед ними задач, состояния изученности нефтегазоносности недр подразделяются на: региональный, поисково-оценочный и разведочный этапы с выделением в них стадий (табл.20).

Важнейшая роль классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов заключается в том, что она устанавливает единые для России принципы подсчета и государственного учета запасов месторождений и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов (свободный газ, газ газовых шапок и газ растворенный в нефти) по степени их геологической изученности, условия, определяющие подготовленность разведанных месторождений для промышленного освоения, а также основные принципы оценки прогнозных ресурсов нефти и газа.

Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и газа подсчитываются по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений и учитываются в Государственном балансе полезных ископаемых Российской Федерации раздельно по нефти, горючему газу и конденсату.

Сведения о запасах и перспективных ресурсах нефти и газа используются при разработке программ экономического и социального развития нефтегазоносных регионов и России в целом. Данные о запасах конкретных месторождений используются при проектировании добычи, транспортировки и переработки УВ-сырья. Оценка прогнозных ресурсов нефти и газа используется при планировании грр на нефть и газ.

При подсчете запасов и оценке перспективных и прогнозных ресурсов учитываются запасы нефти, газа, конденсата и содержащиеся в них полезные компоненты (этан, пропан, бутан, сера, сера, гелий и редкие металлы), целесообразность потенциального извлечения которых обоснована технологическими и технико-экономическими расчетами.

Первая классификация запасов нефти и газа была принята в 1928 году. После этого по мере накопления новой информации она периодически пересматривалась и совершенствовалась. Последний раз это произошло в 2001 году. Менялись категории запасов, изменялись классификационные требования к различным категориям запасов и их количество, но главный принцип построения классификации – по геологической изученности оставался неизменным [12].

Действующая в настоящее время временная классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов утверждена приказом МПР РФ №126 от 07.02.2001 г. (Временная классификация запасов…, 2001). В действующей классификации сняты все ограничения на утверждаемые извлекаемые запасы по соотношению на разведываемом месторождении запасов категорий С₁ и С₂. Запасы категории С₁ должны были составлять не менее 80 %, а категории С₂ – 20 %.

В новых экономических условиях недропользователь сам определяет привлекательность того или иного объекта. Кроме этого во Временной классификации запасов - 2001 отсутствуют такие понятия как «балансовые» и «забалансовые» запасы. Ранее, из общей массы геологических запасов выделялась балансовая и забалансовая части, что в условиях современного недропользования, во-первых, противоречит рыночным отношениям, а, во-вторых, необоснованно ведет к резкому занижению извлекаемых запасов [29].

В соответствии со степенью геологической изученности и степени подго товленности к промышленному освоению все концентрированные скопления УВ в недрах подразделяются на две группы: запасы и ресурсы.

Запасы – количество нефти, газа и конденсата и содержащихся в них компонентов, заключенных в открытых месторождениях и подсчитанных по результатам грр и разработки.

Ресурсы – количество УВ, находящихся в НГБ, НГП, НГО, НГР перспективных участках и НГК в виде скоплений нефти, газа и конденсата, величина которых доступна для оценки и объективного прогноза их величины на основании геологических данных, результатов грр и разработки открытых месторождений.

Общей оценкой нефтегазоносного потенциала является величина начальных суммарных ресурсов НСР УВ. НСР - общая оценка ресурсов НГБ, НГП, НГО, НГР, их участков или НГК, включающая накопленную добычу, запасы и ресурсы. Наряду с НСР УВ, выделяются текущие суммарные ресурсы (ТСР), которые меньше НСР на величину накопленной добычи за весь период разработки месторождений. Открытие месторождения и установление промышленной нефтегазоносности является основной границей, разделяющей запасы и ресурсы.

В соответствии с действующей классификацией запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение по степени изученности подразделяются на разведанные - категории А, В и С₁ и предварительно оцененные - категория С₂.

Ресурсы нефти и газа по степени их обоснованности подразделяются на перспективные - категория С₃ и прогнозные локализованные - категория Д₁л и прогнозные - категории Д₁ иД₂. (рис. 14)

Рис. 14. Структура ресурсов и запасов [10]

Запасы категорий А и В подсчитываются по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки или технологической схемой разработки месторождения нефти, проектом опытно-промышленной разработки месторождения газа.

Запасы категории С₁подсчитываются по результатам грр и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа. Запасы категории С₂используются для определения: перспектив месторождения и планирования грр; геолого-промысловых исследований при переводе скважин на вышезалегающие пласты ичастично используются для составления проектных документов для разработки залежей.

Перспективные ресурсы нефти и газа С₃используются при планировании поисковых и разведочных работ. Прогнозные локализованные ресурсы нефти и газа Д₁л используются при планировании геоло­горазведочных работ по подготовке ловушек к поисковому бурению и подготовке перспективных ресурсов категории C₃. Количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа категории Д₁ производится по результатам региональных геологических, геофизических и геохимических исследований и по аналогии с разведанными месторождениями в пределах оцениваемого региона. Количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа категории Д₂ производится по предположительным параметрам на основе общих геологических представлений и по аналогии с другими, более изученными регионами, где имеются разведанные месторождения нефти и газа.

Соотношение между геологическими и извлекаемыми запасами определяется коэффициентами извлечения нефти (КИН) и газа (КИГ), обоснование которых вместе с подсчетом запасов проходит государственную экспертизу [10, 12, 29].

В мире существует более 150 классификаций полезных ископаемых [12]. Только в США имеется целый ряд самостоятельных классификаций запасов нефти и газа – Геологической службы США, Общества инженеров-нефтяников, Американской ассоциации геологов-нефтяников и др. [29] (Габриэлянц, 2003; Лещенко, 1998; Немченко и др., 1996; Российский и международный опыт …,2001).

Наиболее распространенной в нефтегазовой промышленности мира является унифицированная классификация запасов и ресурсов разработанная и одобренная в 2000 году Обществом инженеров-нефтяников (SPE), Мировым нефтяным конгрессом (WPC) и Американской ассоциацией геологов-нефтяников (AAPG). Она отражает единый подход к классификации широкого круга специалистов, являясь важным шагом в направлении создания международной классификации запасов и ресурсов, на основе которой по единому стандарту можно проводить геологическую и технико-экономическую оценку запасов и ресурсов нефти и газа [29].

Основное предназначение классификации SPE\WPC\AAPG заключается в её использовании нефтяными компаниями при проведении аудита запасов нефти и газа.

Ключевым моментом для понимания классификации SPE\WPC\AAPG и её сопоставления с классификациями Российской Федерации являются понятия запасыи ресурсы (рис. 15).

Под запасами (Reserves) - согласно классификации SPE\WPC\AAPG – понимается количество нефти, которое, как ожидается, будет извлечено из скоплений нефти за определенный период. В таком понимании термин "Reserves" соответствует понятию "извлекаемые запасы" в российской практике.

Суммарные начальные ресурсы нефти - это количество нефти, которое на момент оценки содержится в открытых месторождениях, плюс количества уже добытой нефти и плюс количества нефти, в месторождениях которые еще будут открыты. По своему смыслу соответствует принятому в России понятию НСР.

Открытые начальные ресурсы нефти (Total petroleum initial in place) - это то количество нефти, которое по оценке на данный момент находится в открытых месторождениях, плюс то количество, которое уже добыто из них. Открытые начальные ресурсы нефти подразделяют на промышленные и субпромышленные. Извлекаемая часть открытых начальных ресурсов классифицируется как запасы и контингентные ресурсы.

Рис. 15. Классификация запасов и ресурсов Общества инженеров-нефтяников (SPE), Мирового нефтяного конгресса (WPC) и Американского общества нефтяников-геологов (AAPG)

Контингентные ресурсы (Contingent) - это количества нефти, которые по оценке на данный момент могут считаться промышленно извлекаемыми и при определенных условиях могут быть введены в разработку.

К контингентным ресурсам, например, относят скопления УВ, для которых не существует на текущий момент подходящего рынка сбыта или для их промышленного извлечения необходимо применение новых технологий.

Неоткрытые начальные ресурсы нефти (Undiscuveried petroleum initial in place) - это то количество нефти, которое по оценке на данный момент содержится в неоткрытых месторождениях. Извлекаемая часть неоткрытых начальных ресурсов нефти классифицируется как перспективные ресурсы (Prospective).

На количественную оценку ресурсов влияют как геологические, так и технологические и экономические неопределенности исходных данных. Конечный результат оценки должен характеризоваться диапазоном, в котором возможно изменение запасов и ресурсов.

При оценке запасов по классификации SPE, WPC и AAPG такой диапазон неопределенности может быть задан следующим образом:

* минимальная оценка - доказанные запасы (1P);

* лучшая оценка - доказанные плюс вероятные запасы (2Р);

* максимальная оценка - доказанные плюс вероятные, плюс возможные запасы (ЗР).

В классификации SPE, WPC и AAPG допускается применение вероятностных методов, при этом дается минимальная оценка, которая соответствует вероятности 90 %, лучшая оценка соответствует вероятности 50 %, а максимальная - вероятности 10 %.

Степень неопределенности выражается отнесением запасов к какой-либо основной категории - доказанные (proved) или недоказанные ( unproved).

Для недоказанных запасов вероятность извлечения меньше, чем для доказанных, и они в дальнейшем могут быть определены как вероятные (probable) или возможные (possible).

Доказанные запасы - это то количество нефти, промышленная добыча которого из известного резервуара ожидается с достаточным на то основанием, исходя из анализа геологических и технических данных в заданный период, в заданных экономических условиях, используя определенные методы и при известном государственном регулировании. Доказанные запасы могут быть разделены на вскрытые (разрабатываемые) и невскрытые.

Если промышленная продуктивность резервуара подтверждается текущей его разработкой или испытанием пластов, то запасы учитываются как доказанные. В таком случае термин «доказанный» относится к текущей величине запасов, а не просто к продуктивности скважины или резервуара. В некоторых случаях доказанные запасы могут быть определены на основе каротажа и/или анализа керна, которые подтверждают нефтеносность резервуара и его подобие другим месторождениям этой же площади, находящимся в промышленной разработке, или для которых промышленная продуктивность подтверждена испытанием пластов.

Площадь залежи с доказанными запасами включает в себя: площадь, оконтуренную по данным бурения, в которой определены контакты вскрытых флюидов; неразбуренные части резервуара, которые на основе геолого-технических данных уверенно могут быть отнесены к балансовым (commercially productive). При отсутствии данных о межфлюидных контактах, запасы ограничиваются самым низким известным значением нефтегазонасыщенности, если это не противоречит совокупности геолого-технических или эксплуатационных данных.

Запасы, расположенные в неразрабатываемых участках, могут быть классифицированы как доказанные неразрабатываемые при выполнении следующих условий: участки непосредственно прилегают к скважинам, показавшим промышленную продуктивность целевого пласта; имеются достаточные основания полагать, что данный участок находится в границах известного опробованного целевого пласта; к участку могут быть применены структурные построения по существующим скважинам; можно быть уверенным, что участок будет разрабатываться. Запасы других участков могут быть отнесены к доказанным невскрытым только в том случае, когда интерпретация геолого-технических скважинных данных с достаточной уверенностью показывает латеральную непрерывность целевого пласта и промышленную нефтеносность за пределами участков, непосредственно примыкающим к исследованным скважинам. Запасы, извлекаемые с использованием методов повышения нефтеотдачи, включаются в доказанные, если успешно прошли испытания данного метода на этом или похожем резервуаре, что позволяет успешно провести анализ проекта, и есть достаточные основания полагать, что проект будет продолжен.

Подсчет недоказанных запасов основан на таких же геолого-технических данных, что и при подсчете доказанных запасов, но технико-экономические, юридические и законодательные (regulatory) условия препятствуют учету этих запасов в качестве доказанных. Разделение этой категории запасов на вероятные и возможныепредполагает пересмотр оценок, связанных с улучшением в будущем экономических условий и технологическими открытиями.

Вероятные запасы - это недоказанные запасы, которые на основе анализа геолого-технических данных предполагаются скорее неизвлекаемыми. В этом случае, с вероятностью 50 %, величина извлеченных запасов окажется не менее суммы оцененных доказанных плюс возможных запасов. В общем случае, вероятные запасы могут включать следующие случаи: - когда имеющейся информации недостаточно для того, чтобы отнести запасы к доказанным; - запасы в пластах, отнесенных к продуктивным по данным каротажа, но данные анализа керна и испытаний или отличаются или вовсе отсутствуют; - прирост запасов при уплотняющем бурении, если на момент оценки будет достигнуто минимальное проектное расстояние между скважинами; - прирост запасов при применении методов повышения нефтеотдачи, неоднократно подтвердивших свою эффективность при промышленной эксплуатации; - продуктивный пласт оказался отделен от опробованной части нарушением, и по результатам геологической интерпретации изучаемая площадь структурно расположена выше исследованной; - прирост запасов после капитального ремонта и смены оборудования, если эффективность этих процедур не доказана в сходных скважинах; - прирост запасов при альтернативной интерпретации всех данных, которая показывает запасов больше, чем может быть отнесено к доказанным.

Возможные запасы - это недоказанные запасы, вероятность извлечения которых, меньше вероятности извлечения вероятных запасов. При использовании вероятностных методов оценки, количество извлеченных при эксплуатации запасов с вероятностью не менее 10 % будет больше или равно оцененному количеству доказанных, вероятных и возможных запасов вместе взятых. В общем случае, возможные запасы могут включать в себя: - запасы, которые, по результатам геологической интерпретации, могут содержаться на площадях, примыкающих к площадям, отнесенным к вероятным; - запасы пластов, отнесенных к нефтеносным по данным каротажа и анализа керна, но промышленная нефтеносность которых не подтверждена; - прирост запасов при уплотняющем бурении в условиях технической неопределенности; - прирост запасов при применении методов повышения нефтеотдачи, когда составлен проект, но промышленное применение метода еще не началось или когда характеристики резервуара, пород и флюидов выглядят подходящими для промышленного применения метода повышения нефтеотдачи; - продуктивный пласт оказался отделен от опробованной части нарушением, и, по результатам геологической интерпретации, изучаемый объект структурно расположен ниже опробованного.

Сопоставление результатов обоснования категорийности запасов по новой классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов России и по классификации SPE\WPC\AAPG показывает, что многие методические подходы в этих классификациях сходны [12].

Так, категории запасов А (достоверные), В (установленные) и C₁ (оцененные) по новой классификации имеют высокую степень сходимости с доказанными разрабатываемыми (PDP), доказанными неразрабатываемыми (PND) и доказанными неразбуренными (PUD) по классификации SPE\WPC\AAPG (рис. 16). запасам" соответствует 70-75 %.

Рис. 16. Сопоставление категорий запасов и ресурсов нефти и горючих газов классификаций Российской Федерации и классификации SPE\WPC\AAPG [12] .

Категория С₂ (предполагаемые) близко совпадает с вероятными (PROB) и частично с возможными (POSB).

По оценкам российских экспертов, проводивших сопоставление российской классификации и классификации SPE\WPC\AAPG, и по результатам аудита запасов ряда нефтяных компаний "доказанные запасы" составляют 70-75 % запасов категории A+B+C₁,

а доказанные + вероятные – 90-95 %. Из общей суммы запасов категории С₁ "доказанным

Анализ существующих классификаций нефтегазодобывающих стран мира показывает, что в них имеются существенные различия принципов классификации.

Так, например, во Франции наиболее широко распространено подразделение запасов на две категории: А - запасы в пласте и В - извлекаемые.

Категория А делится на две группы: 1) запасы, первично подсчитанные с помощью объемного метода, среди которых выделяются: доказанные геологические, вероятные геологические и возможные геологические; 2) запасы, подсчитанные вторично (по методу материального баланса) - активные запасы.

Категория В также состоит из двух групп: 1) первичные извлекаемые запасы, т.е. те, которые могут быть рассчитаны объемным методом с учетом коэффициента нефтеотдачи при естественных условиях работы залежи. Среди них выделяются доказанные и вероятные; 2) вторичные запасы, получаемые за счет проведения мероприятий по воздействию на пласт.

В Индии Комитетом по нефти и природному газу рекомендуется подразделение запасов на: доказанные, видимые или вероятные и возможные (на неразведанных территориях). Среди всех групп запасов выделяются запасы в пласте и извлекаемые, а среди извлекаемых - первичные и вторичные.

В Иране запасы нефти и газа подразделяются на две основные категории: А -первичные; В - вторичные. В пределах категории А выделяются: 1) доказанные запасы (которые могут быть рационально извлечены из залежи); 2) доказанные коммерческие запасы (которые могут быть извлечены с максимальной степенью выгоды); 3) вероятные; 4) возможные. Категория В включает: 1) доказанные; 2) вероятные; 3) возможные.

Общей закономерностью классификаций различных стран, как правило, является большая детальность по мере развития нефтегазодобывающей промышленности.

Классификация запасов месторождений (залежей) нефти и газа устанавливает единые принципы подсчета, оценки подготовленности к промышленному освоению и учета ресурсов и запасов нефти и газа. Поэтому вопросам классификации запасов уделяется достаточно большое внимание как в России и США, так и в других странах.

В отличие от России, где действует единственная классификация, утвержденная государством и являющаяся обязательной для всех организаций, ведущих геологоразведочные работы, подсчет ресурсов и запасов и разработку месторождений, в США существует и используется несколько классификаций. Это классификации заинтересованных правительственных агентств (Горное бюро и Геологическая служба США), отдельных крупных компаний, научных обществ (Общество инженеров-нефтяников, Американская газовая ассоциация и др.), институтов (Американский нефтяной институт), бирж по ценным бумагам и банков. Помимо этого, практически на всех мировых нефтяных конгрессах предлагаются различные новые классификации запасов и ресурсов. Все эти классификации, как правило, имеют много сходных элементов.

Для сопоставления выбрана классификация Общества инженеров-нефтяников - Society of Petroleum Engineers (SPE) - одна из последних принятых в США и наиболее широко используемая в практике оценки запасов нефти и газа [51].

В соответствии с этой классификацией выделяются следующие группы запасов

(рис. 17): доказанные; вероятные; возможные.

Доказанные запасы (proved reserves) - количество нефти, природного газа и конденсата, возможность извлечения которых из известных залежей при существующих экономических условиях обоснована инженерно-геологическими данными. Запасы относятся к доказанным, если промышленная (рентабельная) добыча подтверждается эксплуатацией или опробованием, а в отдельных случаях при достаточной надежности - исследованиями керна и материалами ГИС.

Рис. 17. Классификация ресурсов и запасов нефти и газа США (SPE – USA) [57].

Доказанные «разбуренные» (освоенные) запасы - запасы, разработка которых возможна существующими скважинами с применением освоенного оборудования и технологии, включая запасы пластов (залежей), обсаженных колонной, но не вскрытых перфорацией. Запасы, которые могут быть извлечены с помощью методов повышения нефтеотдачи, включаются в категорию разбуренных только после начала применения таких методов.

Доказанные «разбуренные» разрабатываемые (эксплуатируемые) запасы - количество нефти, которое ожидается извлечь скважинами, работающими на момент подсчета.

Доказанные «разбуренные» неразрабатываемые запасы - количество нефти, которое может быть извлечено из вскрытых интервалов пласта по скважинам, еще не начавшим добычу ко времени подсчета запасов или законсервированным по техническим причинам («простаивающие» - shut-in reserves - запасы), а также из интервалов, для извлечения из которых по скважинам необходимо провести дополнительные работы по вскрытию пласта («затрубные» - behind-pipe reserves - запасы).

Доказанные «неразбуренные» запасы - количество нефти, которое может быть извлечено с помощью: 1) бурения новых скважин на неразбуренных участках залежи;

2) углубления существующих скважин до данного продуктивного пласта; или 3) внедрения методов повышения нефтеотдачи.

Недоказанные запасы (вероятные и возможные) - количество нефти, газа и конденсата, определяемое на основе инженерно-геологических данных, аналогичных используемым при подсчете доказанных запасов. Однако неопределенность, связанная с техническими, коммерческими, экономическими аспектами их применения и нормативной базой, не позволяет отнести их к категории доказанных. Недоказанные запасы не суммируются с доказанными из-за различной их достоверности. Их подсчет проводится для внутреннего планирования. Для государственной или иной обязательной отчетности включение недоказанных запасов в состав доказанных не допускается.

В некоторых других классификациях, используемых в США (например, Американского нефтяного института, Горного бюро и Геологической службы США), помимо указанных групп, выделяются гипотетические ресурсы (hypothetical), наличие которых предполагается в неизученных районах, сложенных осадочными отложениями, являющимися продуктивными в других регионах.

При сопоставлении классификаций запасов нефти и газа, действующих в России и США, следует иметь в виду несовпадение многих используемых основных понятий и терминов. И в России, и в США существует определенная сложившаяся традиция в организации грр, в подходах к решению задач прогноза, поисков и разведки.

В частности, в первую очередь необходимо отметить, что американский термин «reserves» не аналог термина «запасы» российской классификации, а близок по смыслу существующему в России понятию «запасы участка, дренируемого скважиной». И поэтому в США критерии выделения «reserves» более жесткие, чем в отечественной практике по отношению к выделению «запасов». Кроме того, в США не проводят детальную разведку залежей перед вводом их в разработку, поэтому при классификации запасов учитываются главным образом коммерческие и технологические показатели запасов, а не геологическая изученность продуктивных пластов.

Так, если в российской классификации запасов учитываются геологические показатели, на основании чего выделяются запасы категории C₁ на значительных участках при расстояниях между разведочными скважинами, превышающих расстояния между эксплуатационными скважинами в несколько раз, то по классификациям, принятым в США, подобные запасы относятся к вероятным.

В российской классификации запасов полнее учитываются технологические показатели и показатели подготовленности залежей к разработке на основе изученности характеристик изменчивости вещественного состава пород и их коллекторских свойств, свойств пластовых жидкостей, продуктивности скважин по площади, по условиям применения методов воздействия на пласт с самого начала разработки и т.д., с целью обоснования рационального числа эксплуатационных скважин и оптимальных сроков разработки.

При сопоставлении категорий запасов нефти России и США необходимо учитывать и различие в методике определения величины нефтеизвлечения, по которой оцениваются извлекаемые запасы. В России коэффициент извлечения нефти определяют на основании повариантных технологических и технико-экономических расчетов и утверждают в ГКЗ. При этом обычно ориентируются на максимально достижимую величину извлечения нефти за счет применения наиболее прогрессивных методов воздействия на пласт, в том числе и не прошедших еще промышленной апробации. Запасы газа, в отличие от США, оцениваются без учета возможного коэффициента его извлечения.

В США запасы, которые предполагается извлечь с помощью каких-либо вторичных (или третичных) методов разработки, только тогда считаются доказанными, когда применение этих методов уже показало свою эффективность на данном месторождении.

При таком подходе, в США на учет по месторождению первоначально принимаются минимальные извлекаемые запасы, которые по мере внедрения вторичных методов разработки постепенно увеличиваются. В связи с этим постепенно растет и общий по США коэффициент нефтеизвлечения, по которому определены начальные доказанные запасы.

В США при оценке и учете доказанных запасов нефти принимаются во внимание многочисленные экономические и правовые факторы, присущие американской системе недропользования, вследствие чего запасы многих залежей или их частей не включаются в доказанные.

Таким образом, в силу действующих в США ограничений геологического, технического и экономического (иногда и правового) факторов доказанные запасы представляют собой только некоторую часть выявленного объема нефти, которую можно физически извлечь из пласта без этих ограничений.

К доказанным запасам относятся запасы участка залежи, вскрытого бурением, а также прилегающих к нему еще не разбуренных участков, которые могут быть достоверно оценены как рентабельные [37, 51] (рис. 18).

1 – залежь; 2 – запасы, выделяемые согласно классификации SPE: а – доказанные («разбуренные»), б- доказанные («неразбуренные»), в – вероятные, г – возможные; 3 – скважины разведочные и эксплуатационные (1 разв./30-40 га, 1 экспл/15-17 га); ℓ - расстояние между скважинами [37, 51].

Размеры участка залежи с запасами категории «доказанные разбуренные» определяются размерами участка, дренируемого скважиной при ее эксплуатации. В зависимости от конкретных геологических условий и типа флюида (нефть, газ) площадь участка доказанных разбуренных запасов, выделяемого около скважины, может изменяться от 10 акров (4 га) до 640 акров (256 га). Обычно стандартным является квадратный участок площадью 40 акров (16 га/скв., т.е. сеть 400x400 м).

К доказанным неразбуренным запасам относятся квадратные участки залежи, примыкающие к пробуренной скважине.

Если выявлено положение ВНК, то граница достоверных запасов проводится в соответствии с глубиной и площадью его распространения. При отсутствии надежных сведений о контакте за границу принимается нижняя доказанная гипсометрическая отметка, на которой достоверно установлено наличие углеводородов.

К категории вероятных относятся запасы за границей участков залежи, вмещающих доказанные запасы, если неопределенность геологических, технических и экономических данных не позволяет классифицировать их как «доказанные».

Как «возможные» оцениваются запасы той части залежи, которая может находиться ниже установленного контура разведанности или в отдельном изолированном блоке.

В России, в соответствии с действующей классификацией, в выявленной залежи на участке около единичной скважины с промышленным притоком в радиусе, равном удвоенному расстоянию (2l) между добывающими скважинами, выделяются запасы категории C₁. Запасы остальной площади залежи относятся к категории С₂.

По классификации SPE в аналогичной ситуации вокруг скважины очерчивается квадратный участок со стороной, равной утроенному расстоянию между эксплуатационными скважинами 3l. В данном квадрате рисуется квадратный участок со стороной l, запасы в пределах которого оцениваются как «доказанные разбуренные», вокруг него выделяются восемь квадратных участков со стороной l, запасы в которых относятся к категории «доказанных неразбуренных». Остальная часть площади залежи считается содержащей вероятные запасы.

Согласно классификации, действующей в России, на залежах, частично разбуренных разведочными скважинами, запасы категории C₁выделяются до контура залежи в разведанной части, а в пределах неразведанной части отступают от крайних разведочных скважин на расстояние, равное удвоенному расстоянию между добывающими скважинами будущей эксплуатационной сети (рис. 21). Согласно классификации SPE в этом случае вокруг каждой скважины, как показывалось ранее, выделяются квадратные участки доказанных разбуренных и доказанных неразбуренных запасов.

В соответствии с действующей в России классификацией запасов, на залежах, разбуренных сетью эксплуатационных скважин, в контуре эксплуатационных скважин выделяются запасы категории В. Неразбуренная часть относится к категории C₁. В соответствии с классификацией SPE запасы разбуренной по эксплуатационной сетке части залежи классифицируются как доказанные разбуренные, а запасы примыкающих участков залежиоцениваются как доказанные неразбуренные. Запасы остальной части залежи относятся к группе вероятных [29, 37, 51].

Тема 16. НЕТРАДИЦИОННЫЕ ВИДЫ И ИСТОЧНИКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ

Ресурсы УВ в недрах огромны, но лишь малая их часть, относимая к традиционным, изучается. За пределами исследований, поиска и освоения остается резерв ресурсов нетрадиционного УВ сырья, по объему на 2-3 порядка превышающий традиционный, но все еще мало изученный. Так, ресурсы метана в гидратном состоянии, рассеянного только в донных отложениях Мирового Океана и шельфов на два порядка (в нефтяном эквиваленте) превышают традиционные ресурсы УВ. Около 8-10⁴ млрд. т н. э. метана содержатся в водорастворенных газах подземной гидросферы, причем только в зоне учета ресурсов УВ - до глубин 7 км. Огромны объемы практически разведанных ресурсов нефтяных песков - до 800 млрд. т н. э. в отдельных регионах мира - Канада, Венесуэла, США и другие [38].

В отличие от подвижной в недрах, традиционной части ресурсов нефти и газа, извлекаемых современными технологиями, нетрадиционные ресурсы плохо подвижны или неподвижны в пластовых условиях недр. Для их освоения нужны новые технологии и технические средства, увеличивающие себестоимость их поиска, добычи, транспорта, переработки и утилизации. Не все виды нетрадиционного сырья ныне технологически и экономически доступны к промышленному освоению, но в энергодефицитных регионах, а также в бассейнах с истощенными добычей запасами и развитой инфраструктурой отдельные виды нетрадиционного сырья могут стать основой современного эффективного топливно-энергетического обеспечения.

Основной прирост традиционных запасов нефти и газа в мире и, особенно, в России идет ныне на территориях с экстремальными условиями освоения - Арктика, шельфы, удаленные от потребителей географо-климатически неблагоприятные регионы и другое. Затраты на их освоение столь велики, что, в период перехода на новые сырьевые базы, освоение нетрадиционных резервов сырья, окажется не только неизбежным, но и конкурентноспособным [50].

Важность всестороннего и своевременного изучения нетрадиционных ресурсов УВ особенно очевидна, если учесть, что более половины всех учтенных, в качестве традиционных, запасов нефти в России, представлены их нетрадиционными видами и источниками. Следовательно, нельзя считать корректным тот уровень обеспеченности запасами нефтедобычи в России, который ныне рассматривается на основе суммы традиционных и нетрадиционных запасов, поскольку значительные их объемы не отвечают условиям рентабельного освоения.

Любая нефтегазоносная провинция в ходе освоения подходит к стадии истощения. Своевременная подготовка к разработке дополнительных резервов в виде нетрадиционных источников УВ позволит длительное время поддерживать уровень добычи с рентабельными экономическими показателями. В настоящее время степень выработанности большинства крупных разрабатываемых месторождений в России, в основном, превышает 60% и, примерно 43% общей добычи осуществляется из крупных месторождений со степенью выработанности 60-95%. Современная добыча нефти в России ведется в регионах с высокой степенью истощения запасов. Переход на освоение новых сырьевых баз в арктических и восточных акваториях, требует резерва времени и сверхнормативных капитальных затрат, к которым экономика России ныне не готова. Одновременно во всех НГБ, даже с глубоко истощенными запасами, имеются значительные резервы нетрадиционных ресурсов УВ, рациональное и своевременное освоение которых позволит поддержать уровень добычи. Достигнутый в мире прогресс в технологиях добычи нефтегазового сырья допускает освоение нетрадиционных видов и источников УВ, со стоимостью эквивалентной стоимости сырья на мировом рынке [43].

Исследования ВНИГРИ показали значительные резервы ресурсов нефти и газа в нетрадиционных ис­точниках и резервуарах. Их изучение и освоение позволит заполнить ту неизбежную паузу в обеспечении нефте-, а затем и газодобычи, которая неизбежно возникнет до ввода в освоение новых сырьевых баз в экстре­мальных по условиям освоения регионах. [38, 43].

В настоящее время первоочередными для освоения нам представляются следующие виды и источники нетрадиционного углеводородного сырья:

1. Тяжелые нефти;

2.Горючие «черные» сланцы;

3.Низкопроницаемые продуктивные коллекторы и сложные нетрадиционные резервуары;

4. Газы угольных бассейнов

Тяжелые (ρ>0,904 г/см³) вязкие и высоковязкие (>30 мПа-с) нефти занимают особое место среди нетрадиционных источников УВ. Скопления их наиболее хорошо изучены методами нефтегазовой геологии вплоть до эксплуатационного бурения и промышленной разработки, а запасы во многих залежах оценены по высоким (A+B+C₁) категориям. Промышленные запасы тяжелых нефтей (ТН), достигающие в сумме нескольких млрд. т, выявлены во всех основных НГП Российской Федерации с падающей добычей нефти - Тимано-Печорской (16,6% от общих запасов), Волго-Уральской (26%) и Западно-Сибирской (54%). Значительные запасы (3%) имеются также в районах Северного Предкавказья и Сахалина. Существенны и общие ресурсы (запасы + прогнозные ресурсы) ТН в этих регионах, достигающие нескольких десятков млрд. т. [49].

Всего в России в настоящее время открыто 480 месторождений ТН, из которых по величине запасов 1 уникальное (Русское в Западной Сибири), 5 крупнейших, 4 крупных, остальные - средние и мелкие.

Месторождения расположены в широком диапазоне глубин - от 180 до 3900 м. Температура в их пределах составляет 6-65°С, пластовое давление - 1,1-35 МПа. Большинство месторождений приурочено к антиклинальным структурам. Как правило, они многопластовые. Высота залежей - от нескольких метров до первых сотен метров.

Как и для обычных нефтей, характерна высокая степень концентрации запасов в крупных и крупнейших месторождениях. В них, в Западно-Сибирской НГП сосредоточено 90,5% запасов ТН этой провинции, Тимано-Печорской -70,5%. Волго-Уральской - 31,9%, в Северном Предкавказье - 52%, на Сахалине - 38%. Подобная закономерность характерна и для всей РФ - 72%. Основные запасы ТН сосредоточены на глубинах менее 1,5 км в 1-2 залежах крупных и крупнейших месторождений. Подобная асимметрия вызвана развитием исключительно терригенных коллекторов в Западной Сибири и Сахалинской области. В остальных НГП коллекторы - терригенные и карбонатные, и запасы распределены в них примерно поровну.

В фазовом отношении большинство залежей ТН являются чисто нефтяными. Исключение представляет Западная Сибирь, где почти все залежи (около 90% запасов) относятся к категории нефтегазовых или газовых с нефтяной оторочкой. В газе наиболее погруженных залежей отмечается присутствие конденсата, в то время как газ менее глубоких залежей преимущественно метановый "сухой".

Степень освоения месторождений ТН наиболее высокая в Краснодарском крае и Сахалинской области, где накопленная добыча ТН составляет 66-72% извлекаемых запасов. Соответственно, накопленная добыча по месторождениям Волго-Уральской НГП - 22%, Тимано-Печорской НГП - 15%, Западно-Сибирской НГП — 3%. Максимальная освоенность отмечается в тех регионах, где больше всего выработаны запасы легких и менее вязких нефтей [43].

Качество запасов ТН в целом таково, что они могут эффективно осваиваться при современном уровне технологий их добычи [50].

В первую очередь это относится к относительно легким нефтям с плотностью до 0,934 г/см и вязкостью до 30-50 мПа-с. Но не менее перспективны и более тяжелые и вязкие нефти.

Экономический эффект использования ТН будет определяться не только стоимостью освоения месторождений, добычи и транспортировки нефти, но и качеством самих нефтей и глубиной их промышленной переработки, в том числе переработки на месте получения. Чем глубже переработка, тем шире спектр получаемых продуктов и меньше величина отходов, используемых обычно как котельное топливо. ТН - комплексное полезное ископаемое. Только из этих нефтей получают продукты со специфическими свойствами, такие, как различные высококачественные масла и как нефтяной кокс, используемый в цветной металлургии и атомной промышленности, а также сырье для нефтехимических производств. Из них возможно извлечение в промышленных масштабах ванадия, никеля и других металлов. И все это при том, что из ТН может быть получен весь набор продуктов, ти­пичных для обычных нефтей [43, 50].

Сланцы - источник горючего газа. В 2009 г. США вышли на первое место в мире по объёму добываемого и продаваемого газа. Заокеанское «голубое топливо» в столь крупных объемах стали получать из сланцев путем глубокой и высокотехнологичной их переработки.

Американский «сланцевый прорыв» достоин внимательного рассмотрения. По данным министерства энергетики США, в январе – октябре 2009 г. производство газа увеличилось в штатах на 3,9% по сравнению с тем же периодом 2008 г. – до 18,3 трлн кубических футов (519 млрд м³). Минэнерго РФ оценивает всю российскую добычу природного газа за тот же период в объеме 462 млрд м³. По предварительным подсчетам, за весь прошлый год США произвели 624 млрд м³. В России объем добычи сократился до 582,3 млрд м³ (в 2008 г. было добыто 644,9 млрд м³).

Возврат к ранее апробированному, но признанному «неэффективным» способу выработки газа из сланцев говорит о том, что в США появились новые технологии. В 2008 г. добыча газа из сланца дала лишь 10% всей американской газодобычи, еще 50% дали другие нетрадиционные источники топлива. Через год сланец дал едва ли не больше «голубого топлива», чем весь «Газпром» /СПбВ, 02.02.2010./.

«Газовые инновации» дают возможность по-новому построить газовый рынок мира. Сейчас природный газ транспортируется по трубам, т.е. продается только тем покупателям, к которым подведена «труба». Никакой биржевой торговли газом в крупных объёмах сейчас нет.

Если какая-нибудь крупная и технологически развитая страна научится делать «голубое топливо» в отрыве от газовых месторождений и вместо трубопроводов инвестирует средства в производство сжиженного газа, то рынок этого сырья станет таким же, как и нефтяной. Цены будут рыночными!

В России на все это смотрят пока «из далека». Технологическое отставание в сырьевых отраслях может Федерации дорого обойтись. Нельзя делать ставку только на газовые ресурсы месторождений Западной Сибири и континентального шельфа арктических и дальневосточных морей.

Опыт получения энергетического сырья из нетрадиционных источников в России есть. Сланцевый газ научились синтезировать уже давно и в 1950 г. в Ленинград шло «голубое топливо» из эстонского месторождения в Кохтла-Ярви. В РФ ресурсы и запасы горючих сланцев достаточно велики. Только в Ленинградской области разведанные запасы сланцев составляют более 1 млрд т. Крупным источником получения «голубого топлива» является газ растворенный в нефти. Недавно компания «Сургутнефтегаз» начала разработку Западно-Сахалинского месторождения, находящегося почти в 100 км от Ханты-Мансийска. Основной проблемой этого месторождения являлась утилизация нефтяного попутного газа, которая успешно была решена в 2009 г., когда построили газопоршневую электрическую станцию. «Сургутнефтегаз» утилизирует 95% попутного нефтяного газа.

Таким образом, весьма актуальным является практическое использование нетрадиционных источников энергетического сырья и в первую очередь получение горючего газа.

Нетрадиционные резервуары (HP) нефти и газа это изолированные эффективные ёмкости, размещение которых независимо от современной пликативной структуры [43].

В качестве примера приведем одну из самых крупных газоконденсатных залежей в Западной Сибири в берриасской линзе Ачз-4 (более 700 млрд.м³ газа и 200 млн.т конденсата) к востоку от Уренгойского ГКМ, которая расположена в нижней, самой крутой части протяженного склона. Залежь контролируется не только песчаным телом, которое занимает в несколько раз большую площадь, а так же эффективным резервуаром внутри нее. Этот и другие недалеко расположенные резервуары сохраняются потому, что служат путями импульсных перетоков УВ из нижнего НГК в верхний через региональный флюидоупор, что хорошо видно по распределению пластовых давлений. В сводовой части Уренгойского месторождения, где перетоков нет, коэффициенты аномальности пластового давления достигают 1,9 и более, а в зоне разгрузки падают до 1,6-1,7, что и позволяет ее трассировать. Особенно интенсивными эти перетоки стали на поздних этапах развития, когда начал бурно расти Нижнепурский мегавал, и именно благодаря мощной однонаправленной разгрузке сформировалась уникальная сеноманская газовая залежь [43].

Со спецификой образования связан состав залежей в нетрадиционном берриасском резервуаре - из исходного газоконденсата газ легче проходит через флюидоупор, и в аккумулируемом флюиде постепенно растет конденсатный фактор (до 600 см3/м³), а затем нередко обособляются и нефтяные оторочки.

Важно еще подчеркнуть, что в Западной Сибири, в Тимано-Печорской и Волго-Уральской НГП, в Предкавказье основная масса НР находится на глубинах 3-4 км, слабо освещенных бурением даже в старых нефтегазодобывающих районах. Относительно лучшая изученность нетрадиционных резервуаров в Лено-Тунгусской провинции объясняется тем, что во-первых, других резервуаров в ней просто нет, а во-вторых, их глубины значительно меньше из-за интенсивных поздних воздыманий, достигающих даже в богатейших районах Непско-Ботуобинской антеклизы 1-1,5 км.

Энергетические процессы в резервуарах и их морфология, параметры вмещающих залежи коллекторов, примеры объектов, а также выраженные в процентах доли прогнозных ресурсов в разнотипных резервуарах и для каждого типа - степень их разведанности, нигде не превышающая 15%.

Резервуары консервации (55% всех прогнозных ресурсов). Отнюдь не самый изученный, но, пожалуй, самый наглядный пример - Бованенковское месторождение на Ямале. В сеноманском веке здесь существовали три палеоподнятия, расположенные в форме треугольника, на тот период времени бывшие наиболее крупными месторождениями с залежами в юрских песчаниках. Затем в центре тре­угольника стала расти гигантская антиклиналь, распрямившая практически все три бывшие антиклинальные складки. Новая антиклиналь собрала газ в альб-сеноманский рыхлый резервуар (4,5 трлн.м³), но почти пуста в юре. Залежи же в юрских отложениях выявлены на пологой Северо-Бованенковской антиклинали — остатке от более высокоамплитудной палеоструктуры [43].

Ямал взят в качестве примера еще и потому, что он является одним из самых ярких случаев такой "инверсии нефтегазоносности" — те антиклинали, которые собирали нефть и газ в середине и конце мела, потом были частично или полностью расформированы, а новые (включающие залежи в сеномане) являются, в основ­ном, новообразованными. Контроль палеоподнятиями представляет лишь один из нескольких видов кон­троля, которые нужно учитывать при расстановке поисковых скважин.

В резервуарах разгрузки содержится 12% прогнозных ресурсов.

Резервуары выщелачивания (30% прогнозных ресурсов), выделен в карбонатных толщах; процесс выщелачивания играет важнейшую роль в увеличении пористости и проницаемости в антиклинальных объектах, прежде всего, приуроченных к органогенным постройкам. Материалы по Западной Сибири, свидетельствуют о широком развитии резервуаров выщелачивания и в полимиктовых песчаных породах, которые тоже пока в большинстве случаев выявляются в антиклинально-литологических ловушках, но в перспективе станут главен­ствующими в некоторых нетрадиционных объектах. Главные черты резервуаров выщелачивания - подавляю­щее распространение порово-трещинных коллекторов и сильно вытянутая (приразломная) форма [43].

Резервуары нефтегазогенерации (3% ресурсов), пока хорошо изучены только в западной части Западной Сибири, где до современности продолжается (причем с нарастанием) образо­вание автохтонных залежей в баженовских черных сланцах. Резервуары этого типа выделяются не только в самих черных сланцах, но и в смежных песчаниках, поскольку само наличие в них гигантских залежей (например, Талинское месторождение в Красноленинском районе) определяется грандиозными масштабами генерации и эмиграции УВ из черных сланцев. Резервуары как в сланцах, так и смежных песчаниках (выше, ниже и внутри регионального флюидоупора) представляют единую гидродина­мическую систему (в геологическом смысле), и таким же единым механизмом должна стать интерпретация сейсморазведки [43].

Чрезвычайно важны распределение температур и пластовых давлений и особенности строения регио­нального флюидоупора, то есть то, что обуславливает главные пути миграции УВ. Преобладают трещинно-поровые коллекторы, которые характеризуются сложным пятнистым распределением.

Важнейшее значение для освоения залежей в НР имеет рациональный ком­плекс интенсификации притоков. Ведущее место, благодаря преобладанию трещинных коллекторов, занимает, разумеется, гидроразрыв. За ним следует тепловое воздействие на пласт, которое, в числе прочего, приводит к образованию агрессивных кислот, нередко способствующему перераспределению минеральных цементов и повышению проницаемости. Собственно кислотные обработки дают более сложные результаты, и, например, во многих полимиктовых песчаниках приводят не к повышению, а, напротив, снижению проницаемости.

Нефтегеологическая практика все чаще сталкивается с низкопроницаемыми коллекторами (НК), а, соответственно, с разработкой методов их изучения и технологий повышения их нефтегазоотдачи.

Газы угольных бассейнов. На территории России выделяется 24 угольных бассейна, порядка 20 угленосных площадей и районов, а также множество отдельных угольных месторождений. Большинство из них газоносны. Объемы выделяющего­ся газа при разработке угля в крупных углепромышленных регионах достаточно велики, чтобы, по крайней ме­ре частично покрыть их потребности в газе, Так например, ежегодный ввоз природного газа в Кемеровскую область составляет ~ 1.5 млрд. м3, а ежегодное выделение УВ газов при разработке Кузнецкого бассейна - 2,0 млрд. м3, в т.ч. 0,17 млрд. м3 отсасывается дегазационными системами. На каждую тонну добычи угля в России в среднем выделяется 20 м3 метана [43]. В 2009 г. впервые в России началась промышленная утилизация углеметана в Кемеровской области.

Газоносность углей, по-сути дела метаноносность (по составу газ преимущественно метановый, сухой); в ряде бассейнов достигает 30-40 м³/т (Печорский, Кузнецкий и др.). Отличительной особенностью угольного газа является форма его содержания - преимущественно сорбционная в монолитных угольных пластах, и сво­бодная в зонах трещиноватости угольных пластов и во вмещающих породах. Высокие содержания газа в угольных бассейнах, с одной стороны - причина аварий при отработке угля, а с другой - представляют собой существенный резерв газового сырья для промышленности, особенно в энергодефицитных регионах. Много­кратное чередование в разрезе и по площади продуктивных отложений различных форм содержания газа, пре­допределяющих различия в технологиях его добычи - фактор, создающий трудности в освоении угольных га­зов.

Прогнозные ресурсы газа в угольных пластах подсчитанные по 18 угольным бассейнам в пределах глу­бин оценки запасов и ресурсов углей (< 1800 м) и составляют в сумме около 45 трлн. м', при колебаниях от еди­ниц млрд. м³ (Угловский, Аркагалинский, Кизеловский, Челябинский) до 13-26 трлн. м³ (Кузнецкий, Тунгус­ский). Оценка ресурсов газов в свободных газовых скоплениях выполнена только по двум бассейнам - Печор­скому и Кузнецкому, и составила в сумме ~ 120 млрд. м³. Около 90% всех общих ресурсов приходится на кате­горию Д₂. Однако по отдельным бассейнам долевое участие ресурсов более высоких категорий может состав­лять 50-70% (Минусинский, Улугхемский, Кизеловский и др.), что связано с превышением запасов углей над ресурсами в этих бассейнах. Наиболее богатыми регионами России по ресурсам угольных газов являются Вос­точная и Западная Сибирь ~ 58 и 29%, соответственно, от общего объема ресурсов, в то время как в Европей­ской части сосредоточено не более 4% [43].

Угольные газы по своим качественным и количественным характеристикам ничем не ус­тупают УВ газам традиционных месторождений.

В настоящее время в более чем 3 тысячах угольных шахтах мира выделяется около 40 млрд. м³ метана в год, из которых в 500 шахтах каптируется около 5.5 млрд. м³/год, а утилизируется - 2.3 млрд.м³. Мировой опыт утилизации угольного газа свидетельствует о перспективности и экономической целесообразности вовле­чения его в местный топливный баланс. В 12 странах мира каптируемый газ рассматривают как попутное по­лезное ископаемое, а в отдельных странах - как самостоятельное (США). В первом случае себестоимость его разработки не превышает себестоимости добычи традиционного газа, во втором - несколько выше (в 1.3-1.5 раз).

В России метан из угленосных толщ извлекается в объеме 1.2 млрд. м³ /год различными системами дега­зации на полях 132 действующих шахт. Утилизируется он в двух бассейнах - Печорском и Кузнецком в коли­честве 100-150- млн. м³/год. Разработаны технологии, позволяющие рентабельно извлекать и выгодно исполь­зовать газ из угленосных толщ.

Наиболее перспективными для разработки газа являются Печорский и Кузнецкий каменноугольные бассейны, где для этого уже выполнено технико-экономическое обоснование и есть положительный опыт добычи газа. Кроме того, попутная добыча газа воз­можна в ряде дальневосточных бассейнов - Партизанском, Угловском, Сахалинском. Тун­гусский и Ленский бассейны представляют собой крупные резервы газового сырья в будущем [43].

В целом нетрадиционные ресурсы УВ представляют резерв возможностей расширения сырьевой базы нефти и газа в России, особенно для провинций с истощенными запасами, но они нуждаются в целенаправлен­ных исследованиях и, главное, в разработке новых принципов теории и практики, как их выявления, так и раз­ведки и добычи [38, 43].