О соотношении природного газа и нефти в связи с прогнозом их запасов в Азербайджане

Южно-Каспийско-Куринской бассейн Азербайджана, расположенный в пределах альпийско-гималайского тектонического пояса, является типичным межгорным бассейном. Современное строение этого бассейна контролируется продолжающимся столкновением Аравийской и Европейской (Русской) плит.

Проведенные в последнее время геолого-геофизические исследования выявили на северной границе С (ЮКБ) особенности, характерные для субдукционных режимов [1]. Основным структурным элементом этой зоны является Апшерон-Прибалханская зона поднятий, расположенная непосредственно над фронтальной частью зоны субдукции. Выпол- ненные исследования показали, что здесь существовали наиболее благоприятные условия для генерации и миграции углеводородов (УВ) [2]. К этой субширотной полосе приурочены наиболее крупные нефтегазовые скопления суши и моря ЮКБ (Апшеронский п-ов и Апшеронский архипелаг), из которых извлечено более 1,5 млрд т нефти (около 75 % всей добытой в Азербайджане нефти) (рис. 1).

На ранних этапах поисково-разведочных работ в ЮКБ, проводившихся в его континентальной части, обнаруживались преимущественно нефтяные месторождения, поэтому Азербайджан относили к нефтяной провинции. Это было связано как с объективными, так и субъективными причинами.

Рис. 1. Карта нефтегазоносности Азербайджана:

1 – 4 – углеводородные месторождения; 1 – нефтяные; 2 – газовые; 3 – газонефтяные; 4 – газоконденсатные;

5 – перспективные структуры

2020;5(4):288-296

МИСиС

Объективная причина включает три основных фактора: 1) существование вертикальной зональности нефте- и газообразования; 2) фазовое перераспределение углеводородов в разрезе, обусловленное процессами субверти-кально-латеральной их миграции; 3) неблагоприятные условия сохранения и значительные потери газовой составляющей УВ в неглубоко залегающих месторождениях, подверженных интенсивному процессу дегазации. Именно этим объясняется отсутствие месторождений газов верхней диагенетической зоны газообразования, что характерно практически для всех осадочных бассейнов, расположенных в мобильных тектонических поясах. В этом поясе утеряно более 90 % этих газов. Промышленные скопления биохимического метана известны лишь в Италии (в турбидидных осадках бассейна р. По) и в Западной Сибири, где эти газы сохранились благодаря слою вечной мерзлоты, играющему роль флюидоупора.

Субъективная причина связана с отсутствием на начальном этапе разведочных работ данных о нефтегазоносности недр и фазовом состоянии УВ в глубоководной части бассейна.

Однако результаты дальнейших поисково-разведочных работ, а также широкое внедрение современных геолого-геохимических исследований органического вещества (ОВ), нефтей и газов послужили основанием для смены представлений о фазовом соотношении УВ-ресурсов в ЮКБ. Этому способствовало:

• -    обнаружение в глубокопогруженной части ЮКБ ряда новых крупных газоконденсатных месторождений, таких как Шах-Дениз, Апшерон, Умид, с запасами от нескольких сотен миллиардов до более триллиона кубометров;

• -    выявление особенностей качественной характеристики ОВ материнских олигоцен-миоценовых пород, способных генерировать наряду с жидкими и значительные объемы (около 70 %) газообразных УВ;

• -    широкое развитие в ЮКБ грязевых вулканов, которые непрерывно выносят на поверхность значительные объемы газов как в

периоды грифонно-сальзовой деятельности, так и в периоды их пароксизма.

К настоящему времени Азербайджан из поставщика нефти превратился в крупного поставщика на зарубежные рынки природного газа. Пик добычи нефти в Азербайджане был зафиксирован по итогам 2010 г. в объеме 51 млн т, а в настоящее время наблюдается естественное падение объемов нефтедобычи. Дальнейший прирост запасов УВ связывается с открытием преимущественно газоконденсатных месторождений в центральной, глубо-копогруженной части бассейна [3]. В связи с этим прогноз запасов газа в ЮКБ представляет исключительный интерес.

О методологии исследований

На сегодняшний день в мире существует огромное количество классификаций запасов и ресурсов нефти и газа. Фактически в каждой нефтедобывающей стране существует собственная классификация, но есть и общепризнанные мировые классификации и методы подсчета запасов нефти и газа, которые используются во многих странах [4].

В зависимости от геологической изученности и наличия необходимых данных применяют различные подходы и методы подсчета ресурсов и запасов УВ:

Метод аналогий. В его основе лежит предположение о сопоставимости рассматриваемого пласта с пластом-аналогом в отношении коллекторских свойств пород и свойств флюида, влияющих на определение величины конечных извлекаемых запасов.

Объемный метод. Основан на использовании данных о коллекторских свойствах пород и свойствах флюида для расчета объемов начальных геологических запасов и последующего определения той их части, которая может быть добыта в результате реализации конкретного проекта разработки. Этот метод используется на ранних этапах разведки.

Метод материального баланса. Он основан на анализе динамики изменения давления в пласте по мере отбора из него флюида.

2020;5(4):288-296

МИСиС

Этот метод применяется на промежуточных стадиях разведки.

Метод анализа эксплуатационных показателей. Основан он на анализе изменения темпов отбора и фазового состава добываемой продукции в зависимости от времени и величины накопленной добычи по мере истощения залежи. Метод применяется в конце срока эксплуатации месторождения, когда большая часть нефти и газа уже добыта, а дебит месторождения находится на спаде.

Из вышеперечисленных методов чаще всего применяют объемный метод подсчета запасов.

В данном исследовании дается оценка прогнозных извлекаемых запасов газа в Азербайджане на основании статистического анализа соотношения доказанных запасов и добычи газа и нефти по 30 странам мира. Кроме того, используются результаты статистического анализа данных о первичных значениях газового фактора в месторождениях Азербайджана (газовый фактор (ГФ) - соотношение добытых объемов газа и нефти) по 54 месторождениям суши и моря (всего 754 данных).

Хотя этот статистический метод не может претендовать на универсальность, но в условиях Азербайджана вполне может быть применен. Это связано с тем, что величина одного из параметров (запасы нефти) достаточно обоснована и прогнозируема в сравнении с другим параметром (запасы газа). В перспективе нет убедительных предпосылок для открытия новых промышленных скоплений нефти и дальнейшие перспективы прироста запасов УВ в Азербайджане свя- заны с открытием исключительно газовых (газоконденсатных) месторождений в глубоководной части ЮКБ

Результаты исследований

Существующие оценки извлекаемых запасов нефти в ЮКБ

Первая в мире скважина глубиной 21 м была пробурена для целей нефтедобычи в 1846 г. на площади Бибиэйбат близ Баку, а в 2017 г. суммарная добыча нефти в Азербайджане преодолела рубеж в 2 млрд т. Причем если на добычу первого миллиарда (1971 г.) понадобилось чуть более века, то для второго миллиарда лишь 46 лет.

Существующие оценки извлекаемых запасов нефти в Азербайджане приведены в табл. 1.

Как следует из данных таблицы, суммарные извлекаемые запасы нефти в Азербайджане оцениваются в пределах 3–4 млрд т. Однако при определении наиболее объективной величины суммарных запасов нефти необходимо принять во внимание ряд фактов. Во-первых, за более чем вековой период эксплуатации из более чем 70 месторождений добыто чуть боле 2 млрд т; во-вторых, в настоящее время практически все нефтяные месторождения находятся на поздней стадии разработки и сильно истощены, за исключением мегаблока Азери - Чираг - Гюнешли (АЧГ), где запасы нефти прогнозируются в пределах 511 и 923 млн т [9]. Учитывая, что этот блок дает 91-93 % нефти республики [9, 10], прогнозные, еще не вскрытые запасы нефти/конден-сата в Азербайджане в целом могут быть приняты около 1,5 млрд т.

Таблица 1

Существующие оценки запасов нефти в Азербайджане

Извлекаемые запасы нефти, млрд т	Источник
4,1	[5]
4,05	[6]
4,04	[7]
3	[8]
2 + 1,2* = 3,2**	[9]

*Из расчета запасов нефти на А ЧГ

**Рассчитано автором (добыто + прогнозируемые запасы)

2020;5(4):288-296

МИСиС

Согласно сообщению первого вице-президент госнефтекомпании Азербайджана (SOCAR) Хошбахта Юсифзаде в Азербайджане уточненные извлекаемые запасы нефти и конденсата оцениваются в 1,5 млрд т [11], а с учетом уже добытых 2 млрд т нефти/конден-сата суммарные запасы составляют 3,5 млрд т.

Таким образом, объем извлекаемых запасов нефти в Азербайджане в 3,5 млрд т можно принять как наиболее объективный.

О соотношении объемов газа и нефти

Анализ данных по различным бассейнам (странам) мира. На рис. 2 приводится гистограмма распределения значений отношения доказанных запасов газа к нефти по 30 странам мира, составленная по данным BP [12] (без учета стран с крупными газовыми ресурсами).

Согласно приведенной гистограммы в чуть более чем 60 % случаев значения этого отношения не превышают 2 трлн м3 газа на млрд т нефти, а среднее значение – около 1,2 трлн м3 газа на 1 млрд т нефти.

Результаты анализа отношения добытого газа к нефти , рассчитанного по данным 2016 г. по 35 странам мира [13], отражены на рис. 3, где приведена гистограмма распределения значений этого отношения. Среднее значение этого параметра составляет 1,1 млрд м³/млн т (1,1 трлн м³/млрд т).

Анализ данных по ГФ месторождений ЮКБ. Обобщение и анализ данных о ГФ месторождений Азербайджана, основанный на большом статистически значимом объеме данных, показал изменение его значений в пределах 2,5–80 000,0 м³/т (среднее значение – 1457 м³/т). Гистограмма распределения значений ГФ приводится на рис. 4.

Рис. 2. Гистограмма распределения значений отно- шения доказанных запасов газа к нефти

Отношение добытого газа к нефти, млрд м3/млн т

Рис. 3. Гистограмма распределения отношения

добытого (в 2016 г.) газа к нефти

(по данным 2014 г. [12]) в различных странах мира               в различных странах мира

100—1

80 —

60 —.

40 —

20 — м——I  I 1—I

0     1000   2000   3000  40006000

Отношение добычи газа к нефти,

м3/т

Рис. 4. Гистограмма распределения значений ГФ по месторождениям Азербайджана

2020;5(4):288-296

МИСиС

Выявленный интервал изменения значений ГФ характерен как для нефтяных и нефтегазовых, так и газоконденсатных месторождений [14–16]. В связи с этим ГФ может служить критерием оценки фазового состояния скоплений УВ в недрах и закономерностей изменения его в пространстве.

В ЮКБ значения ГФ увеличиваются от его бортовых частей в сторону глубоководной части (рис. 5). Это хорошо согласуется с изменением в этом направлении фазового состояния УВ, проявляющимся последовательной сменой нефтяных месторождений нефтегазовыми и газоконденсатными.

Высокая газонасыщенность жидких УВ в морской части бассейна формирует относительно более низкую их плотность (менее 880 кг/м3) в сравнении с месторождениями суши (рис. 6).

По результатам поисково-разведочных работ центральная глубоководная часть бассейна является исключительно газоносной с содержанием конденсата. В существующих в этой части бассейна термобарических условиях, кроме конденсата могут быть обнаружены также легкие, так называемы «летучие» нефти.

Расчет прогнозных запасов газа в Азербайджане. Все расчеты прогнозных запасов газа в ЮКБ, основанные на соотношении газа и нефти (доказанных запасов и добытых объемов газа и нефти в различных странах мира, а также ГФ по месторождениям ЮКБ), проводились исходя из принятой величины суммарных извлекаемых запасов нефти в Азербайджане, равной 3,5 млрд т.

Приняв во внимание среднюю величину соотношения доказанных запасов газа к нефти, рассчитанной по данным 30 стран, прогнозные запасы газа в Азербайджане составят: 3,5 млрд т нефти × 1,2 трлн м3/млрд т = 4,2 трлн м3. Графически это отражено на рис. 7.

С учетом среднего значения отношения добытого в 2016 г. газа к нефти (1,1 трлн м3/млрд т), рассчитанного по данным 35 стран мира, прогнозные запасы газа в Азербайджане могут составить 3,5 млрд т нефти × 1,1 трлн м3/млрд т = 3,9 трлн м3.

Величина прогнозных запасов газа, рассчитанных с учетом среднего значения ГФ 1082 м3/т, рассчитанного по 54 месторождениям Азербайджана, будет составлять 3,5 × 1082 = 3,8 трлн м3.

Рис. 5. Распределение средних значений ГФ в продуктивной толще (продуктивная толща (ПТ) – нижний плиоцен) по площади (для исключения влияния условий сохранности на величину средних значений были использованы данные для глубины ниже 2 км)

Рис. 6. Региональные закономерности изменения плотности жидких УВ в ЮКБ

МИСиС

2020;5(4):288-296

Рис. 7. График зависимости между доказанными запасами газа и нефти в различных странах мира и прогнозная оценка для Азербайджана

Таким образом, суммарные извлекаемые запасы газа в Азербайджане, рассчитанные по трем различным показателям отношения газа к нефти, можно принять в объеме около 4 трлн м3, включая уже извлеченные 0,85 трлн м3 газа [17].

Согласно существующим официальным оценкам в Азербайджане прогнозируемые еще не извлеченные запасы газа оцениваются в 2,55 трлн м3 [11, 6], которые в основном связаны с такими уже выявленными месторождениями, как Шах-Дениз, Умид, Апшерон, блоком АГЧ и перспективной структурой Бабек. Доказанные запасы газа по этим месторождениям составляют соответственно 1,2; 0,2; 0,35; 0,35 и 0,4 трлн м3 (в сумме 2,5 трлн м3) [10].

Таким образом, указанная официальная оценка не учитывает перспективы обнаружения новых газоконденсатных скоплений в глубоководной части ЮКБ. Объем неучтенных прогнозных запасов газов, согласно нашим расчетам, может составлять около 0,6 трлн м³: 4 трлн м³ (расчетные суммарные запасы) -0,85 трлн м³ (уже извлеченный объем) -2,55 трлн м³ (утвержденные доказанные запасы газа) = 0,6 трлн м³ .

Такой объем газа в зависимости от размера структуры может соответствовать запасу газа примерно двух-трех перспективных структур. Исходя из современной тектоно-геофизиче- ской модели нефтегазоносности Южного Каспия [2], такими структурами, наиболее вероятно, могут быть структуры Мушвиг, Машал, Шафаг и Исрафил Гусейнов (см. рис. 1). Однако следует отметить, что хотя структура Мушвиг и является наиболее перспективной, она из-за малых своих размеров, скорее всего, может быть классифицирована как нерентабельная.

Заключение

Суммарные извлекаемые запасы нефти в Азербайджане оцениваются в 3,5 млрд т, из которых извлечено чуть более 2 млрд т. Исходя из статистически выявленного соотношения между объемами газа и нефти в различных бассейнах (странах) мира, включая и Азербайджан, прогнозная оценка суммарных запасов газа в Азербайджане составляет около 4 трлн м3. Это в целом согласуется с существующими оценками. Из этого объема газа уже добыто 0,85 трлн м3, а утвержденные перспективные запасы газа оцениваются в 2,55 трлн м3.

Почти 83 % газа добыто из морских месторождений. Эта тенденция в будущем не только сохранится, но и будет увеличиваться благодаря введению в разработку крупных газоконденсатных скоплений в глубоководной части бассейна. В этой части бассейна к наиболее перспективным могут быть отнесены структуры Машал, Шафаг и Исрафил Гусейнов, суммарные запасы в которых прогнозируются в 0,6 трлн м3 газа.

2020;5(4):288-296

МИСиС^