Технология ПРОНГ (автор-разработчик — Пучко Анатолий Михайлович, ведущий российский специалист по разработке технологий прогноза и поиска полезных ископаемых) является ноу-хау и базируется на полноте использования предшествующих (ранее проведенных) геолого-геофизических работ, результаты которых были опубликованы в открытом издании во времена СССР. Среди них преобладают картографические материалы масштаба 1 : 2,500,000 и 1 : 1,000,000, например, структурные карты по опорным горизонтам осадочного чехла, изопахиты отложений по палеогеографическим картам для различных геологических эпох, гидрогеохимические карты, петроплотностные карты, карты разломов, карты осадочных и вулканогенных формаций, карты геофизических полей и многие другие материалы по территории бывшего СССР. Учтена также необходимая информация, имеющаяся в открытых для общедоступного пользования справочниках и топографических картах. При помощи дигитайзера по указанным материалам в течение восьми лет создавалась цифровая база данных на всю территорию бывшего СССР с дискретностью 0,25 градуса по широте и 0,10 градуса по долготе. Оцифровкой картографических материалов занималась группа специалистов численностью от пяти до пятнадцати человек. Созданная таким образом информационная база данных позволила сформировать представительные выборки для многопараметрического системного анализа по всем правилам математической статистики и теории вероятности. В итоге разработана компьютерная технология ПРОНГ (прогноз рентабельных объектов нефтегазоносности), применение которой значительно повышает эффективность нефтегазразведки. ПРОНГ состоит из трех системных блоков:
СИСТЕМНЫЕ БЛОКИ ПРОНГ
1. База данных = БД =
1.1. Исходные карты (более 100) по территории СССР, плюс необходимые справочные данные. В оцифрованном виде объем БД около 700 Мб
1.2. Авторская нетрадиционная методика оцифровки исходного картографического материала
1.3. Структура и формат БД — представляет собой элемент ноу-хау
2. Корректные представительные выборки = КПВ =
2.1. Соответствие требованиям математической статистики
2.2. Авторская нетрадиционная методика оптимизации БД
2.3. Максимально информативная (оптимизированная) БД объемом около 300 Мб, состоящая из 70 итоговых оцифрованных карт на все потенциально нефтегазоносные территории стран СНГ.
3. Многопараметрический системный анализ = МПА =
3.1. Соответствие всем правилам математической статистики и теории вероятности
3.2. Комплект автономных компьютерных авторских программ — составляющих ноу-хау
3.3. Методика и последовательность расчетов ПРОНГ для получения корректных результатов, как элемент ноу-хау, известна только Автору.
Корректность технологии более чем на 70% подтверждается результатами уже проведенных нефтегазразведочных работ. ПРОНГ в десятки и сотни раз дешевле сейсморазведки — основного традиционного метода подготовки объектов для глубокого бурения. При этом ПРОНГ корректно решает задачу минимизации непродуктивных и очень больших затрат, а также соответствует принципу полной экологической безопасности.
Например, применение технологии ПРОНГ позволяло избежать бурения почти всех непродуктивных скважин (около 85%) на Юрубченском лицензионном блоке, входящем в Тохомскую зону Байкитской НГО (Красноярский край), где стоимость одной такой скважины составляет около 2 млн. долларов США.
По заключению директора Института проблем нефти и газа РАН академика Дмитриевского А.Н., подробно ознакомившегося с технологией ПРОНГ, ее применение позволяет:
1) достоверно определять перспективы промышленной нефтегазоносности земель Российской Федерации, включая лицензионные блоки;
2) оптимизировать поисковую, разведочную и промысловую стадии нефтегазразведки;
3) обеспечить максимальную эффективность работ при существенной минимизации их финансирования.
По оценке главного геолога отдела технической поддержки ОАО «Ханты-Мансийскнефтегазгеология» В.М. Серпиковой, технология ПРОНГ действительно представляет большой практический интерес. Таким образом — фактически на основании конфиденциальных результатов нефтегазразведочных и эксплуатационных работ — была высоко оценена презентационная информация ПРОНГ об относительной перспективности лицензионных блоков ОАО «Ханты-Мансийскнефтегазгеология» в сравнении друг с другом.
Примеры выходных форм ПРОНГ прилагаются. Следует отметить, что один из них, относящийся к Тохомскому нефтегазоносному району, демонстрировался с 19 по 23 июня 2000 года на одном из стендов 8-й международной выставки «НЕФТЕГАЗ-2000» в Москве, а в начале 2002 года (журнал «НЕФТЕГАЗОВАЯ ВЕРТИКАЛЬ», с. 35) М.Гуцериев (НГК «Славнефть») опубликовал информацию о том, что летом 2001 года в северной части Юрубчено-Тохомской зоны получен фонтанирующий приток нефти дебитом около 600 куб. м в сутки. Данная информация также фактически является подтверждением корректности и эффективности технологии ПРОНГ.
Коренное отличие характеризуемой технологии от компьютерных систем типа фирменных методик Шлюмберже, применяемых на промысловой стадии освоения месторождений УВ, это полная независимость от данных геолого-геофизического исследования скважин. Даже полное отсутствие скважин на изучаемой площади не влияет на корректность результатов технологии ПРОНГ.
Минимальный экономический эффект от применения технологии PRONG
Для корректного определения эффективности прогнозной технологии PRONG необходимо привлечь объективные параметры, а именно:
1. Стоимость сейсморазведки методом 3D не менее 20 тыс. USD/кв. км
2. Стоимость сейсморазведки методом 2D не менее 1 тыс.USD/пог. км
3. Стоимость услуг технологии PRONG — стартовые 50 USD/кв. км
4. Среднестатистический коэффициент успешности (Ку) нефтегазразведки 0,35 (является характерным показателем возможностей сейсморазведки).
5. Ку нефтегазразведки 0,65 становится реальным при использовании технологии PRONG. Это установлено на основании среднестатистической достоверности прогнозов технологии PRONG, определенной по их 70-ти процентному подтверждению результатами нефтегазразведки, проведенной на территории СССР (до 1992 г.) и России в 1997–2002 годах (Мордовия и Калмыкия, Пензенская и Пермская области, Западная и Восточная Сибирь). При этом результаты технологии PRONG для контуров (площадей) крупных месторождений, включая уникальные, подтверждаются на 85%.
6. Применение технологии PRONG целесообразно в первую очередь на лицензионных участках и блоках, имеющих Ку нефтегазразведки менее 0,5.
7. Расчет теоретически минимального экономического эффекта от применения технологии PRONG:
Принимаются:
- Ку традиционной нефтегазразведки 0,49
— стоимость применения технологии PRONG 50 USD/кв. км
— Ку нефтегазразведки с применением технологии PRONG 0,65
— оцениваемая площадь 3 тыс. кв. км
— 5 скважин со средней глубиной 3 км
— средняя стоимость 1 скважины, включая все накладные расходы, 1,7 млн USD
— одинаковые затраты на приобретение результатов уже проведенной сейсморазведки (1 млн. USD).
В данном случае минимальный экономический эффект определяется по формуле:
[Ку · стоимость 5 скважин] : [общая стоимость работ (сейсморазведки, технологии PRONG и бурения)] = (0,65–0,49) · 5 · 1,7 млн. USD + (3 тыс. кв. км · 50 USD/кв. км) + 8,5 млн. USD] = 1,360,000 USD: 9,650,000 USD = 0,14093, т.е. примерно 14,1%
8. Расчет реально минимального экономического эффекта от применения технологии PRONG:
Принимаются:
- Ку традиционной нефтегазразведки 0,35
— Стоимость применения технологии PRONG 50 USD/кв. км
— Ку нефтегазразведки с применением технологии PRONG 0,65
— оцениваемая площадь 3 тыс. кв. км
— 5 скважин со средней глубиной 3 км
— средняя стоимость 1 скважины, включая все накладные расходы — 1,7 млн. USD
— одинаковые затраты на опережающую бурение сейсморазведку в размере 2 млн. USD.
В данном случае минимальный экономический эффект определяется по формуле:
[Ку · (стоимость 5 скважин + стоимость сейсморазведки)] : [общая стоимость работ (технологии PRONG, сейсморазведки и бурения)] = (0,65–0,35) · (8,5 млн. USD + 2 млн. USD)] : [0,150 млн. USD + 2 млн. USD + 8,5 млн. USD] = 3,150,000 USD: 10,650,000 USD = 0,29577, т.е. примерно 29,6%.
Следует добавить, что в приведенных расчетах экономического эффекта не включены показатели уменьшения себестоимости подвижных углеводородов, затрат на реальные объемы 2D, 3D и бурения, а также минимизации экологического ущерба от нефтегазразведки (уменьшение объемов соответствующей рекультивации), но даже без них эффективность от применения технологии PRONG составит не менее 14 ? 29%.
Примеры выходных форм ПРОНГ.
Расчетная степень вероятности обнаружения промышленных залежей подвижных углеводородов в контрольных точках Западной Сибири
Примечания:
- широты и долготы указаны в градусах координатной географической сетки;
- вероятности указаны в долях от достоверной вероятности Р=1,000
Расчетная степень вероятности промышленной нефтеносности верхнедевонского продуктивного горизонта, залегающего на глубине 1,5–2,0 км. Зелеными точками с белыми каемками показаны фактические и условные нефтепромыслы внутри контуров Новоелховского, Ромашкинского, Бавлинского и близлежащих нефтяных месторождений Татарского свода. Дискретность расчета составляет 0,025 градуса по широте и долготе. Сиренево-малиновый, коричневый и красный цвета указывают (по нарастанию) наибольшие степени вероятности обнаружения промышленных дебитов, а голубой, синий и серый — наименьшие. Красный цвет соответствует вероятности обнаружения — равной более 0,65 при степени вероятности отсутствия промышленных дебитов равной менее 0,35.
Расчетная степень вероятности нахождения промышленных залежей газоконденсата в районе Тазовского полуострова Западной Сибири. Желтыми точками с белыми каемками показаны фактические и условные скважины-промыслы внутри контура Ямбургского газоконденсатного месторождения. Дискретность расчета составляет 0,025 градуса по широте и долготе. Сиренево-малиновый, коричневый и красный цвета указывают (по нарастанию) наибольшие степени вероятности обнаружения промышленных дебитов, а голубой, синий, серый и темно-серый — наименьшие. Красный цвет соответствует вероятности обнаружения — равной более 0,65 при степени вероятности отсутствия промышленных дебитов равной менее 0,35.
Расчетная степень вероятности промышленной нефтегазоносности рифейских отложений Тохомского НГР, залегающих на глубине 2,2 — 5,5 км. Коричневыми точками с белыми каемками показаны условные нефтепромыслы Юрубченского нефтегазоконденсатного месторождения. Дискретность расчета составляет 0,05 градуса по широте и долготе, что равно 5 км и около 2 км соответственно. Сиренево-малиновый, коричневый и красный цвета указывают (по нарастанию) наибольшие степени вероятности обнаружения промышленных дебитов, а синий, серый и темно-серый цвета — наименьшие. Красный цвет соответствует вероятности обнаружения — равной более 0,65 при степени вероятности отсутствия промышленных дебитов равной менее 0,35.
Расчетная степень вероятности промышленной нефтегазоносности рифейских отложений Юрубченского лицензионного блока, залегающих на глубине 2,7 — 4,1 км. Красными точками с белыми каемками показаны условные скважины Юрубченского нефтегазоконденсатного месторождения и Куюмбинского нефтегазопроявления (одна точка на сером поле). Дискретность расчета составляет 0,05 градуса по широте и долготе, что равно 5 км и около 2 км соответственно. Сиренево-малиновый, коричневый и красный цвета указывают (по нарастанию) наибольшие степени вероятности обнаружения промышленных дебитов, а синий, серый и темно-серый цвета — наименьшие. Красный цвет соответствует вероятности обнаружения — равной более 0,65 при степени вероятности отсутствия промышленных дебитов равной менее 0,35.
