В.Н.Бескопыльный

УДК 550.8(476)
ОСНОВНЫЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ЗАДАЧИ ОСВОЕНИЯ
РЕСУРСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ ПРИПЯТСКОГО ПРОГИБА
В.Н.Бескопыльный
(РУП «ПО «Белоруснефть»)
В Беларуси единственным нефтегазоносным регионом является Припятский прогиб, который к настоящему времени, в целом, довольно хорошо изучен геологическими и
геофизическими методами. Здесь в девонских и верхнепротерозойских отложениях открыты 64 месторождения нефти, включающих 185 залежей. Потенциальные ресурсы
нефти разведаны на 47,7%, добыто 104 млн.т. Объем текущих разведанных запасов нефти
составляет 63700 усл.ед., 44,5% из них относятся к классу трудноизвлекаемых. Компенсация годовой добычи приростами запасов в последние пять лет лежит в пределах от 44 до
90%. Постепенное уменьшение объёма промышленных запасов и особенно той части, которая относится к активным запасам, создает первую геологическую проблему освоения
ресурсов УВ – медленный темп восполнения сырьевой базы нефтедобычи РБ.
Как и во всем мире, в Припятском прогибе в начальный период разведки были открыты самые крупные в регионе месторождения, затем выявляются относительно мелкие,
разработка которых зачастую малорентабельна или не рентабельна. В Припятском прогибе по состоянию на 1 января 2002 г. в разработке находились 46 месторождений, в разведке 5, в консервации 13. Наиболее крупные месторождения – Осташковичское, Речицкое,
Вишанское, Ю-Сосновское, Ю-Осташковичское – обводнены на 56-85%, их извлекаемые
запасы выработаны на 68-86%. В большинстве залежей гидродинамическая связь с законтурной зоной очень затрудненная или отсутствует вовсе, что существенно осложняет разработку запасов нефти. Коллекторы месторождений весьма неоднородны как по разрезу,
так и по площади, и это не способствует увеличению нефтеотдачи.
Острая потребность республики в собственной нефти, с одной стороны, и нарастающие сложности извлечения нефти из недр Припятского прогиба, с другой стороны,
создают вторую геологическую проблему освоения ресурсов УВ – вовлечение в разработку остаточных запасов нефти залежей Беларуси.
Каждая из этих двух проблем заключает в себе множество геологических задач,
среди которых выделяются две главные: прогноз локализации неразведанных (остаточных) ресурсов нефти Припятского прогиба (определение местоположения невыявленных
промышленных скоплений УВ) и прогноз локализации текущих запасов нефти в залежах
(анализ пространственного распределения невыработанных извлекаемых запасов нефти)
(рис.).
Решение этих задач весьма актуально. В данном сообщении я пытаюсь показать
некоторые пути решения двух главных геологических задач освоения ресурсов УВ Беларуси, возможные результаты, а также основные виды и объемы работ для решения этих
задач на 2003-2010 гг.
1. Восполнение сырьевой базы нефтедобычи Беларуси
Решение задачи прогноза местоположения невыявленных промышленных скоплений УВ в Припятском прогибе сводится, прежде всего, к интеграции результатов уже выполненных многочисленных исследований по выявлению перспективных объектов на
нефть и газ. Для прогноза нахождения наиболее перспективных блоков осадочного разреза на основе комплексного анализа всей совокупности имеющихся материалов по геологии и нефтегазоносности региона мы использовали компьютерную технологию геолого-
разведочных работ «Прогноз локализации неразведанных ресурсов углеводородов на основе многослойного картирования мультидисциплинарных данных» [3]. Эта технология
предполагает компьютерный анализ и обобщение результатов бурения, сейсморазведки,
геологического прогноза, геохимической съемки, гравиразведки, магниторазведки, методики ИНФОР, высокоточного нивелирования, аэрокосмических материалов.
В результате работы по локализации прогнозных ресурсов нефти выяснилось следующее [1, 4]:
— в пределах территории деятельности объединения «Белоруснефть» на 42 залежах целесообразны работы по доразведке (включая мероприятия по повышению нефтеотдачи пластов), за счёт чего возможны приросты запасов нефти объёмом более 10700 усл.
ед. Всего в Припятском прогибе по 56 залежам в результате разведки и доразведки можно
прирастить более 12400 усл. ед. запасов нефти промышленных категорий;
— существует более 290 неопоискованных объектов, в различной степени перспективных для поисков залежей нефти и газа. Эти объекты отождествляются с возможными
ловушками: структурно-литологическими (39%), тектонически экранированными (37%),
литологическими (трещиноватыми, выклинивания, органогенных построек – всего 21%),
пликативно-дизъюнктивными (2%) и катагенетическими (около 1%). Максимальное количество (45%) ловушек прогнозируется в девонском подсолевом карбонатном комплексе, в верхнепротерозойско-девонском терригенном комплексе намечено 30% поисковых
объектов, в верхнесоленосных и межсолевых отложениях – 25%;
— имеются основания для осуществления параметрического, поискового или разведочного бурения на 63 объектах, комплексных геолого-геофизических работ на 31 объекте, полевых и камеральных сейсморазведочных работ 2Д на 124 объектах, 3Д на 19 объектах. Общий проектируемый объём поискового бурения только на подготовленных
структурах составляет (на 01.01.02 г.) довольно значительную величину - 99630 м;
— предварительно оценочные запасы категории С2 по 18 объектам составляют более 4200 усл. ед., перспективные ресурсы категории Д0, оцененные по 69 объектам, –
15500 усл. ед., прогнозные локализованные ресурсы Д1, подсчитанные для 76 объектов, —
13100 усл. ед. Всего, с учётом реально выполнимых мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов, ресурсная база геологоразведочных работ в производственном объединении «Белоруснефть» составляет не менее 40000 усл. ед.
Следует отметить, что вышеприведённые данные по локализованным объектам относятся, в основном, к северо-восточной части Припятского прогиба, так как по юговостоку региона и по территории деятельности объединения «Белгеология» подобный
прогноз локализации ресурсов УВ не проводился из-за отсутствия финансирования. В целом для всего прогиба объём неразведанных запасов и локализованных ресурсов нефти, а,
следовательно, и прогнозный объём геологоразведочных работ на нефть являются достаточно большими, что позволяет надеяться на значительное восполнение объёма промышленных запасов нефти в процессе дальнейшей реализации поисков и разведки залежей
нефти.
В качестве примера перспективного нетрадиционного объекта, опоискование которого может привести к открытию залежи, сопоставимой по запасам c Речицкой семилукской залежью, уместно привести Прибортовую подсолевую палеоструктуру. Этот объект
расположен в подножье Первомайской тектонической ступени Припятского прогиба и по
поверхности подсолевых терригенных отложений в современном структурном плане
представляет собой полусвод на глубине около 5200 м, ограниченный с северо-востока
крупноамплитудным сбросом, самым южным в системе Северного краевого разлома. Поверхность подсолевых отложений погружается в пределах структуры, в основном, в северо-западном направлении под углом 4° и лишь на участке шириной 1-1,5 км, примыкаю-
щем к краевому разлому, в вершине структуры отмечается воздымание этих отложений к
северу.
Как показывает палеореконструкция рассматриваемого участка, здесь подсолевой
комплекс на протяжении длительного периода (от ливенского до конца осовецкого времени) имел южное падение таким образом, что существовала обширная палеоструктура в
виде блока-полусвода, ограниченного с северо-востока крупноамплитудным Северным
краевым сбросом, а с северо-запада и юго-востока Боровиковским и Балашовским разломами амплитудой 50 м и 100 м, соответственно. Поверхность подсолевых отложений погружалась в юго-западном направлении под углами от 4° в депрессионной части структуры до 15° в присводовой. Размер структуры составлял около 10*2 км2. После осовецкого
времени началось расформирование палеоструктуры за счёт смены регионального наклона тектонической ступени. Причиной структурных перестроек могли быть чередующиеся
фазы горизонтального растяжения и сжатия земной коры [5].
Для определения направления поисков залежей углеводородов важным является то
обстоятельство, что этот, наиболее погруженный в настоящее время участок мог длительное время аккумулировать углеводороды. Зона ВНК древней залежи в результате процессов окисления нефти и кольматажа пустотного пространства пород новообразованными
минералами могла превратиться в надёжный экран, препятствующий разрушению залежи
после смены наклона подсолевого комплекса. Таким образом, первичные залежи в коллекторах этой палеоструктуры могли сохраниться в катагенетически экранированных ловушках, соответствующих древней структуре. Поиски палеозалежей углеводородов в погребенных зонах аккумуляции углеводородов могут быть новым перспективным направлением геологоразведочных работ на нефть в Беларуси [3].
Таким образом, вся накопленная сумма геолого-геофизических знаний по нефтегазоносности региона является объективным основанием для продолжения поисковоразведочных работ с целью наращивания сырьевой базы нефтедобычи Беларуси, по крайней мере, до 2010 г.
Карты и таблицы прогноза локализации неразведанных ресурсов УВ послужили
основой для планирования объектов, видов и результатов геологоразведочных работ (ГРР)
на 2002-2010 гг. При определении стратегии ГРР мы исходили из основного задания для
ГРР, согласно которому следует стремиться с наименьшими финансовыми и материальными затратами приращивать запасы нефти в объёмах, компенсирующих ежегодно добываемую нефть. Новые данные о перспективах нефтегазоносности, полученные за последние два года, а также некоторые изменения экономических условий проведения ГРР обусловили необходимость уточнения ряда показателей стратегии развития нефтедобывающей промышленности Республики Беларусь, которая была принята в 1999 г. [2, 6].
Анализируя вновь разработанную долгосрочную программу ГРР, можно отметить
следующие основные тенденции изменения ГРР в объединении «Белоруснефть» с 2002 по
2010 г.:
— главным направлением ГРР остаётся Северная структурная зона Припятского
прогиба;
— годовой объём сейсморазведки: полевые работы 2Д = 300-200 км; 3Д = 200-100
2
км (эти объёмы соответствуют Программе–2001 [2, 6]); обработка и переобработка данных 2Д = 650-500 км; 3Д = 300-200 км2 (на 350 км меньше, чем по Программе–2001); интерпретация и переинтерпретация 2Д = 1300-1100 км (на 200 км меньше, чем по Программе–2001); 3Д = 300-200 км2. Уменьшение камеральных сейсморазведочных работ по отношению предыдущего прогноза обусловлено высокими темпами повторного изучения
материалов прошлых лет и усложнением сейсмостратиграфических задач;
— общий объём поисково-разведочного и эксплуатационного бурения необходимо
удерживать на уровне 63-60 тыс. м в год, а с учётом работ по договору с производственным объединением «Белгеология» 70-65 тыс. м;
— ежегодно готовить к поисковому бурению 8-5 объектов (в 2009-2010 гг. на 1
объект меньше, чем по Программе–2001);
— объём поисково-разведочного бурения составит 25-20 тыс. м в год, что на 5-10
тыс. м меньше, чем по Программе–2001. Одновременно предусматривается увеличение
эксплуатационного бурения для ускоренного разбуривания крупных залежей с целью
сдерживания темпа падения добычи нефти;
— осуществлять бурение очень глубоких (около 5500 м) скважин для поисков залежей лёгкой нефти и газоконденсата в нетрадиционных объектах (каждые два года по
одной глубокой параметрической или поисковой скважине);
— прирост извлекаемых запасов нефти категории С1 составит 800-650 усл. ед. в год
(что не отличается от Программы–2001 [2, 6]). Такие высокие объёмы прироста запасов
нефти прогнозируются, несмотря на уменьшение поисково-разведочного метража потому,
что предусматривается проводить ускоренную разведку и доразведку залежей с использованием эксплуатационных скважин и дополнительных стволов, камеральных геологогеофизических работ, а также за счёт активизации мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов. С учётом результатов геологоразведочных работ в объединении «Белгеология» ежегодно прирост промышленных запасов нефти будет на 60-70% восполнять добываемую нефть, что является значительным фактором, сдерживающим темп падения добычи нефти в Беларуси.
2. Вовлечение в разработку остаточных запасов нефти залежей Беларуси
Основой оптимизации разработки залежей нефти и газа является адекватный прогноз локализации текущих запасов углеводородов в залежах или, иначе говоря, пространственная характеристика текущей нефтенасыщенности пластов. В производственном объединении «Белоруснефть» основными применяемыми методами прогноза локализации
текущих запасов нефти являются следующие:
— технология детальной корреляции продуктивных горизонтов на основе кодификации пластов-коллекторов;
— численный прогноз продуктивности проектных скважин и дополнительных
стволов;
— компьютерное моделирование залежей нефти и мониторинг их разработки;
— многофакторный прогноз локализации остаточных (текущих) запасов нефти на
основании синтеза всех данных и знаний по залежам.
Проблема поисков литологически ограниченных ловушек нефти, задачи рациональной разработки залежей нефти в Припятском прогибе настоятельно требуют автоматизировать процессы выделения и корреляции пластов-коллекторов. Компьютеризация
этих процессов невозможна без разработки типовых моделей индексации (или кодификации) и корреляции коллекторов. Детальнейшее сопоставление разрезов скважин стало
возможным благодаря выделению множества реперных основных и второстепенных границ и прослеживанию их по всем скважинам.
Для удобства корреляции, а также для осуществления сопоставлений разрезов
различных месторождений мы присвоили наименования и коды резервуарам, типичным
пластам-коллекторам и реперным границам. При присвоении реперным границам наименований мы учитывали, прежде всего, их стратиграфическую приуроченность или связь
с коллекторами (например, кровля домановичского горизонта и т.п.). При кодификации
реперов исходили из численного обозначения стратиграфического возраста (например,
петриковский горизонт - 2.1; домановичский горизонт - 2.4) и добавляли порядковую
букву алфавита (заглавную для основных реперов и прописную для второстепенных),
начиная с первой буквы в каждом стратиграфическом подразделении. По сводным разрезам площадей мы в дальнейшем предполагаем составить сводный разрез Припятского
прогиба, на котором будут кодифицированы заново все пласты - коллекторы региона. Это
будет универсальная кодификация коллекторов всего региона. Такая унификация позволит проследить распространение любого пласта-коллектора по всему региону и выяснить
вероятность формирования литологически ограниченных ловушек в нём. Кроме того, этот
метод является эффективным средством изучения неоднородности коллекторов залежей
Беларуси.
Примерами основных реперов являются такие границы, как кровля межсолевой
толщи (код - 2.1.А), кровля задонского верхнего коллектора (2.3.Л), подошва межсолевой толщи (3.0.А) и др. Второстепенными реперами являются границы, выделяемые по
ГИС менее уверенно, чем основные и/или надежно фиксируемые не во всех скважинах.
В качестве примера таких реперов можно привести кровлю туровских слоев (код 2.2.з) и
т.д.
Детальная корреляция реперных границ осуществляется по многим направлениям
и по различным замкнутым полигонам, что позволяет довольно точно определить положение даже тонких пластов-коллекторов в разрезе того или иного месторождения.
Группу пластов-коллекторов, которые разделены маломощными породами-неколлекторами или полуколлекторами (псевдоколлекторами, полупокрышками), не препятствующими межпластовой гидродинамической связи отдельных пластов-коллекторов, мы рассматриваем как один резервуар (совокупность коллекторов, образующих единую залежь). Каждый резервуар включает помимо пластов-коллекторов также покрышкуфлюидоупор, которая отделяет данный резервуар от вышележащего.
В настоящее время управление геологоразведочных работ на нефть и газ РУП «ПО
«Белоруснефть» осуществляет оперативную кодификацию пластов-коллекторов при интерпретации данных ГИС по всем бурящимся скважинам.
При выборе для разбуривания первоочередных локализованных объектов разведки
и разработки используется численный прогноз продуктивности проектных скважин и дополнительных стволов. Этот прогноз предполагает выполнение анализа и ранжирования
следующих семи критериев продуктивности соответствующей части залежи в районе проектных скважин:
— достоверность структурных построений (не достоверные - ранг 0, малодостоверные - ранг 1, средняя достоверность- ранг 2, высокая достоверность- ранг 3);
— наличие коллектора (отсутствуют коллекторы - ранг 0, малая вероятность наличия - 1, средняя вероятность наличия - 2, высокая вероятность наличия - 3);
— наличие нефтенасыщенности (продуктивности) (водонасыщенный коллектор –
ранг 0, возможно нефтенасыщенный - 1, нефтенасыщенный (Кн= 50-70%) - 2, уверенно
нефтенасыщенный (Кн более 70%) - 3;
— ожидаемый дебит нефти (слабый: менее 1 т/сут. – ранг 0, малый: 1-5 т/сут. - 1,
средний: 6-20 т/сут. - 2, высокий: более 20 т/сут. - 3);
— энергетика пласта (состояние пластового давления) (посаженное пластовое давление: Р пластовое текущее ниже Р насыщения - ранг 0; низкое, критическое давление: Р
пластовое текущее несколько выше или равно Р насыщения - ранг 1; сниженное давление: Р пластовое текущее ниже Р пластового начального, но выше Р насыщения - ранг 2;
начальное давление: Р пластовое текущее практически равно Р пластовому начальному ранг 3);
— остаточные извлекаемые запасы в зоне дренирования скважины (запасы извлечены: КИН= проектному или уточнённому – ранг 0, запасы малые* или возможно извле-
чены – ранг 1, запасы средние* - ранг 2, запасы высокие* - ранг 3; *конкретный объём запасов определяется по каждой залежи в зависимости от многих факторов и экономического в том числе);
— наличие дополнительного или возвратного продуктивного объекта (не прогнозируется дополнительный или возвратный объект – ранг 0, возможен – 1, уверенно прогнозируется наличие одного дополнительного или возвратного объекта – 2, уверенно прогнозируется наличие двух или более дополнительных или возвратных объектов – 3).
Прогнозная численная оценка продуктивности проектных скважин определяется
формулой: в числителе – сумма ранговых баллов критериев продуктивности, в знаменателе – число критериев – 7. В первую очередь рекомендуются к бурению скважины и вторые стволы, численная оценка которых максимальная. При равных геологических критериях приоритет в бурении отдаётся скважинам, строительство которых наименее технически сложно и требует меньших затрат времени и средств.
Важным методом локализации остаточных запасов нефти является компьютерное
моделирование залежей нефти и мониторинг их разработки. Создание моделей резервуаров и динамических моделей разработки залежей нефти (постоянно действующих гидродинамических моделей) в РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» началось
с 1997 г. По состоянию на 1 января 2002 г. составлены или находятся в стадии формирования 26 геологических (статических) моделей-залежей, выполненных в программах RM
или Property 3D. Составлены в программе Eclipse 100 динамических моделей разработки
залежей Ю-Александровского, Дубровского, Ю-Сосновского, Сосновского, Мармовичского месторождений. Осуществляется адаптация моделей залежей Речицкого месторождения, формируется динамическая модель Осташковичской межсолевой залежи. Программой моделирования залежей на 2003-2006 годы предусмотрено создание новых геологических (например, в 2003 г. Осташковичской межсолевой, Золотухинской подсолевой, С-Домановичских верхнесолевой и межсолевой, Ново-Давыдовской елецкой) и динамических моделей залежей нефти (Березинской межсолевой и Ю-Осташковичской подсолевой), а также мониторинг моделей. В процессе мониторинга моделей осуществляются
следующие виды работ:
— уточнение статических моделей по результатам бурения новых скважин, по
данным сейсморазведки 3Д, вертикального сейсмического профилирования (ВСП), выполненного с целью детализации строения залежей, а также по другим материалам;
— уточнение динамических моделей на основе корректированных статических моделей;
— оперативное уточнение динамических моделей по результатам разработки залежей нефти (например, в 2003 году прогнозируется выполнить эти работы по пяти моделям-залежам: Ю-Александровской, Дубровским подсолевой и межсолевой, Сосновской,
Речицким семилукской и воронежской);
— проектирование оптимальной выработки запасов нефти и выдача рекомендаций
по рациональной разработке залежей (в 2003 году, например, прогнозируется выполнить
эти работы по восьми моделям-залежам: Ю-Александровской, Дубровским подсолевой и
межсолевой, Сосновской, Речицким семилукской и воронежской, Березинской межсолевой, Ю-Осташковичской подсолевой).
Многофакторный анализ локализации остаточных (текущих) запасов нефти на основании синтеза всех данных и знаний по залежам осуществляется в отделах подсчёта запасов нефти БелНИПИнефть и Упргеологии. В результате анализа выработки запасов ЮАлександровской и Дубровской межсолевых, а также Сосновской семилукской залежей
определены выработанные зоны залежей, накопленная по ним добыча, достигнутые коэффициенты нефтеизвлечения и локализация остаточных извлекаемых запасов нефти. Показано, что реализованные мероприятия повышения нефтеотдачи являются эффективными
на Ю-Александровской и Дубровской межсолевых залежах и обеспечили увеличение
КИН до 0,55 вместо утверждённого 0,424 и до 0,476 вместо 0,4, соответственно. Это привело к росту извлекаемых запасов нефти по двум залежам на 650 усл. ед. В 2002-2003 годах предполагается выполнить анализ локализации остаточных запасов нефти по ЮОсташковичскому, Ю-Сосновскому, Вишанскому, Золотухинскому (воронежская и семилукская залежи), Барсуковскому (семилукская залежь) Речицкому (залежь 4-ой межсолевой пачки) месторождениям. По крайней мере, по двум из них ожидается существенное
увеличение КИН по сравнению с проектными значениями.
Таким образом, применение методов увеличения нефтеотдачи и прогноз локализации текущих запасов нефти на залежах Беларуси позволяют увеличивать сырьевую базу в
пределах развитой инфраструктуры старых месторождений и вовлекать в разработку
остаточные запасы залежей нефти.
При формировании программы разработки залежей нефти Беларуси на перспективу
предусматривается активное внедрение передовых технологий повышения нефтеотдачи
пластов и интенсификации добычи нефти. На основе оперативно уточняющихся компьютерных (постоянно действующих геолого-технологических) и «бумажных» моделей разработки залежей нефти Беларуси, специалисты БелНИПИнефть и НГДУ «Речицанефть»
рассчитали показатели разработки месторождений и добычи нефти на 2003-2010 годы.
Основные тенденции изменения разработки залежей нефти и добычи УВ до 2010 г. следующие:
— в разработке до 2010 года будут находиться 61-64 месторождения нефти, включающие 117-116 залежей;
— за период с 2002 до 2010 года произойдёт падение добычи нефти с 1820,9 (фактически с 1840,5) до 1580 усл. ед., т.е. на 240,9 усл. ед. (с учётом факта добычи в 2002 г. –
на 260,5 усл. ед.);
— по 13 крупным месторождениям (Речицкое, Осташковичское, Ю-Сосновское,
Ю-Александровское, Ю-Осташковичское, Дубровское, Давыдовское, Золотухинское, Вишанское, Мармовичское, Малодушинское, Березинское, Тишковское) будет происходить
падение добычи нефти, обусловленное выработкой запасов и, как следствие, увеличением
обводнённости продукции с 70 до 80,5%. Тем не менее, добыча в 2010 г. по этой группе
месторождений составит более 1050 усл. ед., около 71% общей добычи;
— по 6 месторождениям прогнозируется увеличение добычи нефти (Чкаловское,
Ново-Давыдовское, С-Домановичское, Ю-Тишковское, Славаньское, З-Тишковское). В
2010 г. добыча нефти по этим месторождениям возрастёт приблизительно до 260 усл. ед.
за счёт: разбуривания и ввода в эксплуатацию скважин из контрольного и законсервированного фонда, увеличения добычи жидкости приблизительно с 87 до 367 усл. ед., увеличения закачки воды в залежи с 67 до 464 усл. ед;
— за счёт ввода в разработку новых 10 месторождений (Ново-Дроздовское, СБерезинское, Днепровское, Дунайское, Кербецкое, Казанское, Хуторское, Чисто-Лужское
и др.) в 2010 году будет добыто около 10 усл. ед. нефти. Добыча нефти из этих месторождений будет организована, в основном, автовывозом;
— по группе всех остальных месторождений, находящихся в эксплуатации (в 2002
г. – 30 месторождений, в 2010 г. – 28 месторождений), добыча нефти упадёт примерно до
130 усл. ед., что обусловлено ростом обводнённости скважин с 24 до 49% (выйдут из разработки Летешинское и Ново-Сосновское месторождения);
— прогнозируется открыть до 2010 г. 5 новых месторождений, добыча по которым
в 2010 г. прогнозируется в объёме 34 усл. ед;
— руководство объединения «Белоруснефть», по инициативе геологов, объявило
2003 г. «Годом ППД» (поддержания пластового давления), что предполагает выделение
максимально возможных средств на бурение, восстановление и ремонт нагнетательных
скважин, на совершенствование системы ППД в объявленном году и в ближайшие годы;
— до 2010 г. необходимо выполнить значительный объём работ по организации
ППД (на залежах: Чкаловская елецкая, Речицкая вендская, Вишанские елецко-задонские I
и II блоков, Давыдовская воронежская, Тишковские - ланская, старооскольская, вендская,
Ю-Осташковичская подсолевая, Березинская петриковско-елецкая, Ново-Давыдовская
елецкая и др.).
Таким образом, разведанная сырьевая база Республики Беларусь с учётом ежегодных прогнозируемых приростов запасов нефти обеспечивает постепенно уменьшающуюся
добычу нефти на многие десятилетия. Рациональный темп освоения ресурсов нефти и
внедрение научно обоснованных технологий поисков, разведки и разработки залежей углеводородов позволят добиться максимально возможного коэффициента извлечения
нефти и газа из недр республики.
Список литературы
1. Бескопыльный В.Н. Комплексирование традиционных и компьютерных технологий при поисках и разведке залежей углеводородов // Стратегия-2015: Материалы
научно-практической конференции. – Гомель: ПО «Белоруснефть», 1999. – С. 303-320.
2. Бескопыльный В.Н. Стратегия геологоразведочных работ на нефть в ПО «Белоруснефть» // Стратегия-2015: Материалы научно-практической конференции. – Гомель:
ПО «Белоруснефть», 1999. – С. 22-29.
3. Бескопыльный В.Н. Рациональная система технологий камеральных геологоразведочных работ на нефть и газ для сложнопостроенных нефтегазоносных бассейнов //
Автореферат докторской диссертации. - Гомель, 2001. – 37 с.
4. Бескопыльный В.Н., Лаптухов А.В. Компьютерный прогноз локализации неразведанных ресурсов углеводородов на основе многослойного картирования комплекса данных // Поиски и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь: Сб. науч. тр. — Вып.
4. – Гомель: БелНИПИнефть, 2001. – С. 6-18.
5. Бескопыльный В.Н. и др. Девонские соленосные толщи и новые аспекты геодинамики Припятской впадины / В.Н.Бескопыльный, В.С.Конищев, Г.В. Пименов,
Ю.А.Усков // Доклады АН БССР, 1988. — № 8. — С. 741-744.
6. Савченко А.Ф. Основные направления развития нефтедобывающей промышленности Республики Беларусь // Стратегия-2015: Материалы научно-практической конференции. – Гомель: ПО «Белоруснефть», 1999. – С. 4-13.