Источник: "НЕДРОПОЛЬЗОВАНИЕ-ХХ1 ВЕК", №4/13
В.А.Карпов.
Нефтегеологические проблемы больших глубин.
Прежде всего, необходимо привести несколько ключевых фраз из доклада руководителя Федерального агентства по недропользованию А.П.Попова на заседании Комиссии по вопросам стратегии развития топливно-энергетического комплекса и экологической безопасности (13.02.13.)., отражающих состояние и главные направления развития нефтегазовой отрасли России (16).
« …Минерально-сырьевой комплекс России на протяжении многих десятилетий является основой нашей экономики. …В целом созданная поколениями геологов сырьевая база позволяет обеспечить потребности хозяйственного комплекса страны и экспортные поставки по меньшей мере в течение ближайших 40 лет…
…В основном добывающем регионе страны – Ханты-Мансийском округе – начинают отчётливо прослеживаться тенденции в падении добычи в среднем на 1,5 процента в год. На сегодняшний день 95 процентов всех разведываемых запасов передано недропользователям, которые…не всегда рационально их используют.
…Одной из наиболее серьёзных проблем в нефтяной отрасли является невовлечение в добычу значительной части разведываемых запасов.
Во-первых, не все месторождения осваиваются. Лишь 82 процента разведываемых запасов нефти введено в разработку.
Во-вторых, даже на осваиваемых месторождениях есть неразрабатываемые залежи, и их много. Это наш резерв первой очереди.
…Ситуация с приростами запасов нефти…на первый взгляд, вполне благополучная: в последние пять лет мы приращиваем больше, чем добываем. Но за счёт запасов новых месторождений и залежей компенсируется не более 15–20 процентов текущей добычи, все остальные приросты – это либо доразведка разрабатываемых месторождений, либо переоценка запасов с увеличением коэффициента извлечения нефти.
…Такое положение с приростом запасов объясняется просто: объёмы поисково-разведочного бурения сократились почти с 2 миллионов в 2001 году до 1170 тысяч погонных метров проходки в 2011 году. Для обеспечения расширенного прироста запасов нефти необходимо увеличивать объёмы бурения в 2,5 раза.
…В результате за последние 20 лет в России не был подготовлен ни один новый район нефтедобычи.
…сегодняшняя добыча нефти в России ведётся из запасов, которые были разведаны в 60-е и 80-е годы прошлого века.
…Почти 60 процентов запасов нефти разведано в Уральском федеральном округе, здесь же локализована значительная часть ресурсов. Поэтому, несмотря на довольно высокую выработанность запасов, этот округ в обозримой перспективе останется главным добывающим регионом в России. И именно здесь, в Западной Сибири, мы считаем необходимым сосредоточить основные объёмы геологоразведочных работ.
… предлагаем сконцентрировать усилия на пяти нефтеперспективных зонах. Три из них находятся в Западной Сибири, одна – в Восточной Сибири и одна – в Предкаспии. По нашим расчётам, в пределах этих пяти зон, затратив примерно 65 миллиардов рублей бюджетных средств, можно рассчитывать на выявление запасов нефти категории С1, С2 более 1,8 миллиарда тонн и ресурсов категории С3 – 1,7 миллиарда тонн. Это позволит дополнительно добывать ежегодно порядка 60 миллионов тонн нефти.
…Что же касается российского шельфа – малоизученного обширного пространства. В настоящее время компании «Роснефть» и «Газпром» уже приступили к реализации проектов в Баренцевом и Карском морях. Главной задачей здесь является объединение усилий компаний и государства для завершения геологического изучения арктического шельфа России».
Дана исчерпывающая характеристика состояния отрасли и направлений ее дальнейшего развития, но, к сожалению, как видим, проблемы больших глубин не отражены ни в результатах, ни в перспективах, хотя прошедшая в июне 2012 года в Баку первая международная конференция «Потенциал глубокозалегающих углеводородов: будущие энергоресурсы – реальность и прогнозы» показала огромный потенциал больших глубин, обозначила направление, вполне конкурентноспособное с освоением шельфа, а в некоторых случаях – даже существенно опережающее.
Из пяти обозначенных главнейших направлений (кроме шельфа) – три расположены в Западной Сибири, обладающей своей спецификой состояния ресурсной базы и ГРР на нефть и газ (7).
Совсем недавно возможность наличия нефти больших глубин даже не допускалась, но открытия в Мексиканском заливе подвигли к пересмотру этой точки зрения, в том числе и теорий нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Казалось бы, преимущества получает теория неорганического (абиогенного) происхождения нефти.
Многие также полагают, что бассейновое моделирование будет основным инструментом теоретических и прикладных исследований нефтегазоносности больших глубин, будет некой панацеей.
Открытие в Южно-Каспийской впадине промышленных месторождений УВ на глубине до 7 км и более, а также открытия в Мексиканском заливе гигантских месторождений нефти Тьюпи и Тибр на глубине 8–10 км доказало возможность нефтегазоносности больших глубин. В интервале глубин 4500–8100 м сегодня разрабатывается более 1000 зарубежных месторождений нефти и газа, и их начальные суммарные извлекаемые запасы составляют 7 % от мировых запасов нефти и 25 % от запасов газа. На этих глубинах в Египте, Ливии, Мексике, Франции и США разведано около 47 % их общих запасов газа. В Мексике и США коэффициент промышленных открытий нефти и газа на больших глубинах достигает 50–71 %. В бассейнах Мексиканского залива, Пермском, Анадарко, впадин Калифорнии и Скалистых гор в глубокопогруженных горизонтах открыто более 225 месторождений и залежей, в том числе и такие крупные как Гомез, Локридж, Койаноза, Торо, Хемон, Рохо, Кейлон-Айсленд и другие (1).
В 2009 году компания Бритиш Петролеум объяви¬ла об открытии гигантского месторождения в Мексиканском заливе в территориальных водах США, на глубине 10690 м на площади Тибр. Впервые на таких глубинах открыто уникальное месторождение нефти промышленного значения. В России и других странах СНГ также успешно осваиваются месторождения нефти и газа на глу¬бинах свыше 4500 м.
И все-таки, трудно согласиться с тем, что этап по¬исков нефти и газа до глубин 7 км уже пройден, как с точки зрения разработки теоретических основ, так и с технической точки зрения. Есть все основания считать, что он продолжится еще не одно десятилетие, что еще кардинально будут меняться методические основы освоения больших глубин. И это, прежде всего, относится к России.
Тем более, что на се¬годняшний день нет общепринятой технологии оценки углеводородного потенциала и прогнози¬рования нефтегазоносности до глубин 12-14 км. Учитывая высокую перспективность поисков УВ глубокопогруженных отложений, проведение ис¬следований в этом направлении представляется весьма перспективным, как с точки зрения изуче¬ния фундаментальных процессов нефтегазообразования и нфтегазонакопления, так и прогнозирования УВ потенциала недр и разработки долгосрочной стратегии раз¬вития нефтегазового комплекса (1).
И как отмечено на конференции, усилия необходимо концентрировать на следующих основных направлениях:
1.Разработка и усовершенствование мето¬дов картирования очагов возбуждения.
2.Разработка и усовершенствование ме¬тодов картирования каналов, времени и мас¬штабов миграции углеводородов
3.Усовершенствование методов картиро¬вания ловушек сложной конфигурации, оцен¬ка параметров резервуаров (1).
Поскольку реализация первых двух направлений целиком и полностью зависит от фактического материала, полученного при решении третьей проблемы, постольку именно она должна считаться первоочередной.
При этом, очевидно одно, весьма важное и определяющее все остальное, обстоятельство: возможность деструкции нефти на больших глубинах, как и прямое влияние главной фазы нефтеобразования ставится под сомнение.
В общем случае с глубиной меняется генетический спектр типов ловушек, типов природных резервуаров УВ. Ниже 3000-4000м (в зависимости от региона) преобладают неантиклинальные («неструктурные»), в большей степени тектонозависимые типы ловушек, непластовые типы природных резервуаров, трещинные породы – коллекторы.
Как известно, успешность изучения любых ловушек (а неантиклинальных – в первую очередь) в огромной степени определяет априорная геологическая модель. Используя новые технологии, новые подходы, добываются новые факты, на основе которых уточняется геологическая модель, которая в свою очередь заставляет искать и применять новые подходы для получения новых фактов и т. д.
Поскольку очевидно, что с глубиной резко возрастает роль разломной тектоники (2), необходимо, что бы модель в качестве главного элемента, контролирующего нефтегазоносность, содержала разломное образование со всеми статическими и динамическими характеристиками.
Изучение динамических характеристик разлома и оценка их роли в нефтегазонакоплении неизбежно приводит к геологической модели тектоноблендера (3), объясняющей все многообразие тектонозависимых ловушек УВ, все процессы, происходящие в системе «порода-флюид».
Под тектоноблендером понимается активный (в определенном пространственно-временном интервале) разлом с приразломным пространством (областью динамического влияния разлома), способствующий смешению флюидов (и иногда – породы) различного состава при определенных тектонофизических условиях (активизации разлома).
Необходимо различать этапы развития тектоноблендера: активные и пассивные.
На активном этапе происходит образование пьезоминимума (вплоть до вакуума), обеспечивающего как вертикальную, так и латеральную миграцию флюидов с их смешением в (при)разломном пространстве.
На пассивном этапе происходит релаксация тектонофизической напряженности, распад пьезоминимума, с распределением УВ вдоль (при)разломного пространства сообразно его физикомеханическим характеристикам.
Если тектоноблендер - это разлом с приразломным пространством, то здесь необходимо подчеркнуть, чем тектоноблендер, являясь более широким понятием, не совпадает с «обыкновенным» разломом. Последний представляет собой статическое тектоническое образование, способное иметь на определенных этапах динамическое развитие с образованием области динамического влияние этого разлома, размеры которой и интенсивность трещинообразования в пределах которой зависят от типа разлома (сброс, взброс, сдвиг, надвиг), от амплитуды и угла наклона сместителя, от толщин и вещественного состава различных комплексов пород, попавших в эту область.
Любой практикующий геолог - нефтяник может найти на изучаемых месторождениях свидетельства влияния тектоноблендера. Практически на каждом месторождении есть активный разлом, влияние которого наблюдается на временных разрезах, во время проводки скважин, в керне, в процессе разработки и т.п.
Багдасарова М.В. отмечает (11), что анализ имеющейся информации позволяет утверждать о реализации в природе взаимодействия тектонических подвижек, приводящих к сжатию и растяжению в зонах разломов и внедрению и перераспределению флюидов, сопровождающимся их фазовыми переходами и расслоением. Эти процессы особенно четко проявляются в сейсмоактивных областях (Терско-Каспийском прогибе, Сахалине, Предкарпатье и др.), где распространены месторождения с высокими флюидодинамическими параметрами. Наиболее типичными в этом отношении являются многопластовые месторождения на Терском хребте (Малгобек-Вознесенское, Эльдаровское, Брагунское и др.). Они распространены как в Терско-Сунженском районе, так и в Предгорном Дагестане (11). Как известно, эти месторождения контролируются глубинными разломами, способствующими развитию трещиноватости и сильной раздробленности фундамента и мезозойского карбонатного комплекса. Последний содержит узкие протяженные залежи нефти массивного типа высотой более 1200 м. Трещиноватость коллектора неравномерная и на участках, где имеются поперечные нарушения (выраженные в структуре поверхности верхнемеловых известняков), она увеличивается, что определяет и более высокие дебиты скважин. Признаки внедрения флюидов легко обнаруживаются по характеру температурного поля, УВ-составу нефти и др. Флюидодинамика Терского хребта сопровождается интенсивной динамикой литосферы в целом. Помимо землетрясений, очаги которых часто располагаются под Терским хребтом на глубине до 50 км (Эльдаровское землетрясение 1913 г.), для этой зоны характерны высокоградиентные современные вертикальные движения земной поверхности и общий подъем хребта.
Высокая активность флюидных систем создает повышенный температурный фон в зоне нефтегазонакопления. Температура залежей нефти в глубоких горизонтах таких систем (доступных для бурения) иногда превышает 200°С, а постоянные вертикальные перетоки в месторождении создают на одинаковой глубине значительные разности температур. Например, в пределах Терского хребта разница температуры на глубине -3000 м в залежах Эльдаровского месторождения достигает 20°С, а максимальные значения отмечаются вблизи проводящих разрывных нарушений (11).
Гелиеметрическое опробование, проведенное в Припятском прогибе, показало сквозную проницаемость разреза и глубинную природу потока флюидов(11). Приразломная часть опущенного крыла межсолевой залежи (как яркий пример тектонозависимой залежи) контролируются минимальными значениями гравитационного поля, максимальными значениями магнитной напряженности и максимальными амплитудами современных вертикальных движений земной поверхности.
Приведенные примеры примечательны тем, что здесь показаны зоны разуплотнения по данным гравиметрии и изучения современных движений, которые совместно с разломной зоной можно представить в виде тектонического блендера, способного за счет нисходящей фильтрации флюидов образовать скопления УВ ниже уровня с установленной продуктивностью (в том числе в фундаменте) и являться причиной восполнения запасов УВ (.
Примечательно то, что модель тектоноблендера предполагает полигенный характер нефтегазообразования, менее зависимый от какой-то одной гипотезы.
Большие глубины любого нефтегазоперспективного региона – это не только и не столько осадочный комплекс пород, это, прежде всего, породы фундамента различного возраста, который благодаря тектоноблендеру становится регионально нефтегазоперспективным комплексом (4,5).
Немало регионов России и других стран (Московская и Мезенская синеклизы, юг Западно-Сибирской платформы, центр и юг Припятского прогиба и др.) волею судьбы, а скорее,- благодаря неадекватному геологическому мышлению, попали в разряд регионов с неясными перспективами, хотя большие глубины этих мест по многим критериям способны содержать промышленные скопления УВ, а для их открытия в качестве «ключа» просто необходимо использование модели тектоноблендера (6,7).
Особую роль модель тектоноблендера предстоит сыграть при оценке перспектив нефтегазоносности «старых» месторождений, при поиске новых горизонтов в их пределах и вблизи них на больших глубинах (
.
Голосование