ГЛАВНЫЕ НОВОСТИ

Статья в свободном доступе

Среда, 01.01.14
Нефтегазоносные сланцы Восточно-Европейской платформы

Олег Прищепа
Оксана Аверьянова

Нефтегазоносные сланцевые комплексы России характеризуются огромным многообразием как по возрастным, коллекторским и литологическим свойствам пород, вмещающих углеводороды, так и собственно по составу и формам углеводородов и органического вещества, в них содержащихся. В России низкий уровень изученности нефтегазоносных сланцевых комплексов связан с отсутствием надежной оценки, которая требует специального комплекса исследований и существенного объема бурения глубоких оценочных скважин, проведения в них специальных технических мероприятий и видов исследований, существенно отличающихся от традиционных. Проблему надежной оценки не решить без консолидации усилий государства, науки, геологоразведочных и нефтегазодобывающих компаний. Среди первоочередных задач авторы видят разработку и реализацию программы изучения и освоения сланцевого газа и нефти в промышленно освоенных районах — Западно-Сибирской, Тимано-Печорской и Волго-Уральской нефтегазоносных провинциях.

До применения новых технологий горизонтального бурения и многостадийного гидроразрыва пласта (ГРП) добыча нефти и газа из сланцевых формаций в США не была экономически выгодной; только благодаря использованию новейших технологий и произошла широко обсуждаемая «сланцевая революция». Речь идет как о газе, так и о нефти. Очевидно для всех, что, имея высокую степень изученности осадочных бассейнов (в некоторых штатах США она достигает 400 м/км2), американцы знали, из каких сланцевых отложений можно извлекать нефть или газ, для чего и были разработаны специальные технологии добычи, которые совершенствуются и поныне. Также очевидно, что в России до сих пор не принята программа изучения и оценки перспективных нефтегазоносных сланцевых формаций в основных нефтегазоносных провинциях страны. В противовес американской степени изученности в России этот показатель в 20 раз ниже. Несомненна необходимость комплексного подхода к проблеме выявления нетрадиционных резервуаров нефти и газа, а также нетрадиционных источников углеводородов, о чем свидетельствует положительный американский опыт.

Начав 30 лет назад с бурения скважин на мелких сланцевых месторождениях, США к 2010 году, используя горизонтальное многоступенчатое разрывное бурение, добыли из сланцевых формаций почти 70 млрд м3 газа. К 2013 году выявлено более 20 полей развития сланцевых формаций, в различной степени перспективных для открытия в них углеводородов (УВ). Извлекаемая нефть сланцевых формаций США (23 сланцевых месторождения в 48 штатах) оценивается Геологической службой страны в 7,82 млрд т. Добыча нефти и газа из сланцевых формаций резко возросла в последние несколько лет (рис. 1, 2) [6].

Нетрадиционные ресурсы

Отличие нетрадиционных ресурсов углеводородов от традиционных в широком смысле состоит в первую очередь в том, что добыча их обходится гораздо дороже по сравнению с традиционными [3]. Важнейшим аспектом с точки зрения технологии разработки является подвижность УВ. С этих позиций нетрадиционные УВ можно подразделить на две основные группы.

К первой относятся подвижные нефть и газ. Для их извлечения имеются современные эффективные технологии освоения, обеспечивающие себестоимость добычи ниже текущего мирового уровня цен или приближающиеся к ним.

Ко второй группе относится неподвижная или плохо подвижная часть углеводородного сырья. Для ее добычи нужны дополнительные технические средства или специальные технологии, обеспечивающие не только извлечение углеводородов из недр, но также их переработку и транспортировку, которые требуют огромных затрат. Возможность вовлечения в промышленное использование часто зависит не только от потенциала углеводородов и экономических показателей их разведки и освоения, но и от комплекса условий: доминирующие геолого-технические, а также географо-экономические, социальные, конъюнктурные, стратегические и, что крайне важно в густонаселенных районах страны, — экологические факторы. Неподвижность в недрах нетрадиционного сырья может быть связана как с его качеством, так и с геолого-промысловыми свойствами вмещающей продуктивной среды.

Терминологические тернии

Важно понимать, о каких резервуарах и углеводородах идет речь, когда обсуждаются нетрадиционные УВ, разрабатываемые в США, и есть ли их аналоги в России. Так, в США разрабатываются так называемые «shale oil & gas», «tight oil & gas» и начинается разработка «oil shale».

Сланцевые нефть и газ («shale oil & gas») разрабатывают из нефтегазоматеринских толщ, генерировавших углеводороды, которые не мигрировали либо частично мигрировали в традиционные/нетрадиционные резервуары. Нетрадиционные резервуары представляют собой породы низкопроницаемые, часто низкопоровые, к которым можно отнести плотные песчаники и карбонаты, мергели, аргиллиты, силициты, сланцы. Добываемые из таких резервуаров нефть и газ называют «tight oil & gas». С другой стороны, нефтематеринские породы, которые «не дошли» до стадии нефтегазогенерации, содержат достаточное количество керогена, который после нагрева при температурах порядка 300–500°С в отсутствии кислорода (пиролиз) можно перегнать в нефть и газ («oil shale») (табл. 1).

Авторы считают нечетким употребление термина «горючие сланцы» к любому рассматриваемому понятию в связи с тем, что в русскоязычной литературе горючими сланцами могут называться все твердые горючие каустобиолиты (любые сланцы, способные гореть). Таким образом, к горючим сланцам можно отнести: битуминозные сланцы; углесодержащие сланцы; керогенсодержащие сланцы; сланцы, содержащие нефть и газ. В связи с этим авторами для более точной характеристики из достаточно неопределенного ряда понятий выделены керогенсодержащие сланцы, распространенные в единой системе: кероген, содержащийся в сланцах →нефтегазоматеринские породы → нетрадиционные коллекторы.

Нефтегазоматеринские толщи, прошедшие этап термобарических изменений до начала «нефтяного окна» при наличии в них оставшейся после генерации нефти, рассматриваются авторами как самостоятельные нефтегазовые системы, ограниченные флюидоупорами (нижним и верхним), несмотря на то, что они представлены плотными или экстремально плотными резервуарами.

В колонке «вид резервуара» приводится понятийное разграничение между «shale oil» и «tight oil». Для первого источником углеводородов и резервуаром является нефтегазоматеринская порода, для второго источником – нефтегазоматеринская порода, а резервуаром – сопряженная с ней толща низкопроницаемых/низкопоровых коллекторов (полуколлекторов и не коллекторов). Это четкое разграничение необходимо для уточнения применяемых понятий в англосаксонской и русской литературе. Безусловно, в природных условиях соотношение этих отложений и коллекторов намного разнообразнее и сложнее. Поэтому в колонку «вид резервуара» авторами введено понятие непрерывных систем неограниченных скоплений нефти и газа, не контролируемых структурными и гидродинамическими факторами.

Таким образом, для нетрадиционных непрерывных углеводородных скоплений предлагается использовать следующие термины, соответствующие англоязычным: «оil shale» — сланец, содержащий кероген; «shale oil» — нефть глинистых сланцев; «shale gas» — газ глинистых сланцев; «tight oil» — нефть низкопроницаемых (плотных) пород = низкопроницаемый полуколлектор, содержащий нефть; tight gas — газ плотных пород = низкопроницаемая (плотная) порода, содержащая газ.

Формация Bakken является ярким примером самодостаточной нефтегазоносной формации, в которой представлены сланцы, содержащие кероген, нефтематеринские породы, традиционные/нетрадиционные коллекторы с легкой нефтью [4]. Активная разработка Bakken в 2012 году составила порядка 30% добываемых в США жидких углеводородов, что равно 94,3 млн т [6]. Разработка традиционных коллекторов формации Bakken началась в 1953 году, а с 1970 по 2000 год из вертикальных скважин добывали около 100 тыс. барр/сут. Импульсом подъема производства послужили мировое повышение цен на нефть и внедрение горизонтального бурения с гидроразрывами пластов. Первая горизонтальная скважина, пробуренная в сланцевых толщах Bakken в Северной Дакоте, дала 258 барр нефти в сутки, а к 2011 году здесь уже добывали до 500 тыс. барр/сут из более 3000 скважин (табл. 2). 

Количество завершенных скважин формации Bakken в Северной Дакоте показано на рисунке 3.По данным J. Mason, в первый год эксплуатации скважин в формации Bakken извлекается около 19% запасов, за 5 лет — 46%, за 10 лет — 64% при КИН равном 10% [7]. Жизненный цикл наиболее продуктивных скважин превышает 30 лет (рис. 4).

Технологии освоения

Современные технологии бурения горизонтальных скважин, совмещенные с многостадийными ГРП, применимы для освоения широкого спектра нетрадиционных запасов УВ как непосредственно из толщ нефте- и газоматеринских пород, так и из вышележащих или замещающих по латерали низкопоровых и низкопроницаемых коллекторов (табл. 1).

На всех известных схемах применения новых технологий освоения нетрадиционных типов скоплений (рис. 5) показаны: традиционные скопления (залежи), расположенные в верхней части резервуара под флюидоупором, содержащие нефть и газ, генерированные в находящейся ниже нефтегазоматеринской толще и перемещенные (вытесненные) в коллектор (conventional natural gas & oil); нетрадиционные нефтегазовые скопления, расположенные непосредственно в нефтегазогенерирующей толще, содержащие УВ в рассеянном состоянии, микроскоплениях и скоплениях в наиболее проницаемых и пористых разностях, в зонах трещиноватости и разуплотнения (shale oil & gas); нетрадиционные нефтегазовые скопления и системы, расположенные в полуколлекторе (ложной покрышке) и непосредственно не контролируемые флюидоупором, генерированные в расположенной ниже нефтегазоматеринской толще и перемещенные (вытесненные, но не мигрировавшие в нем) в низкопроницаемый коллектор (tight oil & gas).

Традиционное состояние оценки нетрадиционных ресурсов

Несмотря на многочисленные существующие оценки объемов российских «сланцевого газа и сланцевой нефти», в большинстве случаев они сводятся к весьма приблизительным оценкам объемов сланцевых пород и «средней концентрации» газа или нефти в них, полученных по значениям из ограниченного количества скважин, пробуренных с целью поиска традиционных скоплений УВ, что трудно назвать надежной или, тем более, достоверной оценкой. По сути, это свидетельствует о гипотетической возможности сделать такую оценку в будущем.

Первоочередными объектами исследований в России по газу и нефти в низкопоровых коллекторах (сланцевых толщах) должны рассматриваться нефтематеринские породы хорошо изученных нефтегазоносных провинций при наличии большого количества геолого-геофизических и геохимических материалов и высокой степени разбуренности осадочных толщ.

Сегодня наиболее доступными для изучения в европейской части России (в Тимано-Печорской и Волго-Уральской нефтегазоносных провинциях) являются комплексы доманиковых и доманикоидных сланцевых отложений различного типа (рис. 6).

В Тимано-Печорской НГП (ТПП) нефтематеринские свиты встречаются от силура до верхнего девона. Формирование доманиковых и доманикоидных сланцевых отложений связано с длительными этапами трансгрессирующего моря. Оно происходило в сравнительно глубоководной части морского осадочного бассейна (и/или мористой мелководной части, затопляемой на стадии трансгрессии), для которой характерна низкая скорость седиментации и небольшое количество поступающего терригенно-карбонатного материала. Самыми перспективными нефтегазоматеринскими отложениями в ТПП считаются отложения доманикового горизонта верхнего девона, обогащенные органическим веществом (ОВ) морского генезиса. Они выделяются в доманиковые фации и отличаются самым высоким содержанием в них органических остатков преимущественно зоо- и фитопланктонного состава, служащих источниками УВ. Именно они считаются основными нефтегазоматеринскими и генерирующими УВ-отложениями в ТПП.

Специфической особенностью доманиковых и доманикоидных отложений является возможность генерации и аккумуляции УВ в одном месте. При наличии качественных экранирующих толщ над и под горизонтом коллекторские свойства пород «консервируются» и в доманикоидах образуются залежи традиционного типа на месте генерации. При отсутствии верхней и/или нижней покрышек происходит отток флюидов вверх или вниз. В результате доманикоидные отложения значительно уплотняются, теряют традиционные коллекторские свойства и могут быть отнесены к нетрадиционным источникам УВ либо покрышкам. Этот аспект до сих пор не рассматривается ни в процессе проведения геологоразведочных работ, ни при лицензировании. Поэтому при изучении домаников и доманикоидов как традиционного, так и нетрадиционного коллектора необходимо привлечение данных по подстилающим и перекрывающим толщам.

Нетрадиционные коллекторы часто приурочены к наиболее погруженным и удаленным от берега участкам седиментационного бассейна, где осаждались в основном глинистые частицы и органическое вещество. Для таких коллекторов не разработаны критерии прогноза нефтегазоносности объектов для постановки на них поисково-разведочного бурения, отсутствует прогнозирование продуктивных горизонтов доманикоидных отложений по простиранию.

В общем комплексе исследований, направленных на прогноз нефтегазоносности доманиковых отложений, существенную роль играют геохимические методы. На любых уровнях геохимических исследований первостепенная задача при выявлении наличия нефтегазообразования в нефтегазоматеринских толщах — определение фациально-генетического состава ОВ. Для прогнозирования границ зон нефтегазообразования и фазового состояния УВ в недрах необходимо учитывать фациальные и генетические разновидности ОВ, его тип и содержание в породе, характер и особенности катагенеза. Важное значение имеют термобарические изменения доманиковых и доманикоидных толщ. Как показывает практика, для оценки уровня катагенеза этих отложений специалисты в настоящее время руководствуются данными разных методов. Поэтому одной из задач предстоящей работы является выбор оптимального из них для конкретной геологической ситуации.

Наличие и качество экранирующих толщ над и под доманикитами и доманикоидами определяют возможность формирования традиционных залежей УВ в этих породах или миграцию основного объема флюидов в другие отложения. При этом в доманикоидных породах остаются трудноизвлекаемые малоподвижные углеводороды, требующие специальных методик изучения и разработки. Результаты исследований доманиковых отложений могут послужить основанием для пересмотра существующих оценок ресурсного потенциала, выявления и обоснования наиболее перспективных участков с ожидаемыми традиционными залежами для проведения дальнейших геологоразведочных работ и лицензирования недр в пределах Тимано-Печорской и Волго-Уральской нефтегазоносных провинций.

Оценки ресурсов УВ указанных сланцевых толщ на сегодняшний день крайне противоречивы. Так, в работе ВНИГРИ, выполненной по заказу Минприроды РФ в 2008 году, отмечено, что при использовании метода геологических аналогий для доманикитов Русской платформы ресурсы газа оценены в 457 млрд м3, а оценка, выполненная с применением балансовой модели (объемов генерированных, вытесненных и сохранившихся УВ при коэффициенте консервации 0,1) только для доманикитов ТПП, по газу составила 0,25 трлн м3 , по нефти 3,4 млрд т. Силами крупных нефтегазодобывающих компаний, имеющих богатый опыт изучения «сланцевых» формаций мира (Shell, ConocoFillips), проводятся исследования по оценке потенциала на территории обозначенных бассейнов. При этом необходимость изучения именно нетрадиционных источников УВ (в первую очередь сланцевых формаций) в России обозначена уже на уровне стратегических разработок правительства.

Литература

1. Морариу Д., Аверьянова О. Ю. Некоторые аспекты нефтеносности сланцев: понятийная база, возможности оценки и поиск технологий извлечения нефти//Нефтегазовая геология. Теория и практика. — 2013. — Т. 8. — № 1. — http://www.ngtp.ru/rub/9/3_2013.pdf

2. Прищепа О. М., Аверьянова О. Ю. К обсуждению понятийной базы нетрадиционных источников нефти и газа — сланцевых толщ//Нефтегазовая геология. Теория и практика. — 2013. — Т. 8. — № 3.– http://www.ngtp.ru/rub/9/27_2013.pdf

3. Прищепа О. М., Аверьянова О. Ю. Роль нетрадиционных источников углеводородного сырья в минерально-сырьевой политике//Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. — 2013. — № 1 — С. 21–24.

4. Прищепа О. М., Аверьянова О. Ю., Высоцкий В. И., Морариу Д. Формация «Баккен»: геология, нефтегазоносность и история разработки//Нефтегазовая геология. Теория и практика. — 2013. — Т. 8. — № 2.– http://www.ngtp.ru/rub/9/19_2013.pdf

5. DMR — North Dakota Industrial Commission, Department of Mineral Resources, Oil and Gas Division. URL: https://www.dmr.nd.gov/

6. EIA — U. S. Energy Information Administration. Дата доступа: март 2013. — URL: https://www.eia.gov/

7. Mason J. Oil Production Potential of the North Dakota Bakken//Oil & Gas Journal, February 10, 2012.

Основные индексы:
Brent 51,67 -0,0300 (-0,06%)
Dow Jones 20 981,33 6,24 (0,03%)
Курсы валют:
USD 56,9838 0,0131 (0,02%)
EUR 62,0440 -0,1224 (-0,2%)
CNY 82,6140 -0,0457 (-0,06%)
JPY 51,1823 0,0164 (0,03%)
Акции нефтегазовых компаний:
Micex Oil & Gas 4996,42 0 (0,00%)
Rosneft 318,55 0,2000 (0,06%)
Lukoil 2829,5 -55,5000 (-1,92%)
Gazprom 137,06 3,6500 (2,74%)
Gazprom Neft 200,35 2,4500 (1,24%)
Surgutneftegaz 28,1 -0,0300 (-0,11%)
Tatneft 377,9 16,7000 (4,62%)
Bashneft 3194 -106,0000 (-3,21%)
Источник – Финмаркет
Tools
Длина, расстояние
000,00
Площадь
000,00
Объем
000,00
Вес
000,00
Скорость
000,00
Температура
000,00
Плотность
000,00
Давление
000,00
Сила
000,00
Объемная
скорость
000,00
Объем/Вес нефти
000,00
Плотность нефти
000,00
Объем/вес/энергия
природного газа
000,00
Объемный расход
газа
000,00
Rad
Gra
x!
(
)
С
AC
Inv
sin
ln
7
8
9
/
Pi
cos
log
4
5
6
*
e
tan
sqrt
1
2
3
-
Ans
exp
x^y
0
.
=
+

"Бурение и освоение нефтяных и газовых скважин. Терминологический словарь-справочник", Булатов А.И., Просёлков Ю.М., М.: Недра, 2007

Примеры терминов:

  • Буровой насос

    (обычно поршневого типа) (drilling pump) механизм, предназначенный для подачи бурового раствора в скважину, обеспечивающий её циркуляцию и являющийся источником энергии для двигателя при турбинном бурении.

    (обычно поршневого типа) (drilling pump) механизм, предназначенный для подачи бурового раствора в скважину, обеспечивающий её циркуляцию и являющийся источником энергии для двигателя при турбинном бурении. По энергетическому признаку насосы можно разделить на две группы: приводные, приводимые в движение электромотором или двигателем внутреннего сгорания производительностью от 13,6 до 31,5 л/с (эти насосы имеют сменные поршни и цилиндровые втулки разных размеров, сменой которых регулируется производительность); паровые значительно меньшей производительности: а) вертикальные трехцилиндровые одинарного действия; б) горизонтальные двойного действия.

  • Утяжелённый тампонажный цемент

    (weighted oil well cement) тампонажный цемент, содержащий утяжеляющие добавки, обеспечивающие увеличение плотности тампонажного раствора.

    (weighted oil well cement) тампонажный цемент, содержащий утяжеляющие добавки, обеспечивающие увеличение плотности тампонажного раствора.
  • Температура застывания

    (congelation point) температура, при которой испытуемое вещество, охлаждаемое в стандартных для данного способа условиях, теряет свойственную жидкостям подвижность; в нефтях и нефтепродуктах присутствие парафина повышает Т.з., а присутствие смолистых соединений понижает её.

    (congelation point) температура, при которой испытуемое вещество, охлаждаемое в стандартных для данного способа условиях, теряет свойственную жидкостям подвижность; в нефтях и нефтепродуктах присутствие парафина повышает Т.з., а присутствие смолистых соединений понижает её.
  • Компенсатор бурильной колонны

    (drillstring compensator) устройство, обеспечивающее постоянство нагрузки на долото.

    (drillstring compensator) устройство, обеспечивающее постоянство нагрузки на долото.
  • Акустический каротаж

    (acoustic [sonic] logging) - каротаж, регистрирующий в виде непрерывных кривых скорость распространения упругих продольных волн (или интервальное время - величину, обратно пропорциональную скорости), относительные значения их амплитуд, коэффициентов их затухания, которые зависят от литологии породы, ее пористости и насыщенности (а также давления и температуры).

    (acoustic [sonic] logging) - каротаж, регистрирующий в виде непрерывных кривых скорость распространения упругих продольных волн (или интервальное время - величину, обратно пропорциональную скорости), относительные значения их амплитуд, коэффициентов их затухания, которые зависят от литологии породы, ее пористости и насыщенности (а также давления и температуры). Это позволяет дифференцировать разрез по литологии, выделить коллекторы, нефтегазонасыщенные интервалы разреза, количественно оценить пористость (С.С. Итенберг, 1972). Или: каротаж, основанный на определении упругих свойств горных пород по данным наблюдений за распространением в них упругих волн... различных частот. Он позволяет решать следующие задачи: литологическое расчленение и корреляцию разрезов скважин, стратиграфическую привязку отложений, выделение пластов-коллекторов, определение характера насыщения пластов, оценку коэффициента пористости пород, определение положения водонефтяного и газожидкостных контактов (Д.И. Дьяконов, Е.И. Леонтьев, Г.С. Кузнецов, 1977).
  • Низковязкая буферная жидкость

    (low-viscous buffer) вязкая буферная жидкость, имеющая вязкость менее 0,001 Пас, применяемая для замещения неутяжелённого бурового раствора.

    (low-viscous buffer) вязкая буферная жидкость, имеющая вязкость менее 0,001 Пас, применяемая для замещения неутяжелённого бурового раствора.
  • Кривая восстановления давления

    (pressure-build-up curve) кривая восстановления в скважине давления от забойного до пластового (наклон ее зависит от дебита скважины, с которым она эксплуатировалась до остановки, гидропроводности и пьезопроводности пласта, величины приведенного радиуса скважины)...

    (pressure-build-up curve) кривая восстановления в скважине давления от забойного до пластового (наклон ее зависит от дебита скважины, с которым она эксплуатировалась до остановки, гидропроводности и пьезопроводности пласта, величины приведенного радиуса скважины), на основании анализа которой можно определять некоторые гидродинамические характеристики скважины и пласта в ее районе (B.H. Васильевский, А.И. Петров, 1973). Или: зависимость в координатах p (забойное давление) или p (депрессия) lg t, построенная по результатам восстановления давления в скважине после ее остановки (В.М. Муравьёв, 1975).

  • Агрессивная среда

    (aggressive medium) - среда, вызывающая или ускоряющая коррозию материалов вследствие химического, электрохимического и других воздействий.

    (aggressive medium) - среда, вызывающая или ускоряющая коррозию материалов вследствие химического, электрохимического и других воздействий. Среда может быть жидкой (кислоты, основания, соли) или газообразной (сухие газы). Особую опасность представляет сочетание агрессивной среды с температурными, механическими и прочими воздействиями.
Совместно с "Мультитран"
Яндекс.Метрика