в формате PDF (11 МБ) - Институт проблем нефти и газа РАН

РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК
ОТДЕЛЕНИЕ НАУК О ЗЕМЛЕ
НАУЧНЫЙ СОВЕТ ПО ПРОБЛЕМАМ ГЕОЛОГИИ
И РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА РАН
ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ НЕФТИ И ГАЗА РАН
Материалы
Всероссийской конференции
с международным участием
НЕТРАДИЦИОННЫЕ
РЕСУРСЫ УГЛЕВОДОРОДОВ:
распространение,
генезис, прогнозы,
перспективы освоения
12–14 ноября 2013 г.
Москва
ГЕОС
2013
1
УДК 551
ББК 26.323
Н 48
Нетрадиционные ресурсы углеводородов: распространение, генезис, прогнозы, перспективы развития. Материалы Всероссийской конференции с
международным участием 12–14 ноября 2013 г. М.: ГЕОС, 2013. – 314 с.
ISBN 978-5-89118-632-3
Сборник содержит материалы докладов, представленных на всероссийскую конференцию с международным участием «Нетрадиционные
ресурсы углеводородов: распространение, генезис, прогнозы, перспективы освоения». Геологическая проблематика докладов связана, в основном,
с вопросами генезиса и закономерностями пространственного распространения скоплений и нетрадиционных ресурсов углеводородов (с акцентом на глубинные источники их формирования). В представленных
докладах основные аспекты связаны, также, с оценкой и прогнозом нетрадиционных ресурсов разного типа, проблемой их освоения и с разработкой нетрадиционных нефтяных месторождений.
Ответственные редакторы:
академик А.Н.Дмитриевский,
доктор геол.-мин. наук Б.М.Валяев
ISBN 978-5-89118-632-3
© Научный совет по проблемам геологии и разработки месторождений нефти и
газа, 2013
© Институт проблем нефти и газа РАН
2
ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ МЕТОДЫ ПО СИНТЕЗУ НЕФТЕЙ И УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ ВБЛИЗИ МАНТИИ ЗЕМЛИ
И ИХ ГЛУБИННЫЕ МАРКЕРЫ
В.А. Алексеев
ГНЦ РФ ТРИНИТИ (Троицкий институт инновационных и термоядерных исследований), г. Троицк, Московская область
1. Теоретические предпосылки
Глубинная нефть и газ генерируются при наличии геодинамических потоков
при соответствующей температуре рождения нефти. Модель, которую мы разработали, сводится к поиску мелкомасштабной конвекции в мантии и образования линейных и кольцевых структур.
Известно, что от распределения вязкости жидкости по высоте зависит не
только вертикальная структура конвективных течений, но и их планформа –
форма в плане. Если жидкость однородна, то в широком диапазоне значений
числа Рэлея R основным типом конвективных структур являются валы, близкие
к двумерным (рис. 1а). Если же вязкость существенно меняется с высотой, типичной формой течения оказываются шестиугольные ячейки (рис. 1б) [1-2].
а) двумерные валы, б) шестиугольные ячейки l- и q- типа,
отличающиеся направлением циркуляции.
Расчеты показали, что в мантии Земли двухмерные ячейки имеют размер
примерно 100 км. В контактном слое с более глубинными трехмерными ячейками может возникнуть сверхпластичный слой [1,2] с резко пониженной вязкостью и отличающийся мелкодисперсионной структурой. На наш взгляд это область аномального образования нефти и газа и именно в этой области мы провели эксперименты по генерации
нефти и газа.
При генерации нефти в породах Земли образуется свободный
газ из легких углеводородов, который мигрирует в земную кору
во многих местах подпитывая месторождения нефти и газа [3,4].
2. Экспериментальные методы
синтеза нефти и газа на глубинах мантии Земли при потоке
дегазации Земли водорода и углерода
2 а. В основу эксперимента брались Fe O (вюстит) Ca
C O3 (кальцит) и вода. Были
Рис.1. Структура конвекции [1,2]
3
изучены образования углеводородов при высоких температурах и давлении и
углерод. Был осуществлен синтез тяжелых углеводородов при p=50 кбар и
Т=1100°С. Эти термодинамические условия соответствуют глубинам ∼100 км.
Последующая обработка этих данных показала, что в этих условиях, наряду с
тяжелыми углеводородами, в реакционной ячейке обнаружен мелкодисперсный
углерод (по реакции):
nCaCO3+(9n+3)FeO+(2n+1)H2O→nCa(OH)2+(3n+1)Fe3O4+CnH2n+2+C.
Синтез проводился в камере высокого давления «Конак». Ампула из нержавеющей стали, способная сохранять герметичность и удерживать расплав и флюид в течение эксперимента, использовалась в качестве реакционной ячейки.
Анализ осуществлялся на установках комбинационного рассеяния света. Для
спектроскопических измерений КРС использовались приборы с высоким разрешением, низким уровнем собственного (паразитного рассеяния света) и высокой
чувствительностью. В данной работе спектры регистрировались на спектрометре U-1000 Jobin-Yvon (Франция). Основой прибора является двойной монохроматор с плоскими дифракционными решетками. Источником лазерного излучения служит аргон-криптоновый лазер ILM120.
На рис. 2 показаны два типа реакций углерод-алмаз и углеводороды .
Рис.2-а
Рис.2-б
Рис. 2-а: комбинационное рассеяние углерода на крышке камеры, рис 2-б: спектр алмаза
и углеводородов. (Т = 940 град.С, р = 30 кбар)
4
Таким образом, дегазация Земли имеет две ветки – углеродную и углеводородную[5].
2 б. Одновременно со спектрами углеводородов был изучен состав углеводородной смеси. Состав смеси измерялся с шагом по температуре от 100 до 900
град.С. В таблице приведены данные при 500 град С. [6].
Концентрация м3/кг 109
СН4
С2Н4
С2Н6
С3Н6
С3Н8
iС4Н10
4Н10
34230
2100
2301
2100
1350
51
1351
С 5Н10
171
i-С6Н14
32
n-С6Н14
302
Н2 O2
710 0
n-С
N2
1
С4Н8
i-С5Н12
nС5Н12
1091
91
416
CO2
5
3. Предположительные геохимические и геофизические
свойства глубинных углеводородов
В работе показаны тестовые данные , которые могут характеризовать глубинную нефть.
3 а. В образцах проведенных экспериментов (51,5 кбар, Т = 950 град.С.) были
измерены полициклические ароматические углеводороды после их синтеза при
высоких температурах и давлениях. Эти данные представлены в таблице [7].
Содержание ПАУ нг/л
Фенантрен
1350
Хризен
59
Флуорантан
54
Бенз(е)пирен
59
Антрацен
27
Бенз(b)флуорантен
118
Пирен
2700
Бенз(к)флуорантен
135
Бенз(а)антрацен
486
3 б. Зададимся вопросом, как можно искать глубинные залежи? Среди других
геофизических методов мы отдаем предпочтение электропроводности. В 1978 г.
мы с В.Смирновым провели зондирование МТЗ-методом вулкана Аваченского и
выяснили, что проводимость не увеличивается на больших глубинах, т.к. растет
температура. А это может служить признаком насыщения водородом глубинных
пород. Это подтвердили наши эксперименты.
Для понимания процессов, идущих в мантии и коре Земли, в частности для
выяснения механизмов возникновения очагов землетрясений и глубинных происхождения нефти, интересно проанализировать содержание газов в минералах.
В настоящее время неясно, является ли это содержание значительным. Особенно
мало данных о свойствах минералов, насыщенных значительными количествами
водорода. В последнее время возник интерес к аморфному кремнию, который
может содержать 50% водорода. Представляет интерес изучить это явление под
5
давлением с целью выяснения признаков, позволяющих оценить наличие водорода в коре и мантии. Одним из таких признаков может быть зависимость электросопротивления вещества от степени насыщения водородом. Известно, что
сопротивление аморфного кремния уменьшается на 1.5 порядка в интервале от
0.001 до 80 кбар. Наши измерения электропроводности аморфного кремния с 1015% содержанием водорода при тех же параметрах (0.001-80 кбар, 300°К) дают
уменьшение электросопротивления соответственно на 3 порядка и составляют около 5×105-106 Ом⋅см. Таким образом, можно предположить, что наличие большого
количества Н2 в минералах может существенно изменять электросопротивление
среды. Следовательно, многие аномальные электрические явления, связанные с некоторыми очагами землетрясений и атмосферой, в значительной мере могут быть
обязаны наличием больших количеств Н2 в минеральном веществе Земли [8].
3 в. В то же время жидкие оливины и базальты имеют полупроводниковую
проводимость как это показано в работе [9] Измерение велось до температуры
2000°С. При плавлении базальта нефть и газ выходят на борта расплавов и сохраняются. Мы провели натурный эксперимент на Камчатке и измерение диффузии водорода при плавлении. Таким образом можно предположить дальнейшие разработки по генезису происхождения глубинной нефти и газа при длительном синтезе углеводорода и метана под высоким давлением и с целью выявления генерации углеводородов и их сравнение с реальной нефтью, а также совершенствование космических методов прогноза по изучению потоков водорода
и метана [10].
Литература
1. V.A.Alekseev, A.V.Getling. On the character of convective motions in the Earth’s mantle. In: High-pressure science and technology. Sixth Airapt Conference, Vol.2. Plenum Press,
1979, p.p.231-236.
2. Алексеев В.А., Гетлинг А.В. Структура тепловой конвекции в мантии и геодинамика регулярности и симметрии в строении Земли. Рост. Москва 1997, с.93-101.
3. Кучеров В.Г., Бенделиани Н.А., Алексеев В.А., Кенней Д.Ф. Синтез углеводородов из минералов при давлении до 5 ГПа. АН, 2002, т.387, №6, с.789-792.
4. Kenney J.F., Kutcherov V.G., Bendeliani N.A., Alekseev V.A. The genesis of Hydrocarbons and the origin of Petroleum. Energia 3/1001, p.3743
5. Алексеев В.А., Дюжева Т.И., Мельник Н.Н. Водородно-углеродная дегазация
Земли и образование мелкодисперсного углерода при высоких давлениях и температурах. Дегазация Земли: геотектоника, геодинамика, геоморфология, нефть, газ, углеводороды и жизнь. 10-22 октября 2010, Москва, ГЕОС 2010, с.21-22
6. Алексеев В.А., Дюжева Т.И., Летанина Л., Мельник Н.Н., Мурогова Р.Н. Экспериментальные доказательства образования углеводородов в мантии Земли и возможные
геохимические и геофизические метки глубинных углеводородов. 2-е Кудрявцевские
чтения. Всероссийская конференция по глубинному генезису нефти и газа. Москва,
2013.
7. Алексеев В.А., Медведева С.Г., Шилина А.И., Алексеева Н.Г. Высокотемпературные органические соединения в ударных воронках в эпицентре взрыва тунгусского
космического тела (ТКТ) . Экспериментальное подтверждение. Седьмой международный аэрокосмический Конгресс 26-31 августа 2012 г., тезисы докладов, с. 429.
6
8. Алексеев В.А., Джавадов Л.Н., Кротов Ю.И. Измерение электросопротивления
аморфного кремния, насыщенного водородом под давлением 80 кбар. Физические свойства горных пород при высоких давлениях и температурах для задач сейсмологии. Ташкент, «ФАН» УзССР, 1981.
9. Алексеев В.А., Соколовский. Электрические и термоэлектрические свойства базальта и олевина при высоких температурах под газовым давлением. Ташкент, «ФАН»
УзССР, 1981, с.116-117.
10. Дмитриевский А.Н., Володин И.А., Корниенко С.Г., Якубсон К.И., Орловский
В.Н., Алексеев В.А. Космические методы выявления и мониторинга зон активной
тектоники и современной геодинамики. Наука и техника в газовой промышленности,
ООО «ИРЦ Газпром», с.76-82.
ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ КОМПЛЕКСНОЙ РАЗРАБОТКИ ТКИБУЛИШАОРСКОГО УГОЛЬНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Н.А.Асланикашвили, Б.К. Чичуа, 1Т.С.Джишкариани
Тбилисский государственный университет, Кавказский институт минерального сырья,
Грузинский политехнический университет1
Abstract. Purpose of the study: 1. Finding out the feasibility of degassing of the
coal layers by means of wells; 2. Assessment of the reserve of gas accumulated in the
settled complexes of the territory adjacent to the deposit and selection of optimal
structures taking the account of their further operation and efficiency; 3. Possibility of
coal gasification at Tkibuli-Shaori deposits.
В Грузии, единственным видом энергетического сырья, имеющегося в достаточном количестве, являются каменные угли среднеюрских месторождений. Самое крупное из них, Ткибули-Шаорское.
Угленосный район расположен между складчатыми зонами Большого и Малого Кавказа. В пределах области выделяются тектонические единицы: Дзирульская зона воздымания доюрского фундамента, Окрибское поднятие, РачаЛечхумский прогиб и Сачхерское поднятие. Все упомянутые тектонические
структуры являются составной частью единого Имеретинского поднятия, которое разделяет межгорную область на две крупные зоны погружения – Колхидскую на западе и Куринскую на востоке.
Заложение структур бассейнов угленакопления (БУ), расположенных на
северной окраине Закавказской межгорной области (месторождения: Ткварчели,
Бзыби, Магана и Ткибули-Шаори), было обусловлено процессами тектогенеза и
вулканизма, достигших наибольшей активности в середине байосского века и
завершившегося образованием андезитового тектоно-магматического пояса.
Формирование БУ на северной окраине Закавказского микроконтинента на
рубеже байосского и батского эпох происходило вслед за завершением вулканической активности, когда территория превратилась в вулканическую сушу, с остаточными, полуизолированными, постепенно заболачивающимися водоемами.
7
Морфоструктура БУ унаследована от байосских вулканических сооружений
(кальдера, депрессия).
Анализ литологических комплексов свидетельствует в пользу того, что активность субаэральных извержений на некоторых участках продолжалась и в
период формирования угленосных отложений. Следовательно, аккумуляция
торфа происходила в вулканических депрессионных структурах (в депрессиях и
кальдерах обрушения), а углеобразование сопровождалось периодическими
извержениями, о чем свидетельствует присутствие витрического компонента в
разрезах угольной толщи.
На основе этого, упомянутые месторождения отнесены (Асланикашвили,
2003) к кальдерному типу, который еще в середине прошлого века был выделен
в генетической классификации угольных месторождений (Попов, 1969).
Сложное тектоническое строение месторождения, наличие многочисленных
разрывных нарушений сбросово-сдвигового характера (в т.ч. высокоамплитудных), резкое различие углов падения пластов на различных участках и пр., создают значительные трудности при разработке месторождения.
По предварительной оценке, из-за крайне сложных горно-геологических условий, даже при проведении в полном масштабе восстановления и реконструкции шахт, стоимость добываемого угля составит не менее 70$ США за 1 тонну
угля.
Исходя из геолого-генетических, тектонических и морфоструктурных особенностей месторождения, наряду с традиционным (шахтным) способом добычи
угля, возникает необходимость применения комплексных технологий с попутным извлечением метана угольных пластов скважинными технологиями, а также
извлечение углеводородных газов из вмещающих пород с предварительной
оценкой типа рассеянного в них ОВ и его генерационного потенциала.
Существуют различные способы добычи метана из угольных пластов – метан
можно добывать с помощью скважин, свободный метан - из мелких залежей,
куполов, газовых ловушек; извлечение метана возможно также из вентиляционной струи. По мнению специалистов, в нем сосредоточено больше метана, чем
при добыче из угольных пластов.
С появлением новых технологий перспективным направлением становится
получение синтетического бензина и жидкого топлива из углей, газификация угля, получение из угля водорода для топливных элементов и пр.
По данным изучения геохимии углей, заслуживает особого внимания наличие
редких и редкоземельных элементов в углях Ткибули-Шаорского месторождения, попутное извлечение которых, при использовании новейших технологий,
безусловно, повысит рентабельность месторождения.
В настоящее время к числу наиболее перспективных, экологически чистых и
многоцелевых угольных технологий относятся процессы газификации угля в
шлаковом расплаве, которые дают возможность не только радикально улучшить
теплотехнические показатели низкосортных твердых топлив, но и без существенных энергетических и материальных затрат попутно получать продукцию из
золошлаковых отходов.
8
Внедрение новых нетрадиционных технологий сжигания углей ТкибулиШаорского месторождения позволяет использовать угли как базовое стратегическое топливо, разработать долгосрочную концепцию развития экологически
чистой угольной электроэнергетики, организовать широкомасштабное производство вторичной продукции на угольной ТЭС, существенно снизить себестоимость топлива и повысить рентабельность и конкурентоспособность угольной промышленности.
Анализ геолого-геофизического материала свидетельствует в пользу того, что
развитие верхнебайосских и батских угленосных отложений распространяется в
пределах смежных территорий - Рача-Лечхумского прогиба и Колхидской впадины.
На этой основе, с целью оценки генерационного потенциала пород среднеюрского возраста осуществлен подсчет общего количества ОВ с учетом запасов углей всех категорий, накопленной суммарной добычи и размыва углей за постинверсионный период.
По приблизительным подсчетам, площадь накопления пород угленосной свиты составляла 300-350км2. Минимальные значения этих чисел принимаются для
оценки концентрированного ОВ (КОВ) и для расчета рассеянного ОВ (РОВ).
Согласно подсчетам, количество РОВ в 3-4 раза превышает количество КОВ.
Следует учитывать и то, что в процессе углефикации генерация метана и других
углеводородных газов происходит за счет чистого беззольного ОВ. На этом основании общее количество углей пересчитывается на чистую органическую
массу. Именно эта масса принимается за основу при оценке генерации метана.
В углях Ткибули-Шаорского месторождения установлены все типы ОВ (керогена). Из общих запасов исходного ОВ (520 млн.т) дюреновые и липтобиолитовые угли, представляющие собой кероген 1 типа в сумме составляют 20%
(~104,0 млн.т).
По термобарическим условиям, степень катагенеза ОВ на прединверсионном
этапе равнялся МК1-МК2 (главная зона нефтеобразования). Следовательно, дюреновые и липтобиолитовые угли могли генерировать УВ нефти.
Данные по количественной оценке генерационного потенциала газов в процессе углефикации весьма разноречивы, поэтому, при выборе оптимального варианта используем данные Ю.Д.Цинцадзе (2012), полученные для ТкибулиШаорского месторождения. Вслед за ним, условно допускаем, что на стадиях БД-Г образуется ~100,0 м3 метана на 1 тонну ОВ.
На основе геолого-геофизического материала на периферии Окрибского поднятия выделяются 4 перспективные структуры, по времени образования синхронные с процессами генерации и эмиграции УВ байос-батских пород.
Сочетание геолого-геофизических и геохимических признаков дает основание рекомендовать упомянутые структуры для проведения детальных прогнозных работ.
Таким образом, предпринята попытка комплексного изучения количества,
качества и степени зрелости (углефикации) всех видов ОВ в качестве потенциальных генераторов нефти и газа на примере Ткибули-Шаорского месторождения.
9
Литература
1. Асланикашвили Н.А. Геология и условия формирования залежей горючих ископаемых в вулканогенно-осадочных комплексах. Автореф. докт. диссерт., Тбилиси, 2003.
2. Кобзаренко Л.Н. Экологическая и экономическая эффективность инвестиционных
проектов энергоустановок многоцелевого назначения с газификацией угля в шлаковом
расплаве. Теплоэнергетика. 2004. №2. - с. 58-63.
3. Попов В.С. Закономерности тектоники угольных бассейнов. /Геология угольных месторождений. М., Наука. 1969. С. 95-108.
4. Цинцадзе Ю. Базовые статические и динамические параметры угольных
месторождений Грузии. Тбилиси, 2012. 334 с.
ЗАВИСИМОСТЬ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН, ВСКРЫВАЮЩИХ
ПОДГАЗОВЫЕ НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ, ОТ ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ОПЗ СКВАЖИН
С БОЛЬШИМ ГАЗОВЫМ ФАКТОРОМ
И.В. Афанаскин (НИИСИ РАН), С.Г. Вольпин, Д.А. Корнаева, А.Р. Саитгареев (ОАО «ВНИИнефть»), Ю.М. Штейнберг (ЗАО «ЦГДИ «ИНФОРМПЛАСТ»)
Using numerical filtrational simulation of well testing and pressure build-up curve
interpretation we obtain the influence of gas saturated bottom-hole zone characteristics
on production ratio. The possibility of increase in gas-saturated carbonate formation
well productivity bottom-hole treatment was analyzed.
В процессе проведения гидродинамических исследований (ГДИ) нефтяных
скважин в карбонатных коллекторах неоднократно отмечалось изменение скинфактора (а, следовательно, и продуктивности) при работе скважины на различных режимах в условиях наличия в пласте газовой шапки.
Для гидродинамических расчетов, проведенных в данной работе, использовалась односкважинная секторная модель с блочно-центрированной сеткой. Скважина вертикальная, расположена в центре модели. Скважина привязана к блокам с локальным измельчением сетки в направлениях X и Y. Глубина залегания
пласта принята 2700 м. Эффективная толщина газовой шапки 100 м. Нефтяная
часть залежи в модели имеет эффективную толщину 35 м. При этом в скважине
перфорированы нижние 25 м. пласта. Пористость пласта 0,02 д.ед. Горизонтальная проницаемость пласта 300 мД, вертикальная проницаемость пласта 30 мД,
вертикальная проницаемость вдоль оси скважины 3000 мД (что моделирует техногенную трещиноватость, возникшую в результате бурения). Начальная газонасыщенность в газовой шапке 100 %, начальная нефтенасыщенность в нефтяной зоне 100 %. Вода в пласте отсутствует. Давление насыщения нефти газом
равно начальному пластовому давлению на ГНК и принято 216,7 кгс/см2. Плотность нефти 815 кг/м3. Относительная плотность газа по воздуху 0,736 ед. Объ10
емный коэффициент нефти 1,379 ед. Вязкость нефти в пластовых условиях 1,35
мПа*с. Растворимость газа в нефти в пластовых условиях 149 м3/м3. Свойства
пласта и флюидов соответствуют свойствам Юрубчено-Тохомского месторождения. Моделирование проводилось в гидродинамическом симуляторе ECLIPSE
Schlumberger.
Для изучения влияния характеристик газонасыщенной околоскважинной зоны пласта на продуктивность скважины по нефти проводилось фильтрационное
моделирование гидродинамических исследований скважин. Скважина отрабатывалась на пяти режимах с дебитом по нефти 62,5; 125; 250; 500 и 1000 м3/сут.
Длительность каждого режима – двое суток. После каждого режима в течение
двух суток моделировалось восстановление давления, т.е. строилась кривая восстановления давления (КВД). Рассматривались два варианта. Первый вариант –
начальный скин-фактор скважины составляет -3,5 ед., что соответствует вскрытию скважиной зоны повышенной трещиноватости [1]. Второй вариант – начальный скин-фактор скважины составляет -5,0 ед., что соответствует проведению мини-гидроразрыва пласта (полудлина трещины 10 м., проводимость трещины 1080 мД*м., высота трещины 25 м.).
Полученные в результате моделирования ГДИ забойные давления и газовые
факторы, а так же заданные дебиты нефти приведены на рис. 1. На рис. 2 представлены зависимости забойного давления от дебита нефти (псевдоиндикаторные диаграммы). Данные зависимости нельзя считать индикаторными диаграммами, поскольку в конце четвертого и пятого режимов забойные давления не
стабилизировались и режимы не установились. В результате высоких газовых
факторов (до 500 м3/м3, см. рис. 1) индикаторные диаграммы имеют вогнутый к
оси дебитов вид (см. рис. 2), т.е. не соблюдается закон Дюпюи и продуктивность
скважины меняется от режима к режиму.
Рисунок 1. Результаты моделирования ГДИ.
1 – начальный скин-фактор -3,5 ед.; 2 – начальный скин-фактор -5,0 ед.
11
Рисунок 2. Зависимость забойного давления от дебита нефти.
1 – начальный скин-фактор -3,5 ед.; 2 – начальный скин-фактор -5,0 ед.
Опыт интерпретации КВД показал, что невозможно описать забойное давление на всех режимах с помощью одного постоянного скин-фактора. С появлением газа из газовой шапки скин-фактор начинает меняться. Изменение скинфактора в зависимости от режима работы скважины, полученное по результатам
интерпретации КВД, приведено в табл. 1. Интерпретация КВД проводилась в
программе Saphir NL KAPPA Engineering.
Таблица 1
Изменение скин-фактора в зависимости от режима работы скважины
Дебит нефти,
м3/сут
62,5
125
250
500
1000
Газовый фактор, вариант 1,
м3/м3
149
149
165
263
487
Скин-фактор,
вариант 1, ед.
-3,5
-3,3
-3,1
-2,8
-0,5
Газовый фактор, вариант 2,
м3/м3
149
149
149
169
304
Скин-фактор,
вариант 2, ед.
-5,0
-4,9
-4,8
-4,6
-3,5
В качестве фактического примера падения продуктивности скважины по
нефти при повышении дебита нефти рассмотрим результаты ГДИ вертикальной
скважины 5б Юрубчено-Тохомского месторождения, рис. 3.
После длительного простоя скважина 5б была пущена в работу на штуцере
диаметром 3 мм. на двое суток. Затем скважина работала так же по 2 суток на
штуцерах диаметром 4 и 6 мм. После чего скважина была остановлена для регистрации КВД на четверо суток. Затем скважину пустили в работу на штуцере
диаметром 8 мм. на два дня и на штуцере диаметром 10 мм. так же на два дня.
После чего скважина была остановлена для регистрации КВД на четверо суток.
Проницаемость пласта 250 мД., эффективная нефтенасыщенная толщина 33,3 м.
В результате обработки КВД после штуцеров диаметром 6 и 10 мм. получены
12
Рисунок 3. Технологическая схема ГДИ скважины 5б Юрубчено-Тохомского месторождения 11.10.2010-20.11.2010 гг.
значения скин-факторов +12,6 и +33,4 ед. Прямые замеры газового фактора не
проводились, но в журнале исследований отмечен сильный рост дебита газа от
режима к режиму, определенный визуально по пламени на факеле. Кроме того о
прорыве газа из газовой шапки говорит резкий рост устьевых давлений на штуцерах большого диаметра, см. рис. 5. Это доказывает рост положительного скинфактора при прорыве газа из газовой шапки.
Выводы:
1. В результате численного моделирования доказано, что в нефтяных
скважинах, вскрывающих подгазовые залежи в карбонатных коллекторах,
при прорыве газа из газовой шапки с ростом газового фактора быстро падает
коэффициент продуктивности по нефти (скин-фактор изменяется в положительную сторону).
2. С помощью численного моделирования показано, что в результате аккуратной (без создания высокопроницаемого канала связи скважины и газовой
шапки) обработки призабойных зон таких скважин (кислотная обработка, минигидроразрыв пласта и пр.) можно существенно уменьшить газовый фактор при
работе скважины с тем же дебитом по нефти, что существенно повышает продуктивность скважины по нефти.
3. Промысловыми экспериментами установлено, что скин-фактор, возникший в результате прорыва газа из газовой шапки, может достигать +100 и более
единиц при газовом факторе более 800 м3/м3.
13
Литература
1. Gringarten A.C. Interpretation of Tests in Fissured and Multilayered Reservoirs with Double-Porosity Behavior: Theory and Practice/Pet. Tech. – 1984. – April. – Р. 549-564.
2. Bourdet D. et al. A new set of type curves simplifies well test analysis // World Oil. 1983.
May. P. 95–106
О МЕХАНИЗМЕ ГЛУБИННОЙ ДЕГАЗАЦИИ ЗЕМЛИ И ЕГО ВЛИЯНИИ
НА ГЕОДИНАМИКУ ФОРМИРОВАНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ
И УГОЛЬНЫХ ФОРМАЦИЙ
А.А. Бардин
Институт геологических наук НАН Украины, г. Киев,
bardin.alexandr@gmail.com
About the mechanism of motion of gases from the depth of Earth. About influence
of deep gases of Earth on the geological dynamics of forming of deposits of coal, oil
and combustible gas. About fallaciousness of "New global tectonics"
В рамках гипотезы В.Н. Ларина “О изначально гидридной Земле” [1], находят
своё решение многие задачи. Однако перевод гидридной гипотезы в разряд теории требует дополнительных, подтверждённых практикой, доказательств её
предсказательных возможностей. Дело в том, что точка зрения на механизм глобальной тектоники, на его энергетическую основу, влияет на представления об
энергетике геодинамических процессов, и, соответственно, вид и форму моделей
формирования углеводородных и угольных формаций. Отсюда следуют выводы
о предельных глубинах и формах залегания твёрдых горючих ископаемых, наличия глубинных залежей битума, нефти, метана, т.е. всего того, что определяет
экономические риски и уровень затрат на геологоразведочные работы.
В зоне высокого уровня экономической ответственности продвижение новых
идей и новых технологий длительный и трудоёмкий процесс. В силу данных обстоятельств гипотеза В.Н. Ларина пока ещё интересная теоретическая альтернатива. Однако по мере накопления новых фактов и доказательств перевод гипотезы “О изначально гидридной Земле” в разряд теории весьма вероятен, как одной
из наиболее продуктивных версий механизма глубинной дегазации Земли.
Ранее высказанное автором доклада предположение о том, что Землю вращает "солнечный ветер", вращая её металлогидридное ядро, и о том, что зоной
вязкопластичного трения, увлекающего во вращение мантию Земли, является
слой между внешним ядром и подошвой мантии [2], находит своё новое
подтверждение. По данным Пола Ричардса (Paul Richards, Lamont-Doherty Earth
Observatory) и Сяодун Сун (Xiaodong Song, University of Illinois at UrbanaChampaign) железное ядро планеты обгоняет вращение земного шара на 0,25-0,5
градуса в год [3]. При этом Сун отметил, что скорость вращения ядра может
заметно меняться. Скорее всего, это связано с вариациями интенсивности
14
Скорее всего, это связано с вариациями интенсивности "солнечного ветра". Дополнительным доказательством вращения геосфер является наличие листрических разломов мантийного заложения, формирование островных дуг, Sобразный профиль зоны спредина и т.д. Именно со сверхглубинными листрическим разломами, соединяющими внешнее ядро и земную кору, связывал Н.А.
Кудрявцев свою модель образование углеводородов.
Необходимо отметить, что весьма значимым фактором непринятия "Гипотезы изначально гидридной Земли", является то, что она подрывает гипотезу тектоники плит или "Новую глобальную тектонику" (Г. Хесс, Р. Дитц, К.Ле Пишон,
В. Морган, Дж. Айзекс и др.). Трудно возразить против того, что в зонах спрединга образуется новая океаническая кора (модель попкорна). В противном случае, в ходе разуплотнения ядра Земли, планета попросту бы взорвалась. Однако
механизм образование зон Беньофа, субдукция и конвективные течения мантийного вещества противоречат выдвинутым еще В.И.Вернадским положению "о
преимущественно инертном состоянии вещества Земли". Автор разделяет теоретические положения о некотором дрейфе (смещении) континентов "методом
ковровой дорожки" А.И. Добролюбова [4]. Однако воспринять положение о том,
что расстояние дрейфа значительно превышает размер самого континента крайне сложно, исходя из параметров вязкости астеносферы.
Также как при галокинезе соль выдавливается, и заполняет зоны раздвига,
препятствуя их последующему смыканию, в зонах спрединга магматические интрузии заполняют зоны ослабленные давлением восходящих глубинных флюидов и растягивающим усилием ротационного процесса. Пульсационное "разбухание" Земли разделяется многими исследователями, и находит своё практическое подтверждение. Например, в Исландии, расположенной по оси СрединноАтлантического хребта, через всю ширину острова наблюдаются линейные
складки. Обнаружены фрагменты рифтовой долины с цепочками вулканов и
обычным трещинным излиянием. Это вполне корректное, объективно установленное, доказательство в пользу гидридной гипотезы В.Н. Ларина [1].
Кстати, новая глобальная тектоника не объясняет, почему именно у краёв
океанов предполагается субдукция. Погружение в мантию жёстких литосферных плит требует их раскола на небольшие параллельные блоки. Следовательно,
при приближении к глубоководным желобам должны возникать серии трещин
шириной десятки километров. Таких трещин не обнаружено. По сейсмическим
данным вязкость вещества верхней мантии составляет около 1022 П, а нижней –
1026 П. Отсюда расчётное время реализация мантийной конвекции слишком велико, даже в масштабе всего геологического времени существования Земли.
Среди общих закономерностей строения Земли отчетливо просматривается
как приблизительная сферическая симметрия (ядро, мантия, земная кора), что
обусловлено плавной трансформацией её вещества и фазовыми границами, а
также плоскостная симметрия. Действительно, еще А.П. Карпинский отмечал,
что в полярной проекции материки приурочиваются к одной линии. Антиподальное расположение материков и океанов также явление закономерное, свидетельствующее об относительно стабильном их положении. Однако, глубина
океанов пренебрежительно мала по сравнению с радиусом Земли, и их "перете15
кание" на некоторых этапах геологического развития теоретически возможно,
поскольку гравитация и ротация непрестанно корректируют форму геоида. Соответственно субдукция, как суппергигантский процесс должна пренебрегать
такой мелочью, как береговая линия океана. Тектонические движения (как вертикальные, так и горизонтальные) носят колебательный характер, меняются во
времени по знаку и амплитуде именно для восстановления и авто-корректировки
формы геоида от несимметричного "разбухания", и "коробления" земной коры
по поверхности условно "вязкопластичной" астеносферы.
Перестройка структурного плана поверхности Земли не должна восприниматься как скольжение слоёв "гигантской луковицы", поскольку дальняя транспортировка всего (в том числе нефти) по горизонтали маловероятна. Объективная картина эволюции такой многофазной и многокомпонентной системы как
Земля, может быть получена только на основе неравновесной геодинамики диссипативных систем. Жёсткое вещество обычно перемещается и переминается
всей массой пластов (блоком), что подтверждено анализом многих обнажений
(вулкан Тейде на о. Тенериф и мн.др.). Магма и флюиды стремятся из зоны высокого давления в зону низкого давления по кратчайшему расстоянию (примерно по
вертикали), нарушая сложившееся гравитационное равновесие. Фактически непрерывно восстанавливаемую форму геоида определяет геодинамика баланса двух сил
– энергии разуплотнения Земного ядра и энергии гравитации, находящегося в невесомости, самогравитирующегося, вращающегося каменного шара.
К числу важнейших результатов полученных при бурении Кольской сверхглубокой скважины можно отнести установление гидрогенно-геохимического
разуплотнения пород в условиях закрытых систем на больших глубинах. Было
установлено наличие "коровых" волноводов, пород-коллекторов насыщенных
металлоносными растворами. На всем протяжении разреза, вплоть до глубины
12 261,0 метров, были установлены притоки воды и газов, с температурой до
220°С, содержащих гелий, водород, азот, метан, тяжелые углеводороды [5]. Таким образом, "абсолютно сухих изнутри" комплексов пород не найдено, а полученные результаты можно записать в актив гидридной гипотезы [1].
Следующий факт может частично изменить наши взгляды на механизм генерации углеводородов и геодинамику самого процесса. До настоящего времени
процесс преобразование глубинного углекислого газа в седиментогенный углерод связывался только с фотосинтезом. Группа ученых во главе с Джениффер
Макинтош из Аризонского университета в США, на основе промышленного
эксперимента установила следующее. Некоторые бактерии в присутствии воды,
водорода и солей уксусной кислоты могут вырабатывать метан, используя углекислый газ и уголь в качестве пищи [6]. В своё время углекислый газ был закачан под землю для повышения добычи нефти. В течение десятков лет скважина
оставалась заброшенной. Все это время занесенные с поверхности бактерии перерабатывали СО2 в CH4, вплоть до создания промышленной залежи на основе
исчерпанного месторождения. Данное открытие по иному позволяет рассматривать перспективы инфраструктуры Гнединцевского и аналогичных исчерпанных
месторождений, а также утилизации промышленного СО2 в рамках Киотского
протокола, возобновление которого ожидается через 2-3 года.
16
Геодинамика угольных и углеводородных формаций связанна с геодинамикой
включающих их в себя тектонических блоков, которая, в свою очередь, напрямую связанна с процессами глобальной тектоники. Наиболее самодостаточной
основой для рассмотрения многоаспектной эволюции планетарного тела Земли
всё же является гидридная гипотеза [1], поскольку позволяет «Не умножать сущее, сверх меры необходимости».
Первоисточники:
1. Ларин В.Н. Гипотеза изначально гидридной Земли. – М.: Недра, 1980. – 216 с
2. Бардин А.А. О распределении момента инерции между Солнцем и планетами. С.
205-206. Тезисы докладов на VI Междунар. конф. «Геодинамика, сейсмичность и нефтегазоносность Черноморо-Каспийского региона», пгт. Гурзуф, 12-16 сентября 2005 г. 220 с.
3. Ядро Земли вращается быстрее неё. Membrana.ru. 26 августа 2005.
4. Добролюбов А.И. Бегущие волны деформации. – Мн.: Наука и техника, 1987. 144 с.
5. Кривцов А. И. Геологическая служба и развитие минерально-сырьевои базы. Под
ред. А.И. Кривцова, И.Ф. Мигачева, Г.В. Ручкина. – М.: ЦНИГРИ, 1993, 618 с.
6. Бактерии могут превратить залежи угля в источники метана. Dicovery News. 11:50
23.06.2010 г. – web-balancer-main.rian.ru/eco/20100623/249401199.html‎
СОВРЕМЕННЫЕ ПРОБЛЕМЫ РОССИЙСКОЙ РЕСУРСНОЙ БАЗЫ
УГЛЕВОДОРОДОВ
С.Л.Барков, Е.Б.Грунис, А.Я.Хавкин
ОАО «ИГиРГИ»
The problems of the Russian resource base of hydrocarbons are examined. It is
shown the need for the active use of resources of oil in the low-permeability collectors, including nanocollectors, the resources of natural bitumens and high-viscosity
oils. It is also important to use the resources of gas in the gashydrate deposits and coal
methane.
В настоящее время имеются различные представления о величинах ресурсов
нефти и газа на Земле. Наиболее распространенными цифрами начальных извлекаемых ресурсов «традиционной» (обычной) нефти являются 300-340 млрд.т.
и «традиционного» газа – 340-360 трл. м3. К традиционным ресурсам относятся
ресурсы, которые могут быть добыты первичными и вторичными методами разработки. Но по расчетам американских специалистов уже через 15 лет все крупные месторождения обычной нефти, которые определяют основной объем нефтедобычи, будут практически исчерпаны.
В условиях дефицита обычных энергоносителей все большее в мире внимание уделяется нетрадиционным источникам, к которым относятся тяжелые нефти, природные битумы, а также жидкие и газообразные углеводороды, которые
могут быть получены из углей, битуминозных песков, горючих сланцев, газогидратов, биомассы, торфа, древесины, промышленных и городских отходов. К
17
природным битумам тесно примыкают тяжелые нефти (ТН), разделение которых зачастую весьма затруднительно в силу их генетического единства и близкого сходства физико-химических параметров.
ПБ и ТН отнюдь не идеальный вид энергетического сырья, но огромные запасы их позволяют связывать с ними будущее многих стран. Согласно данным
информационного центра ООН по тяжелым нефтям и природным битумам их
разделение производится по вязкости: к ПБ относятся углеводороды естественного происхождения с вязкостью > 10 тыс. МПа.с, с меньшей вязкостью УВ
классифицируются как нефти, причем с плотностью от 0,939 до 1,0 г/см3 относятся к тяжелым, > 1,0 г/см3 к сверхтяжелым. Разработка ПБ связывается с
большими трудностями, т.к. лишь небольшая часть месторождений разрабатывается открытым способом.
Запасы ТН оцениваются в 460 млрд.т., из которых до 65% приходится на месторождения нефтяного пояса Ориноко в Венесуэле. Нефтеносные пески третичного возраста здесь залегают на глубине 180-2100м, плотность нефти 0,94651,0217 г/ см3. Геологические ресурсы оцениваются в 170-300 млрд.т, извлекаемые 10-135 млрд.т при КИН на естественном режиме не более 0,1 и при тепловой обработке до 0,3.
Разработка месторождений ТН интенсивно развивается в США, Венесуэле и
Мексике, в настоящее время суммарная добыча ТН достигает 3-5% мировой.
Однако основная часть месторождений ТН не может разрабатываться без применения дорогостоящих методов воздействия и поэтому вряд ли можно ожидать
резкого увеличения добычи ТН в ближайшие десятилетия. Однако со всей очевидностью можно ожидать, что в ХХI столетии вопрос освоения месторождений
сверхтяжелых нефтей, природных битумов, угля, сланцев остро встанет на повестку дня.
Поисково-разведочные работы, специально направленные на ПБ, в стране
проводились в ограниченных объемах. Наибольшие объемы были проведены в
Волго-Уральской провинции, в основном на территории Татарстана, где с 70-х
гг. до настоящего времени более чем на 70 площадях, расположенных в пределах Западного склона Южно-Татарского свода, пробурено свыше 1600 специальных поисково-разведочных скважин на битумы, кроме этого более чем в
2850 структурных скважинах проводились попутные поиски битумов. В значительных объемах проведены промыслово-геофизические исследования, опробование и реже пробная эксплуатация скважин, литологические исследования коллекторов: на Мордово-Кармальском и Ашальчинском месторождениях проводится опытно-промышленная разработка битумов с помощью подземного горения и закачки пара.
Полигоном для испытаний многочисленных технологий воздействия на пласт
и способов добычи СВН является Мордово-Кармальской участок. Новые технологии предусматривают и бурение горизонтальных скважин. На Ашаль-чинском месторождении идет внедрение технологии парогравитационного дренирования.
Уже добыто более 200 тыс. т, а средний дебит на скважину составляет свыше
52 т/сут.
18
ОАО ЛУКОЙЛ уже серьезно занимается переходом от поверхностноподземного термошахтного метода добычи на Ярегском месторождении в Коми,
на технологию поверхностной разработки с помощью системы горизонтальных
паронагнетательных скважин. Весьма небольшой объем бурения на ПБ осуществлен в Восточной Сибири на Оленекском месторождении – 17 скважин с метражом 2,3 тыс.м. Кроме этого вопросы битумоносности попутно изучались при
поисково-разведочном и структурном бурении на нефть на ряде поднятий (Толбинская, Амгинская, Синская, Курейско-Летнинская зоны).
До последнего времени неоднозначным является вопрос о прогнозной оценке
ресурсов ПБ в целом по стране и ряду регионов. Для решения его в «ИГиРГИ»
была проведена дифференцированная оценка ресурсов ПБ для выбора первоочередных районов и объектов освоения. По данным «ИГиРГИ» суммарные ресурсы ПБ до глубин 500м в целом по стране оцениваются в 16,06 млрд.т., в т.ч. прогнозные 15.7 млрд.т. и запасы СI и С2 0,6 млрд.т. Выполненная дифференциация
показывает, что основная доля ресурсов – 82,6% приходится на породы с низким
битумосодержанием ( до 5% вес.), 12,2% на породы со средним битумосодержанием (5-10%) и только 5,2% на породы с высоким битумосодержанием (>10%).
Указанные требования учитывают высокую долю эксплуатационных расходов (до 70%) в общих затратах на добычу и переработку ПБ, минимальное битумосодержание не менее 6%. Удельные затраты на добычу 1т. ПБ тепловыми методами в США – 36,5 долл., в Канаде стоимость 1т «синтетической» нефти –
139-200 долл.
Что касается залежей высоковязкой нефти, то можно отметить следующее:
1. Теоретические и экспериментальные исследования позволили разделить
залежи нефти высокой вязкости на три категории в зависимости от величины
вязкости в пластовых условиях (ВВН-1 вязкость 50-200 мПа.с, ВВН-2 вязкость
200-1000 мПа.с., ВВН-3 вязкость 1000-10000 мПа.с).
2. Поддержание пластового давления при разработке залежей нефти высокой
вязкости путем закачки необработанной воды приводит к быстрому обводнению
эксплуатационных скважин нагнетаемой водой и, как следствие, к низким коэффициентам нефтеотдачи, в несколько раз ниже запроектированных.
3. Для залежей ВВН-2 и ВВН-3 может быть также рекомендован метод внутрипластового горения, который дает примерно те же коэффициенты конечной
нефтеотдачи, что и паротепловом воздействии, но является зачастую экономически не всегда приемлемым.
Есть все основания отнести мощную толщу протерозойских и нижнепалеозойских отложений к нетрадиционным источникам УВ Волго-Уральской НГП. Высокоамплитудные структуры в додевонском комплексе, что может способствовать открытию нового нефтегазового комплекса. В настоящее время добыча газа из глинистых сланцев (аргиллитов) производится только в США и Канаде.
Перспективными территориями на поиски сланцевого газа и сланцевой нефти
могут быть: Рифейские сланцы Московской и Мезенской сениклиз, АяноМайского прогиба, нижний и средней кембрии (иниканская свита) - аналог нефтематеринской толщи куонамского комплекса Восточной Сибири, сланцы кумекой свиты южного борта Западно-Кубанского прогиба (среднеэоценовый воз19
раст), Ахтырское поле сланцевых углеводородов, флшиойды и поднадвиговые
зоны Предуральского краевого прогиба, отложения силура и ордовика Калининградской области, баженовская свита Западной Сибири, доманиковые отложения верхнего девона, отложения нижнего карбона Волго-Урала, зоны грабеннобразных прогибов, палеовулканизма и проявление интрузивного магматизма.
К сожалению, исходный материал РОВ у нас изучен слабо. И говорить сегодня о
прогнозных ресурсах сланцевого газа и нефти преждевременно.
Инновационные нефтегазовые нанотехнологии (НГНТ) ОАО «ИГиРГИ» позволяют разрабатывать наноколлектора (средний радиус пор менее 100 нм), которые пока не имеют рентабельных технологий разработки. Примерами наноколлекторов являются плотные породы баженовской свиты Западной Сибири,
угольные и сланцевые пласты, породы фундамента. Так, в баженовской свите
средний радиус пор высокопроницаемой части углеводородного коллектора равен 4 микрометры, а низкопроницаемой части коллектора изменяется в диапазоне 7-25 нм. В угле метан находится в порах диаметром 10-100 нм, но особенно
много пор диаметром менее 10 нм. К настоящему времени выявлено более 400
случаев проявления нефти и газа в породах фундамента. Из известных углеводородных скоплений в фундаменте около 70 % приурочено к гранитоидам кристаллическими метаморфическим породам, более 12 %-концентрируется в вулканогенных образованиях, а остальные 18 %-в карбонатных породах и интрузивах. В общей сложности к магматическим кристаллическим породам относится
более 80 % разведанных в настоящее время запасов нефти в породах фундамента. Для освоения нефтегазовых месторождений в кристаллических породах фундамента необходимо вырабатывать научно обоснованный подход к рациональной разработке объектов с наноразмерными порами. Касаясь проблемы газогидрантов, следует отнести следующее:
На суше России выявлены такие газогидратные объекты, как Ямбургское и
Бованенковское ГКМ (реликтовые газогидраты, находящихся вне современной
зоны термодинамической стабильности газовых гидратов), Улан-Юряхинская
антиклиналь (стабильные гидраты), а также реликтовые газогидраты на Чукотке
и в Колымском крае.
Газогидратные месторождения в России распространены на северо-западе ее
европейской части, а также в Сибири и на Дальнем Востоке-на площади 2,4
млн.кв.км. Зоны гидратообразования в морях, омывающих территорию России,
распространены на площади 3,5 млн.кв.км. При оценке ресурсов метана в гидратосодержащих осадках Охотского моря площадь протяженности гидратосодержащей зоны оценивается в 100 тыс.кв. км, а ее мощность – в среднем 200 м.
Суммарные ресурсы метана в угольных пластах наших угольных бассейнов
оценивается в 45-50 трлн. м3, извлекаемая часть составляет около 50%. При добыче уже выделяется около 3 млрд. м3 метана, а используется не более 3% для
местной энергетики. Необходимо хотя бы решить задачу по использованию метана для полного обеспечения энергетикой всего угледобывающего процесса,
снижения аварийности на шахтах и уйти от пресловутой статистики: добыча 1
млн.т. угля – одна человеческая жизнь.
Для решения неотложных задач в области ресурсной базы требуется сформулировать минерально-сырьевую политику страны, придать ей статус закона и
20
образовать межведомственный проблемный совет. В основу этого документа
должна быть положена, прежде всего, энергосберегающая политика, основанная
на совершенствовании: структуры, экономики, развитии НТП, проведения широкомасштабных НИР, новых технологий.
ОСНОВНЫЕ ТИПЫ ФЛЮИДОВ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
О.Ю.Баталин, Н.Г.Вафина
ИПНГ РАН, Москва
Different scenarios for hydrocarbon field formation were considered. The process
begins with the generation of a hydrocarbon supercritical fluid, subsequent breakthrough to the group of the overlying strata, where the formation of the oil rim and the
gas cap takes place. The types of the reservoir fields are classified.
Рассмотрим, каким образом фазовые превращения, происходящие при образовании месторождений, изменяют состав и физико-химические свойства углеводородных флюидов, формируя их основные типы.
В процессе осадконакопления при достижении 90 0С из керогена начинают
генерироваться нефтяные компоненты. При дальнейшей повышении температуры они разбиваются на все более мелкие фрагменты, образуя газовые компоненты. Возникновение большого объема газа приводит к аномально высокому пластовому давлению. При давлении более 45-60 МПа возникает неограниченная
смешиваемость газовой и жидкой фаз. Это область сверхкритических флюидов.
По различным критериям, например, по положению критической точки [1], их
можно классифицировать как летучую нефть либо тяжелый газоконденсат,
однако, принципиальной границы между ними нет, разделение условно.
Увеличивающееся давление способно в определенный момент привести к
прорыву пород и осуществить впрыск сверхкритического флюида в вышележащие пласты (см. рис. A). Инъекция происходит до некоторого флюидоупора, который не может быть преодолен. Доказательством неоднократного инъекционного поступления флюидов в залежь служат известные факты наличия разных
уровней палео-ВНК.
Как известно, миграция нефтяных компонентов осуществляется в составе газового раствора. Сверхкритическая смесь является именно таким раствором, в
котором нефтяные и газовые компоненты перемешаны, образуя однофазную
систему. Пришедший в пласты B1-B3 (рис. B) сверхкритический флюид испытывает фазовое разделение [2]. Далее в нижней части пластов начинает формироваться нефтяная оторочка, над ней газовая шапка. Нефть, образовавшуюся в результате гравитационной сегрегации сверхкритического флюида будем называть
«первичной нефтью». На примере ряда месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа можно видеть, что в залежах ниже некоторого флюидоупора
имеются нефтяные оторочки, а выше него они отсутствуют. Это свидетельствует, что до данного барьера имел место инъекционный прорыв сверхкритического флюида.
21
Следует признать, что генезис нефтей, которые находят в породах фундамента, до сих пор остается дискуссионным. Не понятен конкретный источник углеводородов и форма миграции. Тем не менее, учитывая высокую преобразованность вмещающих пород, образование каверн, можно допустить, что и в этом
случае нефть сконденсировалась из восходящего флюидного потока.
Газоконденсат из газовой шапки пластов B1-B3 (рис. C) продолжит миграцию
наверх. В каждом из пластов, через которые он мигрирует, будет наблюдаться
конденсация жидкости, которую вслед за И.С.Старобинцем назовем «конденсационной нефтью». Газоконденсат, проходя пласты, будет последовательно облегчаться за счет выделения некоторой части тяжелых компонентов. Нефть, образовавшаяся за счет фазового разделения сверхкритического флюида и нефть,
выделившаяся из газоконденсата, отличается по свойствам: конденсационная
нефть существенно легче.
Если газоконденсат из газовых шапок проходит через пласты, в которых уже
есть первичная нефть (B1-B2), то конденсационная нефть смешивается с первичной нефтью. Получается «смешанная» нефть, компонентный состав которой
будет промежуточным между составом первичной и конденсационной нефти.
Двигаясь дальше, газоконденсат еще больше облегчается. В некоторый момент из него перестает выпадать жидкость, формируются газовые залежи (A1
рис. D).
На основе анализа месторождений Средней Азии, Украины, Западной Сибири И.С.Старобинец выявил основные типы нефтей [3]. Позднее, после рассмотрения месторождения северных районов Западной Сибири, их физикохимические характеристики были уточнены Н.Г.Жузе [4]. Описанные сценарии
формирования месторождений объясняют появление всех типов нефтей (пер22
вичной, конденсационной, смешанной, остаточной и деструкционной) выделенных И.С.Старобинцем и Н.Г.Жузе. Они образуются в результате вполне определенного процесса фазовых превращений углеводородного потока. Уточним генезис и конкретизируем свойства основных типов флюидов.
Первичная» нефть. По классификации И.С.Старобинца и Н.Г.Жузе это
нефть, которую находят в массивных нефтяных залежах. Плотность нефти 0.8384 г/см3, молекулярная масса 180-200. Наш анализ показывает, что данный тип
нефти получается в результате фазового разделения сверхкритического флюида,
пришедшего в пласт инъекционным способом.
Конденсационная нефть. Ее находят на глубинах 1000-3000 м. Плотность
нефти 0.78-83 г/см3, молекулярная масса, ориентировочно, 140-150. Выход
фракций при температурах до 2000С и до 3000С составляет 36-65% и 55-90%, соответственно. В залежах севера Западной Сибири содержатся линзовидные целики конденсационной нефти в газоконденсатной части пласта. Она также скапливается в верхней части нефтяных оторочек, формируя зону нефти, более легкой, чем нефть из основной части нефтяных оторочек.
Смешанная нефть получается путем смешения конденсационной нефти,
стекающей к ГНК, и первичной нефти нефтяных оторочек. В ней имеется двойной максимум в распределении алканов. Первый приходится на С9-С12, второй
на С15-С21. Выход фракций до 2000С и до 3000С составляет 25-40% и 40-60%, соответственно.
Остаточная нефть — это нефть, в которой по сравнений с «первичной»
потеряна часть наиболее легких фракций. Остаточный тип нефти характеризуется несколько большей плотностью (0.84-85 г/см3) и молекулярной массой (200230). Выход фракций при температурах до 2000С и до 3000С составляет 10-30%
и 30-60%, соответственно. И.С.Старобинец считает, что потеря возникает из-за
прохождения через залежь газового потока, в который испаряются легкие фракции нефти. Нам представляется, что генезис данного типа нефти связан с аномально высоким давлением в начальный период формирования залежи. Дело в
том, что фазовое разделение и гравитационная сегрегация могут произойти быстро, еще при аномально высоком давлении. В этом случае в газоконденсат перейдет большая доля легких фракций нефти. Затем газоконденсат уходит через
покрышку и уносит с собой легкие фракции. В итоге, при понижении давления
до гидростатического, нефть (пласты В1-В3, рис. C) будет характеризоваться пониженным содержанием легких фракций.
Деструкционный тип нефти образуется на больших глубинах (более 3500
м). Имеет малый выход низкотемпературных фракций (5-10% до 2000С и 15-30%
до 3000С) и высокое содержание смол и парафинов, до 35% и 9-15%,
соответственно. Плотность нефти составляет 0.85-0.9 г/см3. Данный тип был
обнаружен И.С.Старобинцем в нефтяных оторочках на месторождении Чемхана
в Ферганской долине на глубине 4700м. Его правильнее было бы называть
«глубинным асфальтосмолистым». В нашей модели его возникновение
связывается с моментом вхождении потока в двухфазную область, когда в
жидкую фазу выделяются тяжелые компоненты. Обычно образуются небольшие
залежи, что связано с относительно небольшим содержанием тяжелых
23
с относительно небольшим содержанием тяжелых компонентов в сверхкритическом флюиде.
К указанным типам нужно добавить высоковязкие нефти, которые залегают
на малых глубинах (плотность 880-920 кг/м3). Их образование связывают с биодеградацией.
Известно, что в непосредственной окрестности углеводородных залежей находят маломинерализованные воды. При высоких температурах и давлениях в
углеводородах растворяется значительное количество воды. Затем она конденсируется из восходящего углеводородоводного потока при достижении им зоны
пониженных температур.
Для проверки правильности приведенных представлений были выполнены
расчеты физико-химических свойств флюидов, которые подтвердили выявленные закономерности. Расчеты выполнялись на примере Уренгойского месторождения по методике, описанной в [5].
1. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и
газа. - М.: Грааль, 2002, 575 с.
2. Баталин О.Ю., Вафина Н.Г. Конденсационная модель образования залежей нефти
и газа - М.: Наука, 2008. 248 с.
3. Старобинец И. С. Газо-геохимические показатели нефтегазоносности и прогноз
состава углеводородных скоплений.– М.: Недра, 1986, 200 с.
4. Жузе Н.Г. Остаточная нефтенасыщенность залежей неокома Западной Сибири дополнительный источник УВ-сырья. Геология нефти и газа, 1989, №11, с.8-14.
5. Баталин О.Ю., Вафина Н.Г. Термодинамическое моделирование многопластовых
месторождений: фазовое разделение восходящих потоков. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2013, №3, с.41-46.
ПРИРОДНЫЕ И ТЕХНОГЕННЫЕ НАФТИДНЫЕ РАЗГРУЗКИ
И РАЗЛИВЫ И ИХ СЕДИМЕНТАЦИОННЫЕ ПРОИЗВОДНЫЕ
Г.А. Беленицкая
Всероссийский научно-исследовательский геологический институт
им. А.П. Карпинского (ВСЕГЕИ), Санкт-Петербург, ankudinovo@mail.ru
Analysis of the various ecological and sedimentation effects of modern natural and
technogenic accidental oil outflows discharges is given. The general sedimentation result of oil discharges is sediments rich in organic matter of "naphthogenic" nature. The
author considers these sediments as modern homologues of black shales.
Одним из основных литологических объектов – носителей разных типов
нетрадиционных ресурсов УВ являются высокоуглеродистые (черносланцевые,
s.l.) комплексы. Их главная особенность –– аномально высокие концентрации
ОВ. Изучению черных сланцев посвящено большое количество работ. Детально
изучена органическая составляющая. Однако многие стороны геологии остаются
слабо познанными. В наибольшей мере это касается строения, тектонических и
фациальных условий образования. Одну из причин мы видим в односторонней
разработке проблемы генезиса ОВ.
24
Ключевой вопрос генезиса – причины «внезапных» появлений (а затем – исчезновений) аномальных концентраций ОВ – является и наиболее спорным. Существуют две основные группы решений. Представители одной, традиционной,
объясняют массовое накопление ОВ оптимальным сочетанием благоприятных
глобальных и региональных факторов (эвстатических, гидрологических, климатических и др.), определяющих вспышки продуктивности «нормальнобассейновых» биоценозов, а возникающее в итоге «перепроизводство» биомасс
считают причиной эвтрофикации, аноксидных обстановок, гибели организмов и
захоронения ОВ в осадках. Представители альтернативного направления главным
фактором считают стрессовые воздействия разгрузок восходящих флюидов, резко нарушающих экологический баланс, вызывая гибель бассейновых биоценозов
и вспышки развития цианобактериальных сообществ. В этой группе наиболее известна «урановая» модель С.Г.Неручева [2007], в которой акцент делается на поступления урана и других металлов. В другой «нафтидной» модели
(Г.А.Беленицкая, Е.М.Поплавко, Р.П.Готтих, Б.И.Писоцкий, Б.М.Валяев,
А.А.Маракушев) определяющая роль отводится поступлению УВ, часто металлоносных. К обоснованию этой модели мы привлекли информацию о современных
природных УВ-разгрузках и об их техногенных аналогах.
В современных естественно-природные УВ-разгрузках участвуют нефтяные УВ, газы, нефтяные воды, а также их смеси, широко варьирующие по составу, температуре, генезису и т.д. За последние десятилетия знания о разных типах
таких разгрузок – их масштабах, распространенности и седиментационных следствиях – существенно расширились, чему особенно способствовали итоги международных морских исследований. С очагами УВ-разгрузок на поверхности
морского дна и в верхнем слое подстилающих осадков повсеместно ассоциируют биоценотические и минерально-геохимические «производные» (G.Aloisi,
C.Pierre, M.Peterson, К.0lу, S.Lance, M.Sibuet, S.Ritger, M.Hovland, Л.Лобье,
А.Ю.Леин, М.К.Иванов, Е.Ф.Шнюков и мн. др.). Спектр производных весьма
разнообразен. Наиболее общим их звеном являются циано-бактериальные сообщества, которые во многом обеспечивают переработку УВ-компонентов, их
утилизацию и накопление в осадках органо-минеральных масс. Основой таких
сообществ являются хемосинтетические и метанотрофные микроорганизмы,
способные потреблять УВ-компоненты по сути любого состава, переводя в формы, доступные для использования другими организмами. В осадках они образуют циано-бактериальные слои-маты, пленочные тела, разномасштабные биохемогенные и криптобиогенные постройки, корковые, конкреционные, воронкообразные и т.п. выделения. Их важнейший «сквозной» компонент – органическое
(углеродистое) вещество. Кроме того, в их сложении участвуют разные минеральные виды: карбонаты, фосфаты, сульфиды, сульфаты, кремнистые минералы, глауконит и другие минералы, состав которых определяется макро- и микрокомпонентным составом УВ-содержащих флюидов.
Анализ следствий техногенных разливов УВ-содержащих флюидов – нефтей, газов, сточных «нефтяных» вод – вносит весомый вклад в освещение проблемы поведения УВ в природной водной среде и их воздействия на экологические и седиментационные системы. Особенно познавательны результаты иссле25
дований аварийных нефтяных разливов (А. Нельсон-Смит, С.А. Патин, И.А. Немировская и др.), которые фиксируют геологически мгновенные картины «нафтогенных» событий и могут служить их моделями. В ряде работ нами была дана
оценка аварийных разливов нефти как аналогов природных очагов УВ-разгрузок
с обширными ореолами, образованными различными продуктами физикохимического распада УВ [Беленицкая, 2010]. Систематизированы отвечающие
ореолам экстремальные биоценозы, в которых гибель и захоронение доаварийных нормально-бассейновых сообществ сочетается со взрывом продуктивности
альго-циано-бактериальных биоценозов. Именно последние доминируют в сообществах, утилизирующих нефтепродукты, образуя значительную часть захораниваемого ОВ.
Сравнительный анализ биоценотических и седиментационных эффектов
природных и техногенных УВ-разгрузок-разливов показал их принципиальное
сходство и позволил более полно охарактеризовать седиментационные следствия УВ-разгрузок, локализованные в слойках, обогащенных ОВ и аутигенными
минералами флюидогенной природы. Если природные разгрузки в большей мере
характеризуют придонные приочаговые проявления, то аварийные разливы –
приповерхностные эффекты от разливов. Вместе они дают более полную картину нафтогенных следствий.
Одно из основных экологических следствий УВ-разгрузок-разливов – взрыв
продуктивности альго-циано-бактериальных биоценозов – доминантов сообществ, утилизирующих УВ-продукты. Ликвидация значительной части УВ и накопление микробной биомассы – ключевые процессы, в которых микроорганизмы служат биологическим инструментом перевода «неживых» форм углерода
нефти в биологические «живые».
Главный седиментационный итог УВ-разгрузок-разливов – тонкий слоек
темных отложений с повышенным содержанием ОВ, илистых в глубоководных
обстановках и более грубозернистых в прибрежных. Его характерные черты: однородное, неравномерно комковатое или хлопьевидное сложение, наличие нефтяных сгустков, пленок, пропитки и обволакиваний частиц, резкие ограничения,
субгоризонтальное залегание и прерывисто-региональное распространение. В
составе ОВ преобладают две структурно-морфологические разновидности: 1)
относительно гомогенная органическая (органо-глинистая) масса – клеточномикробная альго-циано-бактериальная и коллоидальная «бесструктурная» с разным количеством остаточных продуктов деградации УВ; 2) форменные макроэлементы, рассеянные или образующие разные типы скоплений: нефтяные «агрегаты» (сгустки остаточной нефти, выделения твердых битумов) и органогенные образования (пропитанные УВ захоронения доаварийных биоценозов). В
основании слойка рассеяны разнообразные биоминеральные тела и мелкие органогенные постройки, многие из которых фиксируют подводящие каналы и устья
очагов разгрузки.
Нафтогеннная природа захораниваемого ОВ проявляется и в ряде его макро-,
микро- и нанохарактеристик ОВ (повышенные содержания липидов, УВ, водорода, изотопный состав углерода и др.) [Беленицкая, 2010].
26
Высокоуглеродистые илистые осадки – не единственный (хотя и основной и
наиболее характерный) тип нафтогенных отложений. В разных седиментационных обстановках возникает комплекс других одновозрастных нафтогенных образований – производных физико-химической деградации и биотрансформации
УВ-флюидов (рисунок). Обычно они имеют более ограниченное распространение, возрастающее в прибрежных областях.
Рис. Соотношение зональности распределения продуктов распада нефти (черные стрелки – основные направления перемещения нефти и продуктов ее распада) и высокоуглеродистых нафтогенных образований в осадках (надписи под профилем). Сост. Г.А. Беленицкая
1 – водоем; 2 – 7 – преобладающие типы «фоновых» отложений и биоценозов: 2 – глинистые, 3 – песчано-глинистые и глинисто-песчаные, 4 – песчаные и песчано-гравийные,
5 – рифогенные, 6 – мелководные бентосные фито- и зооценозы (ракушняково-губковокораллово-водорослевые заросли, «луга»), 7– прибрежные строматолитовые; 8 – ориентировочные границы между разными видами ореолов распространения продуктов распада нефти; 9 – основные области распространения разных видов нафтогенных высокоуглеродистых образований в осадках
Среди биоминеральных аутигенных новообразований, сопутствующих ОВ в
нафтогенном слойке (и частично в его субстрате), преобладают карбонаты и
сульфиды. Их возникновение в большой мере связано с газовыми производными
полного распада УВ (CO2, H2S и др.) и с ионно-солевыми составляющими сопутствующих «нефтяных» вод. Микрогеохимическая специализация осадков –
обогащение их тяжелыми металлами и другими микроэлементами – зависит от
микроспециализации как УВ, так и, особенно, сопровождающих их попутных
«нефтяных» вод (Ю.И. Пиковский и др.).
Сравнительный анализ седиментационных особенностей современных производных природных и техногенных УВ-разгрузок с важнейшими характеристиками природных высокоуглеродистых комплексов геологического прошлого посвящено второе наше сообщение.
Работа выполнена при поддержке РФФИ (грант 10-05-00555-а).
27
Беленицкая Г.А. Последствия нефтяных катастроф глазами седиментолога. Природа.
2010. №2. С. 25-34.
Неручев С.Г. Уран и жизнь в истории Земли. 2-е изд. СПб.: ВНИГРИ, 2007. 328 с.
ВЫСОКОУГЛЕРОДИСТЫЕ КОМПЛЕКСЫ КАК ПРОИЗВОДНЫЕ
НАФТИДНЫХ ПАЛЕОРАЗГРУЗОК И НЕКОТОРЫЕ ПРОБЛЕМЫ
СЛАНЦЕВЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ
Г.А. Беленицкая
Всероссийский научно-исследовательский геологический институт
им. А.П. Карпинского (ВСЕГЕИ), г. Санкт-Петербург, ankudinovo@mail.ru
The author develops the «naphthogenic» model of high-carbon complexes origin as
a result of large-scale hydrocarbons natural paleoreliefs in sedimentary basins. It is
shown that «naphthogenic» model can serve as a tool in understanding the structure of
high-carbon complexes as carriers of unconventional oil and gas resources – oil (kerogen) shales nd tight rocks.
В первом сообщении, помещенном в этом сборнике, мы рассмотрели эколого-седиментационные производные современных природных и техногенных УВразгрузок-разливов и характерные для них макро- и микросвойства, обязанные
нафтогенной природе. Хотя их общее сходство с черносланцевыми комплексами
геологического прошлого достаточно очевидно, обсудим несколько подробнее
сопоставимость типичных показателей тех и других, а также вопрос о наличии
геологических предпосылок для масштабных УВ-палеоразгрузок – необходимого условия реализации нафтогенной модели.
Черносланцевые комплексы осадочных разрезов обладают набором типоморфных признаков и аномальных макро- и микросвойств, неоднократно обсуждавшихся в публикациях [Юдович, 1988; Неручев, 2007; Беленицкая, 2010,
2011; и мн. др.]. Главные из них: резко повышенные содержания ОВ; преобладание в микрокомпонентном сложении ОВ гомогенных масс (альго-цианобактериальных и/или бесструктурных, изотропных); бедность и однообразие
таксономического состава макро- и мезобиот с контрастным переходом от «досланцевых» нормально-бассейновых сообществ к «сланцевым» микробным, нередко подчеркнутым пограничными захоронениями; резкий возврат от сланцевых сообществ к исходным, лишь несколько измененным; обогащенность различными мезо- и микроэлементами и аномально высокая металлоносность и углеводородная продуктивность (горючесланцевая и нефтегазовая); тонкая горизонтальная слойчатость до листоватости; согласованность появления, а затем
исчезновения специфических признаков; широкое региональное распространение при выдержанности границ и сравнительно ограниченной мощности пачек и
горизонтов; распространенность среди отложений практически с любыми фациальными, климатическими и физико-химическими характеристиками и др.
Для всех этих особенностей природных черносланцевых комплексов обнаруживается сходство, а порой и идентичность с эколого-седиментационными
28
показателями современных природных и техногенных нафтогенных осадов. При
этом каждый нафтогенный слоек выступает как проявление единичного импульса интенсивной разгрузки, то результирующая слойчатость осадка – как проявление множественности таких импульсов, как фиксатор режима разгрузок, ответственного за тонкую слойчатость черносланцевых комплексов. Намечается
разнообразие литологических типов высокоуглеродистых отложений прошлого,
сопоставимых с нафтогенными образованиями разных фациальных зон.
Все это позволяет более уверенно рассматривать современные нафтогенные
осадки (природные и техногенные) как возможные гомологи высокоуглеродистых отложений геологического прошлого, а поступления УВ-флюидов – как
фактор, способный вызвать их накопление.
Одним из важных положений модели, требующих обоснования, является наличие геологических предпосылок и свидетельств осуществления в седиментационные палеобассейны масштабных УВ-разгрузок, отвечающих за накопление
нафтогенных осадков. Для их реализации необходимы, как минимум, два условия. Во-первых, существование в период осадконакопления в недрах мощных
источников УВ. В качестве таковых можно рассматривать: разрушаемые залежи
УВ; погребенные более древние, в том числе докембрийские высокоуглеродистые комплексы, способные генерировать УВ; собственно эндогенные глубинные источники. Во-вторых, проявления импульсов тектонической активности,
активизировавших эти источники, вызывая интенсивную эмиграцию, перетоки и
масштабные разгрузки УВ в бассейн седиментации. Преобладают два главных
механизма разрушения нефтегазоности недр, сопряженных с двумя видами геодинамических режимов: 1) сжатие (раздавливание, выдавливание); 2) растяжение, глубокий разрыв литосферы и ее дренирование. Во всех случаях результатом является мощный эмиграционный поток УВ в сторону более низких давлений по зонам нарушений и трещиноватости, по тектоническим срывам, возможно, по восстанию проницаемых пластов. Большое количество фактов свидетельствует о синхронности и сопряженности процессов накопления черных сланцев
с импульсами тектогенеза и активной эмиграции УВ, что является веским доводом в пользу вероятности их участия в отложении черных сланцев и в пользу
нафтогенной модели в целом. Грандиозность масштабов былых эмиграций УВ
подтверждают балансовые оценки масштабов высвобождения УВ, неоднократно
проводившиеся с использованием разных показателей (Н.В.Лопатин,
С.Г.Неручев, А.В.Сидоренко, Св.А.Сидоренко, Г.И.Войтов, М.В.Иванов, А.Ю.
Леин, Б.М.Валяев и др.).
Региональный анализ черных сланцев как вероятных древних гомологов современных нафтогенных осадков был выполнен для ряда регионов, наиболее детально – для Балтийского палеобассейна, ставшего эталонным объектом [Беленицкая, 2011]. Проведены комплексные исследования кембро-ордовикских отложений. Изучены два уровня высокоуглеродистых образований: диктионемовых и кукерситов. Для тех и других прослежены интенсивные и тесно взаимосвязанные минерало-геохимические, биотические, структурно-морфологические
и изотопные аномалии с признаками воздействия былых УВ-разгрузок. Установлена корреляция времени накопления с интервалами повышенной тектони29
ческой активности в обрамлениях и фундаменте палеобассейна. Прослежено наследование рудно-геохимической специализации черносланцевых комплексов
от комплексов фундамента. Все это позволяет более уверенно связывать возникновение этих образований с импульсами интенсивности восходящей разгрузки
флюидов, обогащенных УВ и микроэлементами. Сходные признаки и зависимости прослежены для углеродистых образований и ряда других регионов России.
Вариации характеристик черных сланцев разных стратиграфических уровней и
разных регионов отражают (наряду с особенностями бассейновых палеообстановок) фазовые и геохимические различия УВ-содержащих флюидов.
Принципиально близкие убедительные результаты получены Р.П.Готтих и
Б.И.Писоцким [2006] в ходе детальных литолого-геохимичнских исследований
доманиковых отложений Волго-Уральского региона.
Итоги анализа подтверждают вероятность участия глубинных УВ-разгрузок и
нафтогенных процессов в формировании углеродистых комплексов, что расширяет возможности познания как этих комплексов, так и самих палеоразгрузок.
Введение в анализ фактора УВ-разгрузок позволяет рассматривать их разнообразные производные как единую систему участников флюидно-нафтидных воздействий на фоновый седиментогенез. С этих позиций становятся более понятными некоторые важные особенности внутреннего устройства этой системы и ее
внешних связей. В том числе: четкая стратификация углеродистых отложений и
самого углеродистого вещества; трансфациальный и трансклиматический характер их распространения; закономерные сочетания производных локализованных
разгрузок (приочаговых органо-минеральных образований, в том числе приразломных) со стратифицированными производными поверхностных и придонных
разливов; разнообразие литологических типов одновозрастных углеродистых
комплексов; аутигенные минеральные парагенезы, сопутствующие ОВ; различные неоднородности состава и строения – минерально-геохимические, биогенные, структурно-текстурные, пространственные; соотношение органоминеральных составляющих с фоновыми отложениями; тесная сопряженность
аномальных (нафтогенных) и нормально-бассейновых биоценозов и др.
Все это может служить инструментом познания геологической природы и
внутреннего устройства высокоуглеродистых образований – носителей разных
типов нетрадиционных ресурсов нефти и газа. В наибольшей мере это касается
сланцевых плеев – нефтяных сланцев и низкопроницаемых (tight) пород. Особенно значима возможность раскрытия закономерностей латерального и вертикального строения этих комплексов, их структурно-вещественных неоднородностей и распределения ОВ.
Принятие нафтогенной модели может способствовать изучению природы и
самих УВ-разгрузок и расшифрофке их возможных источников. В частности,
модель предполагает наличие в ОВ черных сланцев генетических меток двух
типов. Во-первых, биогенных, локализованных как в цианобактериальных «утилизаторах» нафтидов, так и во всех других группах захороненных макро- и микробиоценозов. С этих позиций наличие в ОВ биогенных маркеров, будучи закономерным следствием его генезиса, перестает быть аргументом в пользу «чисто» биогенного происхождения. Во-вторых, меток абиогенных, сосредоточенных
30
(сохраненных) в большей мере в остаточных УВ-продуктах разгрузок, избежавших биодеградации и полной биогенной трансформации. Именно последние в
максимальной степени могут способствовать раскрытию глубинных источников
УВ-разгрузок, ответственных за образование как ОВ нафтидных осадков, так и
за их металлоносность. В изучении биогенных маркеров к настоящему времени
достигнуты высокие результаты. Проблема же глубинных меток в ОВ черных
сланцев только ставится, хотя на пути ее решения уже получены важные результаты (Ю.Д.Пушкарев, Р.П.Готтих, Б.И.Писоцкий, А.А.Маракушев, Б.М.Валяев).
Нафтидная модель ориентирует на дифференцированный подход к выбору материала для поиска индикаторов источников поступления УВ и меток их генезиса как в составе ОВ, так и в сопутствующих минерально-геохимических образованиях.
Работа выполнена при поддержке РФФИ (грант 10-05-00555-а).
1. Беленицкая Г.А. Аварийные разливы нефти как модель черносланцевых событий
геологического прошлого. Рег. геол. и металлогения. 2010. №42. С.17-33.
2. Беленицкая Г.А. Роль глубинных флюидов в осадочном породо- и рудообразовании //
Дегазация Земли и генезис нефтегазовых месторождений. М.: ГЕОС, 2011. С.143-188.
3. Готтих Р.П., Писоцкий Б.И. К вопросу о формировании нефтематеринских толщ.
Георесурсы. 2006. №4. С.6-10.
4. Неручев С.Г. Уран и жизнь в истории Земли. 2-е изд. СПб.: ВНИГРИ, 2007. 328с.
5. Юдович Я.Э., Кетрис М.П. Геохимия черных сланцев. Л.: Наука, 1988. 272с.
МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА КИСЛОТНОГО РАСТВОРЕНИЯ КАРБОНАТНОЙ ПОРОДЫ ПРИ ФИЛЬТРАЦИИ САМООТКЛОНЯЮЩЕЙСЯ
КИСЛОТНОЙ СИСТЕМЫ
Г.Т.Булгакова, А.В.Пестриков, М.Н.Кравченко
ОАО «НК «Роснефть», г. Москва, Российская Федерация
РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, Российская Федерация
Abstract. A self-diverting acid (SDA) based on special surfactants has been used
recently for stimulation treatments in carbonate formations. The decrease of acid concentration during the spending process viscosifies the fluid by the transformation of
micelles from spherical to entangled cylindrical micellar structures while SDA penetrating the carbonate rock. We developed the semi-empirical rheological and continuum model to describe reactive dissolution of carbonates by SDA and used it to analyze acidizing process in single core set-ups.
Аннотация. Применение самоотклоняющихся кислотных систем (СКС) на
основе специализированных поверхностно-активных веществ (ПАВ) является
перспективным направлением повышения эффективности кислотных обработок
скважин в карбонатных коллекторах нефти и газа. Кислотное растворение карбонатной породы сопровождается локальными изменениями вязкости СКС
31
вследствие преобразования входящих в состав СКС сферических мицелл ПАВ в
цилиндрические мицелярные структуры. Механизм преобразования регулируется процессами снижения концентрации соляной кислоты по мере ее реакции с
карбонатной породой и повышения минерализации системы. Эффект локального увеличения вязкости СКС в процессе кислотной обработки в масштабе пор и
на уровне отдельных пропластков пласта обеспечивает гидродинамическое отклонение еще не прореагировавших объемов СКС в менее проницаемые интервалы пласта. Это позволяет достичь выравнивания профиля кислотного растворения и увеличения эффективности обработки в целом. После завершения обработки вязкость уже прореагировавшей СКС снижается до практически исходного значения вследствие разрушения цилиндрических мицелярных структур ПАВ
при контакте с пластовыми углеводородами, что обеспечивает минимальное остаточное повреждение пласта закаченными реагентами.
Целью настоящей работы является математическое моделирование процесса
фильтрации и реакции СКС в карбонатной породе с учетом экспериментально
выявленных реологических особенностей СКС.
В рамках работы изучены основные факторы, влияющие на реологию СКС.
Проведена серия лабораторных экспериментов на ротационном вискозиметре с
целью определения зависимости кажущейся вязкости СКС от текущей концентрации соляной кислоты и скорости сдвига. Результаты экспериментов обобщены в виде полуэмпирической реологической модели СКС.
С целью изучения особенностей фильтрации СКС в пористой среде выполнены фильтрационные исследования на образцах керна карбонатной породы на
лабораторной установке в характерных пластовых условиях по давлению и температуре. Эксперименты выполнены для разных значений постоянного в течение отдельного эксперимента расхода закачки СКС. В ходе экспериментов наблюдался устойчивый рост градиента давления в результате увеличения вязкости СКС при изменении концентрации соляной кислоты в процессе химической
реакции. Получена немонотонная зависимость объема сквозного прорыва СКС
от расхода закачки. Характер зависимости подтверждает существование минимального значения объема СКС, необходимого для сквозного растворения керна, что соответствует максимальной эффективности процесса.
На основе экспериментов построена математическая модель кислотного растворения карбонатной породы при фильтрации СКС с учетом особенностей выявленных реологических зависимостей. Адекватность модели реальному физическому процессу подтверждена сопоставлением расчетных значений градиента
давления с экспериментальными данными.
Ключевые слова: карбонатный коллектор, кислотная стимуляция, самоотклоняющиеся кислотные системы, вязкоупругие ПАВ, экспериментальные исследования, математическое моделирование.
Keywords: carbonate formations, acid stimulation, self diverting-acid based on
viscoelastic surfactant, experiments, mathematical modeling.
32
ОБЗОР МЕТОДИК ОЦЕНКИ КОЛИЧЕСТВЕННОГО СОДЕРЖАНИЯ
ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА В НЕФТЕГАЗОМАТЕРИНСКИХ
ОТЛОЖЕНИЯХ ПО ДАННЫМ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ
СКВАЖИН
И.О. Бурханова, Н.А. Скибицкая
Институт проблем нефти и газа РАН, г. Москва, ул. Губкина, д. 3
This review includes theoretical basis and international and Russian practices of oil
source rock organic matter evaluation by well-logging data.
Современная тенденция ухудшения структуры запасов углеводородов заставляет специалистов нефтегазовой отрасли обратить свое внимание на проблемы
изучения нетрадиционных источников углеводородного сырья. К нетрадиционным относят ресурсы высоковязких нефтей, битумов, газогидратов, сланцевого
газа, сланцевой нефти, органического вещества нефтегазоматеринских толщ, газа
угольных месторождений, водорастворенные газы, газы плотных коллекторов.
Для оценки ресурсов нетрадиционных скоплений углеводородов необходимо определить содержание углеводородов (УВ) в породе и распределение их в залежи.
В этой связи одной из главных является задача разработки методики оценки количественного содержания УВ в нетрадиционных залежах по данным геофизических исследований скважин (ГИС).
Сегодня наблюдается интенсивное вовлечение в разработку нефтегазоматеринских толщ: баженовской свиты Западной Сибири, сланцевых плеев США и др.
(U.S. Energy Information Administration, 2013), которые отличаются от традиционных залежей углеводородов, в частности, высоким содержанием органического
вещества (ОВ). Основными компонентами ОВ являются битумоиды и кероген –
соответственно растворимая и нерастворимая в органических растворителях его
части. Углеводородными ресурсами органического вещества являются: легкие
компоненты битумоидов (масла, легкие смолы); связанные (сорбированные) битумоидами газ и нефть; связанный (сорбированный) керогеном газ; синтетические
углеводороды, получаемые в результате пиролиза керогена. Безусловно, для оценок ресурсного потенциала органического вещества породы, помимо его количества, необходимы также данные физико-химических исследований по сорбции газообразных и жидких УВ каждым из компонентов ОВ (нерастворимого органического полимера - керогена, битумоидов – масел, смол бензольных и спиртобензольных, асфальтенов, твердых парафинов), а также результаты пиролитических исследований.
По своим физическим свойствам кероген и битумоиды нефтегазоматеринских толщ во многом схожи с гипергенными битумами. Присутствие органического вещества в горных породах существенно влияет на показания промысловых геофизических методов:
1. Электрические методы. Битумоды и кероген препятствуют проникновению фильтрата бурового раствора в породу, в результате чего в пласте не формируется зона проникновения, и его сопротивление, в отличие от газо- и нефтенасыщенных пород-коллекторов, остается неизменно высоким; кроме того, час33
то в нефтегазоматеринских толщах практически отсутствует остаточное водонасыщение;
2. Нейтронные методы. Высокий водородный индекс битумоидов (около 0,6)
и керогена (около 0,8) сказывается на показаниях нейтронных методов (НМ);
3. Акустические методы. Низкая акустическая жесткость ОВ отражается на
кривых акустического каротажа (АК);
4. Радиоактивные методы. Часто органическое вещество характеризуются
высокой концентрацией урана, в связи с чем содержащие ОВ породы выделяют
по аномалиям интегральной (ГК) и спектральной модификациям гаммакаротажа (ГК-С); низкая плотность органического вещества обуславливает занижение показаний гамма-гамма-плотностного каротажа (ГГКп);
5. Ядерно-магнитный метод. Из-за неподвижности керогена, также как и гипергенных битумов, в пластовых условиях происходит занижение водородосодержания, определенного по данным ядерно-магнитного томографического каротажа (ЯМТК), по сравнению с суммарным водородосодержанием породы
(НМ).
Схожесть геофизических свойств ОВ нефтегазоматеринских толщ и гипергенных битумов позволяет использовать приемы, опробованные на месторождениях битумов, для разработки методик оценки количественного содержания органического вещества (Кбит, Ккер). Считается, что надежные (универсальные)
способы определения коэффициента битумосодержания Кбит пород геофизическими методами пока не разработаны. Часто методики оценки Кбит разрабатываются для конкретных объектов и не применимы для других месторождений.
Значительная часть запасов природных битумов сосредоточена в недрах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции на территории республики Татарстан.
Систематические работы по изучению природных битумов начались здесь с 1970
года. В этой связи большинство методик оценки битуминозности пород основано на
материалах, полученных при исследовании месторождений Татарстана.
Наиболее перспективными здесь считаются терригенные отложения уфимского яруса. Особенностями данного разреза являются низкая минерализация
пластовых вод и отсутствие проникновения фильтрата бурового раствора в интервалы битумонасыщенных коллекторов. Также важным отличием битумных
месторождений от нефтяных является наличие внутри битумных залежей водонасыщенных прослоев. Данные обстоятельства предопределили возможность
использования волнового диэлектрического каротажа (ВДК) для количественной оценки коэффициента битумонасыщенности. Ю.П. Кадысевым с соавторами
(1977 г.) была получена линейная зависимость диэлектрической проницаемости
пород от объемной водонасыщенности, которая позволила оценивать Кбит при
имеющихся определениях коэффициентов пористости. Для уфимских отложений также получены зависимости, позволяющие оценивать коэффициенты битумонасыщенности по данным электрометрии (Ю.П. Кадысев, А.И. Томашевская , 1981 г.; Р.С. Хисамов и др., 2007 г.).
Сотрудниками кафедры ГИС РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Д.А.
Кожевников, Н.Е. Лазуткина, Г.А. Петров, Т.Ф. Соколова, 2001 г.) была усовершенствована методика выделения битумонасыщенных интервалов и оценки
коллекторских свойств уфимских отложений Татарстана. Были применены ме34
тоды адаптивной интерпретации данных нейтронного метода, а также использовано интерпретационно-алгоритмическое обеспечение гамма-метода. Разделение коллекторов по насыщению было осуществлено с помощью классификации
пластов по совокупности геофизических данных и петрофизических параметров
(методика КОБО – классификация объектов без обучения, автор Е.А. Нейман).
Показаны возможности ГК-С для определения содержания кварца, полевых
шпатов, гидрослюды и коэффициента пористости.
Для продуктивных отложений Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения выявлены закономерности изменения массового содержания битумоидов в породах с ростом коэффициента пористости для разных стратиграфических подразделений (Н.А. Скибицкая, М.А. Политыкина и др., 2003 г.). Для
нижнепермских отложений Оренбургского НГКМ была разработана методика
оценки относительной концентрации битумоидов, или иначе высокомолекулярных компонентов залежей углеводородов (ВМК), по данным электрометрии и
интегрального гамма-каротажа (И.О. Бурханова, 2012 г.). Отмечается, что оценка содержания ВМК по данным ГК возможна только в породах сакмарского репера, который выделяется среди вмещающих пород высокой гаммаактивностью, в основном за счет урановой компоненты. Рекомендовано использовать данные по гамма-активности пластов в абсолютных величинах, приведенных к единицам уранового эквивалента.
В связи с тем, что в гипергенных битумах (как и в керогене) релаксация протонов заканчивается до начала измерения и не вносит вклад в амплитуду сигнала ЯМТК, в пластах, содержащих ОВ, наблюдается разность суммарного водородосодержания, определенного по НМ, и пористости по данным ядерномагнитного томографического каротажа. Эта и аналогичная закономерность,
только при комплексировании ГГКп и ЯМТК, в России была выявлена при изучении битуминозных пород специалистами ООО «Нефтегазгеофизика». В Лаборатории проблем освоения нетрадиционных ресурсов углеводородного сырья
ИПНГ РАН была установлена связь между количеством жидких углеводородов,
сорбированных высокомолекулярными битумоидными компонентами Оренбургского НГКМ, и параметром ЯМТК, именуемым как «пористость глин»
(медленная компонента на спектрах времени поперечной релаксации протонов).
Таким образом, на кривых ЯМТК битумоиды, в случае их набухания в УВ, проявляются аналогично вязким нефтям (Бурханова И.О., 2012 г.).
Подходы к оценке содержания керогена в нефтегазоматеринских породах во
многом схожи с вышеописанными. Однако, помимо содержания, важно также
определить тип керогена, а также степень его зрелости (метаморфизма, преобразованности).
Наиболее известные способы оценки количества керогена в породах основаны на анализе величин естественной интегральной и спектральной гаммаактивностям (Iγ). Связи показаний ГК с содержанием керогена в породах баженовской свиты были получены научными коллективами Западной Сибири (В.П.
Сонич, Ф.Я. Боркун, 1985 г.; И.И. Нестеров, Б.Н. Пьянков, 1986 г.). Разделение
пород баженовской свиты на три группы пород с разным составом керогена
(преимущественно сапропелевого, смешанного гумусово-сапропелевого, гумусового типов) позволили коллективу авторов РГУ нефти и газа им. И.М. Губки35
на (Б.Ю. Вендельштейн, Н.В. Царева, В.А. Костерина и др., 2001 г.) получить
более тесные связи Iγ = f (Ккер). Эмпирические связи содержания твердого органического вещества и глинистых минералов с показаниями ГК для семи литологических типов пород баженовской свиты Сургутского свода были предложены
В.В. Хабаровым (1980 г.). Тем не менее, по признанию самих авторов и других
исследователей, использование таких зависимостей для отложений баженовской
показало их невысокую эффективность. Подобный отрицательный опыт применения связей Iγ = f (Ккер) зарубежным исследователям показал, что такой подход
приводит к занижению содержания керогена (J.W. Schmoker, 1981 г.).
Применение спектрометрического гамма-каротажа обосновано способностью
органического вещества накапливать уран. Однако, как было показано многими
авторами, концентрация урана в ОВ не является постоянной величиной. По этой
причине связи концентрации урана и органического вещества в породе индивидуальны не только для конкретных месторождений, но и для литологических
типов пород внутри месторождения. Однако, устойчивые связи концентрации
урана с содержанием Сорг, а также концентраций тория и калия с количеством
глинистых минералов, позволили оценить коэффициенты пористости пород баженовской свиты Сургутского свода без выделения литологических типов (Г.А.
Калмыков, 2006 г.).
Для выделения зон с высокой концентрацией ОВ и оценки его количества
используют данные ГГКп и АК, основываясь на физических свойствах органического вещества – низкой плотности и низкой акустической жесткости. В
диссертации Н.С. Балушкиной (2012 г.) было подтверждено, что на прочностные
свойства пород прямое влияние оказывает содержание ОВ. Ввиду низкой механической прочности органического вещества, при прочих равных условиях, чем
больше содержание в породе ОВ, тем ниже предел её прочности. Так, согласно
выводам специалистов ОАО «ВНИИнефть», залежи нефти в нижнемайкопских
отложениях Восточного Предкавказья, включающих хадумскую и баталпашинскую свиты олигоценового отдела, пустотное пространство в которых формируется в результате преобразования органического вещества и глинистых минералов, приурочены к аномально разуплотненным горизонтам (С.Б. Денисов, И.В.
Евдокимов, Е.М. Котельникова, 2011 г.). С этим суждением согласуются результаты, представленные в диссертации С.А. Дудаева (2012 г.), посвященной повышению эффективности геолого-геофизических методов поисков, изучения и
освоения нетрадиционных глинистых коллекторов Предкавказья – хадумитов.
Более эффективными являются методики комплексирования двух методов
ГИС с привлечением априорной информации о составе вмещающих отложений,
а также предусматривающие типизацию разреза на породы с различными свойствами. Для отложений баженовской свиты коллективом авторов кафедры Геофизических информационных систем РГУ НГ им. И.М. Губкина (В.А. Костерина, Т.Ф. Соколова, О.Г. Никифорова, 2009 г.) предложена палетка для определения содержания керогена (органического вещества), глинистого материала и
коэффициентов общей пористости нефтематеринских пород по комплексу
гамма-гамма-плотностного и двухзондовой модификации нейтрон-нейтронного
методов. Такая палетка учитывает различие свойств силикатных и карбонатных
пород баженовской свиты. При построении палетки учитывалась априорная ин36
род баженовской свиты. При построении палетки учитывалась априорная информация о существовании обратной зависимости между содержанием глинистого и органического вещества (В.П. Сонич, Ф.Я. Боркун, 1985 г.). Тем не менее, подобные априорные зависимости следует уточнять для разных объектов.
Рассчитать кривую общего содержания органического углерода (TOC – total organic carbon) по данным метода пористости, чаще всего акустического (Sonic
Log), и метода сопротивлений с большим радиусом исследования, например, бокового каротажа БК (LWD), было предложено Q.R. Passey. Этот метод основан
на свойствах органического вещества «завышать» расчетную пористость породы
из-за низкой акустической жесткости, высокого водородосодержания и низкой
плотности, а также повышать сопротивление. Согласно методике, в одном поле
следует отобразить кривую сопротивления в прямом логарифмическом масштабе, а интервального времени пробега упругой волны – в обратном линейном;
кривые совмещаются в «чистых» породах, насыщенных водой. Породы, обогащенные органическим веществом, выделяются по расхождению совмещенных в
чистых породах кривых АК и БК; такое расхождение обозначается как ∆Log R.
Коллектора, насыщенные углеводородами, ведут себя на кривых АК и БК так
же, как и породы, обогащенные ОВ, и по этой причине они исключаются из анализа на основе данных ГК. Как было показано Q.R. Passey, величина параметра
∆Log R прямо пропорциональна общему содержанию органического углерода
(TOC) и зависит от степени его зрелости. Связи для оценки величины TOC были
получены Q.R. Passey эмпирически, кроме того, были предложены аналогичные
зависимости, позволяющие вместо данных акустического каротажа использовать данные НК или ГГКп. Количественная оценка степени зрелости органического вещества (LOM - level of organic maturity) возможна на основе величины
TOC, определенной вышеописанным способом, при условии, что известен тип
керогена и его генерационный потенциал (параметр пиролиза S2). Качественная
оценка степени зрелости ОВ основана на том, что в породе с уже преобразованным органическим веществом находятся углеводороды, которые еще сильнее
повышают сопротивление пласта (Q.R. Passey, S. Creaney, J.B. Kulla, F.J. Moretti,
and J.D. Stroud, 1990 г.). Здесь следует отметить, что на показания акустического
метода существенно влияет трещиноватость пород, и в таких случаях, по мнению авторов, целесообразнее использовать данные НМ.
Определение содержания керогена возможно также с помощью импульсного
спектрометрического нейтронного гамма-каротажа (C/O каротаж), однако сложность использования данного метода заключается в необходимости введения
поправок за содержание неорганического углерода, что затрудняет интерпретацию этого метода, особенно в карбонатных нефтегазоматеринских толщах.
Обычно породу рассматривают либо как битумонасыщенную, либо керогенонасыщенную, по преобладающему компоненту органического вещества. Однако
часто в пласте одновременно находятся и битумоиды, и кероген. Принимая во
внимание существенное различие в подходах к разработке нетрадиционных залежей углеводородов, связанных с битумоидами и керогеном, возникает проблема оценки содержания битумоидов и керогеном в породе в отдельности. В
связи с тем, что геофизические свойства этих компонентов органического веще37
ства практически одинаковы, эту задачу возможно решить детальным анализом
петрофизических, геохимических, физико-химических свойств пород в комплексе для каждого конкретного объекта изучения в сочетании с типизацией пород в разрезе.
ТРАДИЦИОННЫЕ И НЕТРАДИЦИОННЫ НЕФТЕГАЗОВЫЕ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ: ОСОБЕННОСТИ РАСПРОСТРАНЕНИЯ,
ГЕНЕЗИС, РЕСУРСЫ
Б.М. Валяев
Институт проблем нефти и газа РАН, г. Москва, valyb@mail.ru
Начало ХХI в. ознаменовалось переходом к широкому использованию ресурсов нетрадиционного углеводородного сырья (Высоцкий, Дмитриевский, 2008).
Созданы технологии разработки битуминозных песков и сланцевого газа, активно разрабатываются технологии разработки скоплений газогидратов не только
на суше, но и в акватории Мирового океана. Однако механизмы формирования,
неравномерности распространения, природа и источники углеводородов для образования всего спектра нетрадиционных нефтегазовых месторождений остаются неясными в рамках традиционных подходов и построений нефтегазовой геологии. Нетрадиционные ресурсы и скопления углеводородов в глобальном плане
распространены ещё более неравномерно, чем традиционные. Это относится,
прежде всего, к скоплениям тяжёлой нефти и битумов (Канада, Венесуэла). Для
ресурсов традиционных скоплений главный интервал их распространения расположен на глубинах от 1 до 4,5 км и контролируется оптимальными условиями
традиционного нефтегазонакопления – ловушками. Нетрадиционные ресурсы,
представленные гигантскими скоплениями газогидратов, тяжёлых и вязких нефтей, битумов расположены выше по разрезу, где они образуют ещё один главный приповерхностный интервал нефтегазонакопления – ПИН (Валяев, 2006,
2007а и др.). Но и в оптимальном интервале (1-4,5км) традиционного нефтегазонакопления количества водорастворённого (неконвенциональные ресурсы) газа
и нетрадиционных ресурсов нефти в ореолах вторжения многократно превосходят ресурсы традиционных нефтегазовых месторождений.
Наложенность процессов формирования нетрадиционных нефтегазовых скоплений по отношению ко всему осадочному разрезу в наиболее ярком, ясном
виде проявляется в приповерхностном интервале нефтегазонакопления. Эти
скопления формируются не только в отсутствии ловушек в их традиционном
виде, но и в отсутствии главного элемента для формирования нефтегазовых скоплений – нефтегазосборных площадей (в традиционных нефтегеологических построениях). Глубинный характер источника в образовании нетрадиционных ресурсов углеводородов в скоплениях газогидратов, тяжёлой нефти и битумов в
ПИН становится ещё более ясным в связи с их ассоциацией с гигантскими масштабами сквозных разгрузок нефти и газа на суше и дне Мирового океана
(Дмитриевский, Валяев, 2002). Как оказывается, эти разгрузки при их микроби38
альной утилизации играли определяющую роль и в обогащении осадков органическим веществом на стадии седименто- и диагенеза (Валяев, 2007б и др.).
Гигантские масштабы вторжения и рассеяния углеводородов в атмосферу и
водную массу Мирового океана проявляются локализовано и связаны с локализованными потоками глубинных углеводородных флюидов (Дмитриевский, Валяев, 2002). Разрывные структуры, контролирующие каналы масштабных восходящих перетоков, прослежены не только по всему осадочному разрезу, но и в
фундаменте нефтегазоносных регионов. В этой связи нетрадиционные ресурсы,
представленные скоплениями нефти, газа и газоконденсата в низах осадочного
разреза, в комплексах плотных и метаморфизованных пород, включая породы
фундамента, имеют особое значение. Их формирование и распространение связано с процессами выщелачивания, сопровождаемыми вторичными деформациями с возникновением трещиноватости и кавернозности пород. И здесь, как и
в случае с газогидратными скоплениями, особенно отчётливо проявляется геодинамический контроль процессов нефтегазонакопления, связь последних с глубинными эндогенными процессами (Валяев, 2009б и др.).
Природа этой связи, роль магматических и глубинных флюидодинамических
процессов, включая мантийно-коровое взаимодействие, нуждаются в дальнейшей разработке. В этом направлении нами было предпринято обобщение и переинтерпретация данных относящихся к изотопным гелиевым и углеродногелиевым системам (Valyaev, Dremin, 2013). При рассмотрении этих данных выяснилось, что процессы генезиса углеводородных флюидов и месторождений
охватывают широкий спектр геодинамических обстановок, включая и обстановки вулканических и гидротермальных процессов, т.е. магматических процессов
(Маракушев и др., 2004; и др.).
С учётом роли глобальных глубинных геодинамических процессов получают
удовлетворительное объяснение крайние неравномерности процессов нефтегазонакопления (Валяев, 2009а), происходящие на фоне грандиозных масштабов
вторжения и рассеяния глубинных углеводородных флюидов. Становится ясным
единство природы традиционных и нетрадиционных ресурсов и скоплений углеводородов по их глубинному источнику. Не мене важным оказывается и гораздо большее разнообразие нетрадиционных скоплений нефти, газа и битумов
по отношению к традиционным нефтегазовым месторождениям. Это разнообразие объясняется тем, что механизмы улавливания и трансформации потоков
глубинных углеводородных флюидов более многообразны, чем простая их аккумуляция, в основном в первичных коллекторах и ловушках при формировании
традиционных нефтегазовых месторождениях (Валяев, 2012 и др.).
Соотношение масштабов улавливания («аккумуляции») в традиционных и
нетрадиционных скоплениях и соотношение их ресурсов могут широко варьировать в зависимости от характера выполнения осадочного бассейна и, особенно, от наличия в его геологическом разрезе региональных покрышек, их соотношения с каналами, контролирующими локализованные потоки вторгающихся
углеводородных флюидов, от интенсивности и уровня их восходящего вторжения. Эти соотношения могут колебаться от достаточно полной разобщённости
(скопления газогидратов в ПИН в зонах субдукции на активных континенталь39
ных окраинах), до очень тесной ассоциации традиционных и нетрадиционных
скоплений углеводородов в гигантских «трубах дегазации» (Прадхо Бей – Купарук Ривер на Аляске, Уренгой, Ямбург и другие гигантские месторождения севера Западной Сибири). Кстати, в генетическом плане вторичные скопления в
фундаменте нефтегазоносных регионов типа Белого Тигра на шельфе Вьетнама
следовало бы относить к нетрадиционному типу месторождений и ресурсов углеводородов.
Очерёдность освоения нетрадиционных ресурсов во многом определяется характером их соотношения, ассоциации с традиционными ресурсами и степенью
вовлечения последних в разработку (включая их истощённость). Первоочередными регионами России по расширению разработки и освоению нетрадиционных ресурсов нефти и газа будут её «старые» нефтегазоносные регионы.
Работа выполнена при поддержке РФФИ, проект 11-05-00193а.
Литература
1. Валяев Б.М. Природа и особенности пространственного распространения нетрадиционных ресурсов углеводородов и их скоплений // Газовая промышленность. Спецвыпуск
«Нетрадиционные ресурсы нефти и газа». 2012. С. 9-16.
2. Валяев Б.М. Глобальные неравномерности распространения нетрадиционных ресурсов нефти и газа // Материалы VII Международной конференции «Химия нефти и газа»,
2009, г. Томск: Институт химии нефти СО РАН. – Томск, 2009а. С. 83-87.
3. Валяев Б.М. Эндогенные факторы структурно-тектонического контроля процессов
нефтегазонакопления // Геология морей и океанов: Материалы XVIII Международной
конференции (Школы) по морской геологии». Т.II. - М.: ГЕОС, 2009б,. С. 27-31
4. Валяев Б.М. Приповерхностный интервал нефтегазонакопления: специфика и масштабы утилизации углеводородных флюидов // Мат-лы XVII Междунар. конф. (школы)
«Геология морей и океанов». Т 1. М.: ГЕОС, 2007а. С. 92–95.
5. Валяев Б.М. Утилизация локализованных разгрузок и потоков углеводородов в водной толще и донных осадках акваторий // Мат-лы XVII Международной конференции
(школы) по морской геологии «Геология морей и океанов». Т. 1. М.: ГЕОС, 2007б.
С. 95–97.
6. Валяев Б.М. Проблема генезиса нефтегазовых месторождений: теоретические аспекты и практическая значимость. В сб.: Генезис углеводородных флюидов и месторождений / Под ред. А.Н. Дмитриевского и Б.М. Валяева. М.: ГЕОС, 2006. С. 14–22.
7. Высоцкий В.И., Дмитриевский А.Н. Мировые ресурсы нефти и газа и их освоение
// Российский химический журнал. 2008. Т. LII, № 6. С. 18–24.
8. Дмитриевский А.Н., Валяев Б.М. Углеводородная дегазация через дно океана: локализованные проявления, масштабы, значимость. В кн.: Дегазация Земли и генезис углеводородных флюидов и месторождений. М.: ГЕОС, 2002. С. 7–36.
9. Маракушев А.А., Писоцкий Б.И, Панеях Н.А., Готтих Р.П. Геохимическая специфика
нефти и происхождение её месторождений // Доклады РАН. 2004. Т. 398, № 6.
С. 795–799.
10. Valyaev B., Dremin I. Recycling of crustal matter and the processes of mantle-crust
interaction in the genesis of hydrocarbon fluids // International Conference on Gas Geochemistry 2013, Patras, Greece, 1-7 September 2013, Book of abstracts. P. 32.
40
РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЛАНЦЕВОЙ НЕФТИ И ГАЗА
МЕТОДАМИ ТЕРМО-ГАЗО-ХИМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ
Н.Н. Диева, Н.М.Дмитриев, М.Н. Кравченко, А.В.Мурадов
РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина
The stimulation technology of hydrocarbon raw production by high pressure impulses
is really urgent nowadays. The stimulation method by high pressure wave can be used
as an independent stimulation method for low-permeability reservoirs of heavy hydrocarbons and as additional stimulation method for reservoirs in which have already
been applied another technologies such as fracturing. The simulation results of wave
processing were used for real deposits forecasting.
В условиях падающего уровня добычи на давно разрабатываемых месторождениях, низкого коэффициента извлечения нефти, высокой обводненности продукции и других неблагоприятных факторах, поиск методов разработки месторождений нетрадиционных углеводородов представляется весьма востребованным. На сегодняшний день к таким нетрадиционным месторождениям могут
быть отнесены месторождения тяжелых углеводородов, низкопроницаемые коллектора, месторождения незрелой нефти (керогеносодержащие) и сланцевого газа и т.п. Все это становится вдвойне актуальным на фоне бума в США по активной разработке месторождений сланцевого газа и перспектив разработки сланцевой нефти. Традиционные месторождения нефти и газа формируются в течение миллионов лет, при этом основным источником генерирования является кероген. Пласты, где этот геологический процесс не является завершенным, до некоторого времени считались неперспективными для разработки. Сейчас месторождения, относящиеся к Баженовской свите, привлекают к себе все большее
внимание как практиков-разработчиков, так и ученых-исследователей. Нефтеносные пласты месторождений Баженовской свиты характеризуются большим
содержанием органического вещества (керогена) из которого генерируются извлекаемые углеводороды. Сложность разработки таких месторождений сопряжена с ярко выраженной анизотропией свойств по направлениям, трещиноватопористым строением коллектора, различием свойств составляющих компонентов керогеносодержащей матрицы и подвижного флюида, насыщающего породы. Весь этот набор осложняющих разработку факторов требует поиска новых
методов стимулирования пласта.
В настоящей работе речь пойдет о технологии импульсно-волнового воздействия на пласт с применение взрывных веществ. Такая методика может быть применена не только с целью повышения фильтрационной способности самого
флюида, но и с целью изменения матрицы коллектора: для разрушения непроницаемых барьеров, а также для активизации генерационных реакций в пласте.
Кроме того этот метод уже достаточно хорошо показал себя для интенсификации притока на традиционных месторождениях. Подобные воздействия относятся к группе термо-газо-химического методов. Технология заключается в создании волны высокого давления, возникающей за счёт инициации в некоторой узкой зоне трещины гидроразрыва скачка давления. Для генерирования скачка
41
давления в скважину с трещиной ГРП сначала закачивают монопливо (например, водный раствор аммиачной селитры), а затем кислоту. При их взаимодействии начинается интенсивная реакция разложения монотоплива с резким повышением давления и температуры. Для предотвращения преждевременной реакции вслед за монотопливом до подачи кислоты в скважину закачивают буферную жидкость на основе нефтяной эмульсии, инертной по отношению к обеим
жидкостям. Для продавки реагирующих составов вглубь пласта, после монотоплива в скважину закачивают продавочную жидкость на основе технической воды и легких угдеводородов (Рис.1, а). Контролируемое развитие неустойчивости
поверхностей раздела приводит к тому, что непосредственный контакт воспламенителя и монотоплива происходит уже на значительном расстоянии от скважины. Предполагается, что в результате воздействия на пласт волны высокого
давления произойдет изменение проницаемости пласта за счет образования дополнительной системы мелких трещин, прогрева ближайших к зоне реакции областей, а также за счет того, что ударная волна может провоцировать фазовые
переходы и химические превращения части компонентов, входящих в состав насыщающего флюида.
Рис.1. Схема последовательной закачки жидкостей в пласт (а) и эволюция поля насыщенности (б), организованные при расчетах, время в секундах.
42
Данная технология была опробована на ряде скважин Вахского, Усинского,
Байтуганского, Колвинского, Лекхарьягинского месторождений и имела положительный эффект в виде увеличения дебита скважин в 2 – 40 раз (на разных
скважинах). При этом скважина Байтуганского месторождения, которая из бесприточной после применения описанной технологии термо-газо-химического
воздействия (ТГХВ) вошла в эксплуатационный режим с дебитом 4,2 м3/сут. и
продолжает давать продукцию уже в течении 1,5 года после проведенной волновой стимуляции. Такие результаты свидетельствуют об экономической эффективности ТГХВ. Однако очевидно, что воздействие на пласт волн высокого давления имеет ряд технологических особенностей, связанных с безопасностью ведения работ. Если импульс давления будет слишком велик или зона реакции будет слишком приближена к забою, то приходящая на забой и затем устье скважины волна давления сможет нанести разрушающее действие на добывающее
оборудование. Нарушение регламета проведения работ по созданию взрывного
давления в трещине ГРП может привести к нарушению сплошности колонны
скважины, что и наблюдалось на практике.
В данной работе приведены расчёты процесса волнового воздействия на
пласт с использованием технологии ТГХВ, проведённых группой авторов настоящей работы, с целью оценки уровня возникающих давлений, приходящих на
скважину, при различных вариантах развития процесса закачки предлагаемых
жидкостей в скважину с различными пластовыми условиями и различном дизайне трещины ГРП. В качестве исходных данных принимались условия, отвечающие промысловым экспериментам на реальных скважинах. Расчеты проводились в несколько этапов: определялось положение зоны реакции, рассчитывалась динамика волны давления в пласт, определялись области потенциального
изменения свойств пласта, рассчитывался прирост добычи после воздействия. В
качестве инструмента использовалось численное моделирование. Исходная математическая модель представляет собой набор уравнений многофазной фильтрации в неодномерной постановке. На первом этапе рассчитывались необходимые объемы закачки рабочих составов с учетом утечки в пласт. По мере продвижения агентов в пласт зона буферной жидкости истончается, и при контакте
кислоты с монотопливом происходит реакция разложения. Путем изменения состава закачиваемых жидкостей можно добиться временной задержки в развитии
реакции. За счет этого зона реакции (зона возникновения импульса высокого
давлении) может быть оттеснена от забоя скважины вглубь пласта.
На рисунке 1,б показана эволюция поля насыщенности закачиваемого агента,
свойства которого значительно отличаются от свойств пластового флюида. Данный расчет сделан для вертикальной скважины с трещиной ГРП, вскрывающей
все толщину пласта. На основе данного расчета можно установить область распространения рабочих агентов реакции, контролировать объемы закачки и определять зону инициирования реакции.
На следующем этапе проводится расчет динамики возникающего импульса
высокого давления. На рисунке 2 схематично показана расчетная область (в
силу симметричности задачи приведена ¼ часть пространства). Под схемой
изображена сетка ячеек, на которой велись численные расчёты. В правой части
рисунка показано поле давления в трещине ГРП (для данных, отвечающих
43
промысловому эксперименту на скважине Вахского месторождения). Цветовая
шкала обозначает интенсивность величины давления (в вертикальной плоскости X0Z в разные моменты времен). Данные результаты соответствуют варианту расчета преждевременной инициации реакции разложения монотоплива,
когда реакция началась в зоне трещины, находящейся на расстоянии 25 метров
от ствола скважины. В этом случае величина максимального давления, достигшего забоя скважины, оказалась равной 48 МПа.
Рис. 2. Результаты расчётов распределения давления для скважины Вахского месторождения
Проведение серии расчетов позволило выявить безопасные режимы
использования данной технологии ТГХВ и оценить эффективность волнового
метода с точки зрения повышения нефтеотдачи пласта.
УГЛЕРОД-ГЕЛИЕВАЯ ИЗОТОПНАЯ СИСТЕМА В РАСШИФРОВКЕ
ОБСТАНОВОК ГЕНЕЗИСА НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
И.С. Дрёмин
Институт проблем нефти и газа РАН, г. Москва, ivan.dreamin@gmail.com
Результаты исследований изотопного состава гелия являются ключевым элементом при дифференциации мантийно-коровых процессов и обстановок (Мамырин, Толстихин, 1981; Поляк, Кононов, 1988; и др.). Отношение изотопов гелия (3Не/4Не) охватывает интервал, превышающий более трёх порядков величин
во флюидах разного генезиса, включая углеводородные, участвующие в формировании нефтегазовых месторождений. Другим важным индикатором является
отношение числа атомов углерода (С) к числу атомов изотопно лёгкого (3Не) ге44
лия (R.Poreda et al., Jenden et al., В.Ю. Лаврушин и др.). Углерод-гелиевая изотопная система широко используется при изучении генезиса водно-углекислых
флюидов, связанных с магматическими, вулканическими и гидротермальными
процессами. Отношение ССO2/3Не стало важным индикатором для оценки масштабов рециклинга корового материала и процессов мантийно-корового взаимодействия в этих процессах (Snyder et al., 2001; Ray et al., 2009; Taran et al.,
2009 и др.). В отличие от водно-углекислых, генезис углеводородных флюидов и
газов связывают традиционно с преобразованием органического вещества осадочных пород в процессах катагенеза. В последнее десятилетие для нефтегазовых месторождений ряда регионов Китая (Songliao и др.) выявлено нахождение
залежей метана и углекислоты в едином разрезе по вертикали. В результате изотопных исследований диапазон индикаторов абиогенной природы для метана
был расширен от -7‰ до -30‰ по d13ССН4 и до -7х10-7 (0,5Ra) по отношению
3
Не/4Не (DAI JinXing et al., 2008; LIU Wenhui et al., 2011 и др.). При этом, природа специфических изотопных характеристик метана и углекислоты и совместного нахождения их залежей в пределах единых месторождений осталась всё же
неясной.
Рис. 1. Соотношение между
содержанием 3Не и 4Не в
поровых флюидах горных
пород (Поляк, 2009;
Мамырин, Толстихин, 1984,
с добавлениями).
Представляется, что в
решении этих вопросов
можно продвинуться при
рассмотрении изотопных
данных по залежам регионов Китая совместно с изотопными материалами по
флюидам вулканов и гидротерм. На рис. 2 представлены результаты обобщения
данных в рамках (на диаграмме) углерод-гелиевой изотопной системы для нефтегазовых месторождений Китая. По изотопно-гелиевому 3Не/4Не отношению
(ось абсцисс) выявляется чёткое различие характеристик для трёх геодинамических мегарегионов Китая: восточного, центрального и западного. Восточный
мегарегион (бассейны Songliao, Bohai Bay, North Jiangsu и др.) характеризуется
45
максимальной неотектонической (геодинамической) активностью, которая отражается в показателях изотопно-гелиевого отношения 3Не/4Не от 0,15 до 3Ra.
Для наиболее тектоническпи стабильного центрального мегарегиона (бассейны
Ordos и Sichuan) характерны минимальные показатели 3Не/4Не от 0,008 до
0,04Ra. Для западного, тектонически активизированного мегарегиона (бассейны
Tarim, Turpan-Hami) по сравнению со стабильным центральным характерны повышенные значения отношения 3Не/4Не от 0,025 до 0,07Ra. С показателями изотопно-гелиевого отношения 3Не/4Не коррелируются и показатели углеродгелиевого отношения ССН4/3Не (ось ординат на рис. 2). Последние возрастают от
восточного мегарегиона к Западному от значений 5х108 – 5х1010 до значений
4х1010 – 1х1012 и более. Максимальными значениями углерод-гелиевого отношения до 6х1012 и более характеризуется бассейн Tarim. Тенденция роста величин отношения ССН4/3Не с ростом отношения 3Не/4Не для трёх рассмотренных
мегарегионов проявляется отчётливо. В традиционной интерпретации (Jenden et
al., 1993 и др.) эта тенденция объяснялась уменьшением вклада мантийной компоненты (mantle end member) и увеличением вклада корового веществакомпонента (crust end member).
Рис. 2.
3
При сравнении и сопоставлении двух диаграмм: ССН4–3Не/3Не–4Не и ССО2–
Не/3Не–4Не обнаруживается их значительная совмещённость (Валяев, Дрёмин,
46
2013). В части совмещённости изотопных полей СН4 и СО2 на диаграмме выявляются высокие отношения 3Не/4Не от 0,2 Ra до 7Ra , коррелирующиеся с активными проявлениями современной фумарольной и гидротермальной деятельности для углекислоты, но не для углеводородов. При более низких значениях отношения 3Не/4Не от 0,2 до 0,01Ra для флюидов в разгрузках и месторождениях
характерен углеводородный состав. Таким образом для обстановок генерации
окисленных глубинных флюидов характерен более узкий интервал высоких значений отношений 3Не/4Не, а для восстановленных – более широкий.
Переход от обстановок генерации углеводородных к водно-углекислым
флюидам связан с активизацией магматической (вулканической) деятельности,
увеличением степени плавления вещества мантии и коры, изменением региональных обстановок взаимодействия в системе кора-мантия. Сходство изотопных полей для метана и углекислоты на диаграммах С–3Не/3Не–4Не позволило
сделать вывод о том, что генерация углеводородных флюидов сопровождается
процессами рециклинга корового вещества и мантийно-коровым взаимодействием, но при восстановительных обстановках (Valyaev, Dremin, 2013). На пример нефтегазовых месторождений Китая (рис. 2) можно проследить большое
разнообразие изотопных гелиевых и углеродно-гелиевых отношений, свидетельствующих о большом разнообразии региональных геодинамических обстановок
генерации углеводородных флюидов и процессов нефтегазонакопления и их
смене во времени.
Работа выполнена при поддержке РФФИ, проект 11-05-00193а.
Литература
1. Валяев Б.М., Дрёмин И.С. Региональные неравномерности распространения скоплений и ресурсов углеводородов (геодинамические и изотопно-геохимические аспекты) //
Материалы XХ Международной конференции (школы) «Геология морей и океанов». Т 2.
М.: ГЕОС, 2013. С. 25–28.
2. Мамырин Б.А. Толстихин И.Н. Изотопы гелия в природе. Энергоиздат, М.: 1981.
222с.
3. Поляк Б.Г. Кононов В.И. Тепломассопоток из мантии в главных структурах земной
коры. М.: Наука, 1988. 190с.
4. DAI JinXing, ZOU CaiNeng, ZHANG ShuiChang. Discrimination of abiogenic and biogenic alkane gases // Science in China Series D: Earth Sciences, 2008, vol. 51, no. 12. Р. 17371749
5. Jenden P.D., Hilton D.R., Kaplan J.R., Craig H. Abiogenic Hydrocarbons and Mantle Helium in Oil and Gas Fields. The Future of Energy Gases. U.S. Geological survey professional
paper, 1570. 1993. P. 31-56.
6. LIU Wenhui, XU Yongchang, TAO Mingxin and ZHANG Xiaobao. Helium and argon isotope geochemistry of natural gases in China’s petroliferous basins. Chinese Journal of Geochemistry, 2011, no. 30. P. 019–032
7. Ray M.C., Hilton D.R., Munoz J. et al. The effects of volatile recycling, degassing and
crustal contamination on the helium and carbon geochemistry of hydrothermal fluids from the
Southern Volcanic Zone of Chile // Chemical Geology. 2009. Volume 266. P. 38-39.
8. Snyder Gl., Poreda R., Hunt A., Fehn U. Regional variations in volatile composition: isotopic evidence for carbonate recycling in the Central American volcanic arc // Geochemistry,
Geophysics, Geosystems. 2001. Volume 2. 25 p.
47
9. Taran Y.A. Geochemistry of volcanic and hydrothermal fluids and volatile budget of the
Kamchatka-Kuril subduction zone // Geochemica et Cosmochimica Acta. 2009. Volume 73. P.
1067-1094.
10. Valyaev B., Dremin I. Recycling of crustal matter and the processes of mantle-crust
interaction in the genesis of hydrocarbon fluids // International Conference on Gas Geochemistry 2013, Patras, Greece, 1-7 September 2013, Book of abstracts. P. 32.
ПРИМЕНЕНИЕ КОМПЛЕКСА ПРИПОВЕРХНОСТНЫХ МЕТОДОВ
СТРУКТУРНО-ТЕРМО-АТМОГЕОХИМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ
ДЛЯ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ МЕСТ ДОБЫЧИ МЕТАНА В ПРЕДЕЛАХ
ТЕРРИТОРИИ ДЕЙСТВУЮЩИХ И ОТРАБОТАННЫХ УГОЛЬНЫХ
ШАХТ
В.Р. Дубосарский
Институт геологических наук НАН Украин, Украина, г. Киев
dvr2569@mail.ru
Developing the ideas of predicting the mineral concentrations by means of unconventional methods, in this paper a set of integrated structural-thermo-atmogeochemical methods is suggested for the search of hydrocarbon deposits and the
channels of degassing of mine fields. These integrated methods have been tested at a
number of oil and gas deposits and applied for defining the promising zones in problem areas and channels of near-surface degassing of minefields.
Прогнозирование участков скопления, а также мест разгрузки углеводородных газов на поверхности до сих пор остается одной из самых сложных проблем
горнодобывающей отрасли. Прогнозы мест скопления углеводородов (УВ) базируются на изучении геологических факторов, влияющих на накопление, сохранение и распределение углеводородов в массиве горных пород, литологофациальных условий накопления осадочных отложений, палеогеотемпературного режима, типов и параметров тектонической (неотектонической и современной) дислоцируемости.
Получение информации об участках скопления и (или) разгрузки углеводородных газов может быть достигнуто путем применения экспрессного, малозатратного комплекса структурно-термо-атмогеохимических исследований.
Комплекс базируется на многолетних научно-методических разработках Института геологических наук НАН Украины и является развитием идей нетрадиционных приповерхностных методов [1-5]. Он применим как на суше, так и в
морских акваториях.
Разработанная комплексная методика ориентирована на уточнение разломноблоковой модели участка исследований, выделение сети разломных зон повышенной проницаемости разного ранга (обусловливающих поле современной
приповерхностной разгрузки флюидо-газовых потоков) и на этой основе выделение геодинамически стабильных блоков, благоприятных для формирования
ловушек УВ. Она предусматривает выполнение комплекса лабораторных и по48
левых исследований по схеме (рис.1): анализ структурно-тектонической позиции
района работ, структурно-неотектоническое дешифрирование аэро- и космофотоснимков, термометрическая, эманационная и атмогеохимическая съемки с
привязкой точек наблюдений к координатной сетке с помощью устройства GPS,
обработка полученных данных на основе использования ГИС-технологий и оригинальных компьютерных программ. В отличие от методик, использующих геохимическую съемку для выявления газовых аномалий как прямого поискового
признака местоположения залежи УВ, наши методические разработки ориентированы на картирование участков пространственного совпадения фоновых концентраций атмогеохимических индикаторов и положительных температурных
аномалий, оконтуренных атмогеохимическими аномалиями и температурными
минимумами.
На территории суши оптимальным является комплексирование подпочвенновоздушной съемки (отбор проб подпочвенного воздуха с глубины 0,8-0,9 м)
эманационной (радон, торон), газовой (по свободным углеводородам, углекислому газу, гелию и водороду). Изложенная схема исследований опробована на
угольных месторождениях закрытых шахт Томашовская Северная и Томашовская Южная; а также на действующих шахтах А.Ф. Засядька, Краснолиманская,
участок Суходольский. Газовые залежи в пределах изучаемых участков, в плане
картируются в виде слабо нарушенных блоков со слабоконтрастными атмогеохимическими аномалиями, близкими к фоновым.
Рис. 1. Принципиальная схема комплекса СТАГИ
49
Опыт применения комплексной методики структурно-атмогеохимических
исследований показал целесообразность ее использования как дополнительной экспресс-информации для прогнозной оценки перспективных структур. Использование
предложенной методики целесообразно как на прогнозно-поисковой, так и разведочной стадиях с целью оперативной корректировки проводимых работ.
Литература
1. Багрий И.Д. Прогнозирование разломных зон повышенной проницаемости горных пород для решения геоэкологических и поисковых задач // Киев: ИГН НАНУ, 2003. 149 с.
(Укр. яз.)
2. Багрий И.Д. Гладун В.В., Довжок Т.Е. и др. Разработка комплекса структурно-термоатмогеохимических методов для прогнозирования и поисков залежей углеводородов //
Геол журн. 2001. №2. С. 89-93. (Укр. яз.)
3. Багрий И.Д., Знаменская Т.А.. Мельничук П.Н. и др. Критерии прогнозирования залежей углеводородов в акватории Азовского моря структурно-термо-атмогеохимическим
методам // Геол. журн. 2007. №2. С- 39-56. (Укр. яз.)
4. Багрий И.Д., Гладун В.В., Гожик П.Ф. Дубосарский В.Р. и др. Нефтегазоперспективные объекты Украины. Прогнозирование нефтегазоперспективных объектов
Днепровско-Донецкой газонефтеносной области с применением комплекса нетрадиционных приповерхностных методов исследований. // Киев.: Варта, 2007. – 533 с. (Укр. яз.)
5. Багрий И.Д., Гожик П.Ф., Почтаренко В.И., Дубосарский В.Р. и др. Прогнозирование
геодинамических зон и перспективных площадей для добычи шахтного метана угольных
месторождений Донбасса // Киев: «Фолиант», 2011. – 235 с. (Укр. яз.)
6. Дубосарский В.Р. Корреляционный анализ параметров термо–атмогеохимических исследований на примере Юльевского нефтегазоконденсатного месторождения // Сучасні
напрямки Української геологічної науки: Зб. наук. праць ІГН НАН України. – Київ: Інтут геол. наук НАН України, 2006. – С. 93–97.
ПАРАГЕНЕЗИС УГЛЕВОДОРОДНЫХ И УГОЛЬНЫХ ФОРМАЦИЙ,
С ПОЗИЦИЙ ОСАДОЧНО-НЕОРГАНИЧЕСКОЙ ТЕОРИИ
ПРОИСХОЖДЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ
Н.И. Евдощук, А.А. Бардин
Институт геологических наук НАН Украины, г. Киев,
bardin.alexandr@gmail.com
Вступление
Со времён выхода в свет классической работы Александра Флавиановича
Добрянского "Геохимия нефти" [1], у геологов советской школы сформировалось целостное представление о генезисе горючих полезных ископаемых (каустобиолитов), как производных планетарного цикла углерода. Принято считать,
что каустобиолиты (торф, сапропель, ископаемые угли, горючие сланцы) являются “окаменевшими” производными от растительных отложений суши. Нефть
и горючие газы, хотя и являются флюидами, также относятся к каустобиолитам,
50
и считаются производными от накопления отложений живых организмов морского генезиса. Исходя из того факта, что биомасса океана значительно меньше
биомассы суши, исходный базис для генерации нефти предполагается значительно меньшим, чем для угля. Данная точка зрения на механизм формирования
и преобразования каустобиолитов, а также на прогнозные запасы углеводородов, существенных изменений у последователей А.Ф. Добрянского не претерпела [2].
В настоящем сообщении развивается положение о том, что и уголь и нефть
имеют единый минеральный базис – седиментогенный углерод биолитов, а также единый неорганический реагент – ювенильний водород, который также является компонентом и транспортирующим агентом углеводородов. Целью настоящего сообщения является обсуждение проблемы перспектив нефтегазоносности
глубоко залегающих горизонтов угольных бассейнов Украины.
О несовпадении взглядов на генезис углеводородов
Необходимо отметить, что взгляды на геологическую природу угольных бассейнов Украины [3] и запасы "угольного метана" [4] поступательно развивались
с конца XIX века, без значимой "драмы идей". Начало геологических исследований в Донецком регионе положено академиком императорской Петербургской
академии наук, директором Горного института Г.П. Гельмерсеном (1803-1885).
Под его руководством, усилиями горных инженеров братьев Носовых (Анемподист и Александр), за период 1864-1871 гг. была создана первая на Украине
"Пластовая карта Донецкого каменноугольного кряжа". Выдающийся вклад в
освоение Донецкого каменноугольного бассейна внёс Леонид Иванович Лутугин
- основатель украинской школы геологов-угольщиков (1864 - 1915 гг.). В настоящий момент теоретические изыскания в области геологии угля планомерно
развиваются в ИГН НАН Украины.
Эволюция взглядов на генезис углеводородов, имеющая прямое отношение к
методике поисковых работ, происходила более драматично. Основоположником
органической теории и автором "Учения о нефти" Иван Михайловичем Губкиным было сформулировано положение о том, что в органическом веществе осадочного чехла содержится всё необходимое для генерации нефти. Из числа выдающихся учёных, разделяющих и развивающих теорию органического происхождения нефти, необходимо отметить: Н.Б. Вассоевича, А.Э. Конторовича,
А.А. Трофимука, А.М. Акрамходжаева, А.А. Бакирова, О.К. Баженову, И.О.
Брода, М.К. Калинко, В.А. Успенского, М.Д. Белонина, Г.А. Габриэлянца, А.Н.
Дмитриевского, Ш.Ф. Мехтиева, Ф.К. Салманова, Б.А. Соколова и мн. др.
Мощным аргументом осадочно-миграционной теории нефтеобразования является приуроченность крупных месторождений нефти к обширным зонам осадконакопления, в проницаемых толщах которых возможно формирование крупных подземных резервуаров гидростатического типа, а также фундаментальная
проработка геохимии процесса. Однако "ахиллесова пята" органической теории
– механизм дальней миграции, а также загадка парафина, наличие гигантских
месторождений, взаимосвязь галокинеза и нафтидогенеза и многое другое до сего дня объяснения в рамках органической теории не получили.
51
В рядах сторонников теории абиогенного происхождения нефти представлены не менее именитые учёные, преимущественно Украинской школы. Наибольшую известность получили представления Н.А. Кудрявцева о том, что образование углеводородов происходит из реакционной смеси в раздробленных глубинными разломами участках литосферы, а вертикальная транспортировка нефти
осуществляется за счёт прорывов глубинного газа по разломам [5]. Важными аргументами в пользу неорганической теории являются растворимость битумов и
воска не только в метане, но и в углекислом газе (проблема парафина), невозможность дальней струйной миграции нефти [6], механизм вертикальной миграции В.А. Краюшкина [7]. Ключевым аргументом явился тот факт, что по термодинамическим расчетам Э.Б. Чекалюка, температура образования нефти составляет 450-900°C, что соответствует глубине 15,0-30,0 км [8]. Особая роль в установлении несостоятельности механизма первичной миграции рассеянной микронефти принадлежит Владимиру Борисовичу Порфирьеву [9].
Несмотря на всю убедительность доводов сторонников неорганического
происхождения нефти, патриарх советской геологии Виктор Ефимович Хаин
отметил: "В общем, по всей сумме накопленных фактов достаточно обоснованной может считаться лишь концепция органического биогенного происхождения
нефти" [10]. В сложившейся ситуации, когда каждая из сторон уверенна в своей
правоте, наиболее конструктивной представляется точка зрения видного Украинского геолога – Александра Ефимовича Лукина [11], который констатирует,
что мировое геологическое сообщество вступило в XXI век без современной
теории нефтегазообразования. По его мнению, изучение глубинных высокоэнергетических флюидных потоков и механизмов их взаимодействия с литосферными субстратами должно стать главным направлением исследований нефтегазовой геологии.
О парагенезисе угля и нефти
Рассмотрим проблему парагенезиса угольных и углеводородных формаций,
опираясь на предположение о массовом воздействии на осадочные толщи энергетически насыщенных сверхглубинных флюидов, сконцентрировав внимание
на том факте, что значимый конечный результат (месторождения угля, нефти,
газа) требует столь же масштабных исходных процессов. Парагенезис (от греч.
para – возле, рядом и genesis – рождение, происхождение) подразумевает закономерное совместное нахождение (сонахождение) генетически связанных между
собой минералов. В большинстве своём, нефть и уголь на одних площадях не
разрабатываются. Однако в роботе Егора Егоровича Вороного [12] приведен
обширный геологический материал, позволяющий утверждать, что глубинные
углеводороды, попадая на дневную поверхность, блокируют окислительные
процессы в болотах и озёрах, причем, мигрируя в разрезе, они непосредственно
входят в состав торфа, угля, сапропеля, горючих сланцев и других пород.
В ходе интрузии магматических расплавов в породы, которые содержат седиментогенный углерод, происходит пиролиз, и флюидная фаза высокого давления выдавливается по пластам-коллекторам до зоны охлаждения и конденсации. Температура магмы колеблется в пределах от 500 до 1200°C, в том числе
карбонатной – 510-600°C; кремниевой – 800-900°C; базальтовой – 1200-1300°C.
Таким образом, температура всех магматических расплавов является вполне
52
достаточной для пиролиза пород обрамляющих интрузию. При низкотемпературном пиролизе (450-900°С) выход газа минимален, а количество твердого остатка, смол и масел максимально. При высокотемпературном пиролизе (9001200°С) выход газа максимален (водорода до 60%, метана до 25%), а выход смол
минимален. Таким образом, парагенезис нефти, газа, антрацита, графита и др.
при пиролизе буроугольной органики вулканогенным теплом однозначен.
Характер термодинамических превращений углистого вещества определяется
химическими особенностями его структуры. Например, торф при пиролизе даёт
в два раза больше газа, чем нефть, а оленёкский богхед-уголь, почти полностью
состоящий из нафтеновой фазы, при температуре пиролиза 400-500°С выделяет
до 80% нефти. Для последующих рассуждений приблизительно оценим температуру недр. Так, на глубине 1,0 км температура примерно 30°С; 10,0 км –
300°С; 15,0 км – 450°С; 20,0 км – 600°С. По лабораторным данным пиролиз угля
начинаются при 200°С, что соответствует глубине 6,5 км. В диапазоне 250325°С идёт выделение паров воды, диоксида углерода, сероводорода и лёгких
углеводородов. При температурах свыше 350°С начинается разложение основной массы угля. Глубокое разложение угля, выделение жидких фракций и смолы
завершается при температуре около 550°С, что соответствует глубине порядка
18,0 км.
Однако, в присутствии водорода картина термохимических преобразований
угля меняется. Еще в 1923 году в Германии была запущена установка по получению жидкого моторного топлива путём гидрогенизации угля водородом при
давлении 70,0 МПа и температуре 180°С, что соответствует глубине порядка 6,0
км. Кстати при температуре 420-430°С, давление водорода можно снизить до
10,0 МПа. Таким образом, пиролиз угля в среде водорода (гидрогенизация) позволяет практически в два раза снизить температуру и давление. Необходимо
отметить, что при гидрогенизации угля выделяется около 450 ккал на 1,0 кг, т.е.
процесс энергетически самодостаточный. Бензин, получаемый гидрогенизацией
каменного угля, более пригоден как автомобильный, чем буроугольный прямогонный бензин, требующий сложной очистки. Сооруженные в Германии ещё в
предвоенные годы гидрогенизационные установки перерабатывали около 4,0
млн. т угля в год. В 1943 году методом гидрогенизации угля в Германии было
получено 2,0 млн. т бензина и 0,8 млн. т дизельного топлива. Было установлено,
что получаемые бензины содержат много нафтеновых и ароматических углеводородов, что является преимуществом по сравнению с алифатическими продуктами процесса Фишера – Тропша. При гидрогенизации каменного угля: 1,6 т угля расходуется в качестве сырья, 1,7 т используется для производства водорода,
1,2 т расходуется на энергетические нужды. В сумме из 4,5 т каменного угля получается 1 т бензина.
Таким образом, при наличии эманаций глубинного водорода, вся масса угля и
горючих сланцев, начиная с глубины более 6,0 км и далее, до максимальных
глубин погружения углеродсодержащих пород, является потенциальным сырьём
для образования нефти. Соответственно, массовый результат (месторождения
нефти и газа) получает столь же массовую сырьевую базу – глубоко погруженные угольные пласты, а процесс генерации нефти из них ограничен только объ53
ёмом омывающего угольные пласты ювенильного водорода. Отсюда парагенезис угля и нефти обусловлен аналогичным исходным веществом.
Осадочно-неорганическая теория происхождения нефти
Пока нефтегазовая геология была сосредоточена на поиске ловушек, а не
нефти, нахождение геолога-поисковика на позициях биогенного, или абиогенного происхождения нефти мало влияло на конечный результат. Однако на сегодня
ситуация кардинально изменилась. С одной стороны, закономерный рост глубины скважин ведёт к прогрессирующему росту их стоимости. С другой стороны,
исчерпание фонда структур создаёт угрозу для восполнения запасов. В данной
ситуации возникает необходимость объединения наилучших научных достижений как органической, так и неорганической гипотез, а также привлечения новых идей. Так, исходя из флюидодинамической модели нефтегенеза Б.А. Соколова [13], необходимо чтобы процесс преобразования углистого вещества в углеводородное шёл непрерывно, и также непрерывно происходило удаление продуктов реакции, и где-то, при более низких термодинамических параметрах,
должна накапливаться нефть. К сожалению, данная, прогрессивная модель не
рассматривает такой важный фактор, как источник глубинного водорода и механизм его продвижения.
"Осадочно-неорганическая теория формирования нефтяных и газовых месторождений" (ОНТ-ФНГМ) является не только целесообразным компромиссом,
объединяющим исторически сложившиеся взгляды на генезис углеводородов,
но и теоретическим базисом для прогноза непосредственно месторождений. Ведущая роль в разработке и поэтапном усовершенствовании ОНТ-ФНГМ принадлежит специалистам Института геологических наук НАН Украины [14]. Сырьевым базисом ОНТ-ФНГМ является седиментогенный углерод любого генезиса, а
также водород и метан, обладающий аномально высоким давлением, достаточным для самостоятельного субвертикального и латерального продвижения, в
том числе с гидроразрывом пластов. Концептуальной основой ОНТ-ФНГМ является предположение о том, что нефть образуется (высаливается) непосредственно в гидростатических тупиках подземных ловушек, при преимущественно
субвертикальной миграции газорастворённой фазы различного генезиса. Газорастворённая фаза тяжёлых углеводородов образуется в результате гидрогенизации сконцентрированных масс седиментогенного (органического) углерода
[14] и мощных потоков глубинного, (неорганического) водорода [15], продвигающегося по сети разломов субмантийного заложения.
Необходимо отметить, что многообразие и неповторимость химического состава нефти и газа в ранее открытых месторождениях обусловлено многообразием и неповторимостью природных аналогов технологических процессов (гидролиз, пиролиз, крекинг и т.п.) в сложнопостроенной толще разреза. С точки
зрения ОНТ-ФНГМ, в недрах Земли происходят те же самые технологические
процессы, что и в заводских инженерных конструкциях (реакторах, теплообменниках, фильтрах, мешалках и т.п.), которые можно описать на языке математики.
Носителем процесса является ювенильный водород, имеющий изначальное давление на уровне 120,0 ГПа [16]. Задачей ОНТ-ФНГМ является поиск подземных
54
резервуаров для аккумуляции углеводородов на путях внедрения ювенильного
водорода в комплексы пород, содержащие седиментогенный углерод.
Процесс генерации углеводородов по модели ОНТ-ФНГМ
Для осуществления реакции необходим контакт прорывающегося по глубинным разломам ювенильного водорода и углерода [14]. Уголь является мягкой породой, толща которой осложнена разломами, разбита трещинами и сетью
кливажей. При отборе флюида и падении давления стенки породы по обеим сторонам кливажа смыкаются, снижая проницаемость, и наоборот. Уголь обладает
свойством усадки при отдаче газа и воды и, соответственно, свойством передачи
давления на углевмещающие породы при внедрении флюидов имеющих аномально высокое пластовое давление. Такое сочетание хрупкости, пластичности
и низкой проницаемости позволяет рассматривать угольный массив как сверхвязкую жидкость (весьма дальний аналог пластичности галогенных масс) и, с
определённой осторожностью, применять уравнения Навье – Стокса для описания деформаций угольной толщи в условиях её гидрогенизации.
Уголь характеризуется закрытой пористостью 26-30%, открытой пористостью 5-6% и может быть отнесён к слабо проницаемым породам, способным
реагировать с высоко проницаемым водородом практически во всём объёме пласта. Интересным является тот факт, что с ростом глубины содержание метана
уменьшается от 70–95% до 80–85% за счет роста доли тяжелых углеводородов, а
на глубинах 1000–1300 м наблюдается появление жидких углеводородов типа
легкой нефти и газоконденсата. Если данная закономерность не меняется с глубиной, то "сухой" метан верхних горизонтов может быть косвенным свидетельством возможного "высаливания" нефти на глинистых покрышках глубоко залегающих подземных резервуарах (модель "нефтяного окна" по Н.Б. Вассоевичу).
Следующим фактором правомочности ОНТ-ФНГМ является "доказательность" наличия массовых эманаций ювенильного водорода. Здесь мы полагаемся
на получившую широкое признание гипотезу Владимира Николаевича Ларина
"Об изначально гидридной Земле" [18], а также собственные научные выводы. К
ним можно отнести обоснование механизма аккумуляции ювенильного водорода в ядре Земли и механизма его пульсационной эманации, обоснование процесса генерации магмы через трансформацию силицидов в силикаты; механизм
управление лавовыми извержениями инъекциями гидроксил гидрида; разработку механизма кумулятивного (кимберлитового) вулканизма, связь галокинеза и
нафтидогенеза и мн. др. [19]. К одному из наиболее значимых доказательств наличия эманаций ювенильного водорода необходимо отнести научные результаты ИГН НАНУ в области генезиса газогидратов и грязевого вулканизма [20].
Рассматривая "Генетическую классификации каустобиолитов В.А. Успенского" [1], в которой в качестве первичного вещества нефти указаны "минеральные
осадки с органическим веществом соответствующего характера" мы видим, что
конечным результатом катагенеза каустобиолитов является свободный от серы,
химически чистый, графит. Промышленные руды чешуйчатого графита содержат до 15% этого минерала. За счёт флотации концентрация графита легко возрастает до 60%. Как известно, углистое вещество (особенно в активированном
состоянии), являются прекрасным адсорбентом. Если на первоначальном этапе
55
отложения торфяников и сапропеля обогащены минеральными примесями, то на
последующих этапах преобразования каменных углей в антрацит, нефти в антраксолит, шунгит и на завершающей стадии в графит, мономинеральность возрастает, а примеси исчезают. Весьма возможно, что примеси вымываются водородом.
О том, что нефти в ходе миграции претерпевают многократные изменения
(природная ректификация, природный крекинг) особых возражений не вызывает, поскольку это подвижный, весьма разнообразный по химическому составу
флюид. Из нефтехимии известно, что основным технологическим процессом
очистки нефтепродуктов от серы и других примесей является гидрогенизация,
т.е. обработка водородом бензина, дизтоплива, моторных масел. Кстати, коксохимический бензол буквально насыщен сероводородом (извлечённой из угля серой). Выносимая из каустобиолитов в виде сероводорода сера преобразует известняк в гипс и доломит. Известкование угля при его сжигании на ТЭЦ применяется весьма широко для уменьшения выбросов серы в атмосферу.
Гидролиз углистого вещества с образованием, как жидкой фазы, так и облагораживанием твёрдой, происходит при температурах почти в два раза ниже,
чем прямой пиролиз (т.е. на меньших глубинах). Например, при осуществлении
термической закалки бензина с целью повышения октанового числа его предварительно насыщают водородом или метаном. В результате удаётся предотвратить накопление отложений кокса на трубах нагревательных печей. Отсюда
можно сделать вывод о том, что наличие водорода делает возможными многие
процессы в относительно мягких условиях малых глубин.
Соображения о том, что вещество углей тоже может получать значительную
трансформацию и даже может быть переотложено с образованием “лаковых”
плёнок, специфичной слоистости и т.п., в известных нам первоисточниках рассмотрено весьма ограниченно. Однако получение технического углерода из
хлорметановых смесей, "продувка" и "ожижение" угольных масс избыточным
водородом позволяет искать аналоги данных технологий в природе.
По оценочным данным А. И. Кравцова, только за последние 80 млн. лет вулканами на Курильских островах было вынесено из недр Земли примерно 9,0·1019
т Н2; 2,7·1011 т СО; 9,0·1014 т СО2; 2,7·1011 т СН4 [21]. Как видно, количество водорода на пять порядков опережает содержание остальных газов. Скорее всего,
по иным вулканам планеты показатели сходные (как и сложности отбора проб).
Свободный водород довольно быстро рассеивается в экзосфере Земли, а в недрах безотлагательно вступает в реакцию с серой, хлором, водородом, кислородом, фтором и т.д. Уловить его, и представить, как доказательство требует немалых затрат и постановки целевых тематических исследований.
С позиций ОНТ-ФНГМ логичным представляется истолкование причины неравномерного размещения залежей нефти и газа по разрезу и латерали глубинных недр, при относительно равномерном распределении органических осадков
по регионам Земли. Масштабное продвижение ювенильного водорода сквозь
мантийный субстрат может осуществляться только силой глубинного давления
по разломам субмантийного заложения, в том числе в зонах спрединга. При наличии природных резервуаров в зоне прорываемого разлома образуются залежи
56
метана [17]. Также получает истолкование открытия чисто нефтеносных и чисто
газоносных областей. В зонах наличия массивов углистого вещества “омывающий” их водород образует нефть, осуществляя гидрогенизацию угля вплоть до
остаточного графита. В породах с малым содержанием углерода на пути продвижения ювенильного водорода формируются газовые месторождения.
Заключительные положения
Планета Земля это энергетически насыщенное, вращающееся в невесомости,
самостабилизирующееся, самогравитирующее тело, основная масса которого
инертна. Возможно, что в недрах своих Земля весьма несимметрична и состоит
из плавно-меняющегося по составу "минерального коктейля". Вероятнее всего
все основные геологические события происходят в зоне межблочных разломов
мантийного заложения, и на приблизительно сферичных границах внешнего и
внутреннего ядра, мантии и астеносферы. Без вулканов и мантийных разломов,
через которые разряжается выделяемая при дегидротации ядра энергия, Земля
бы попросту взорвалась. Наблюдаемые сейсмические границы это возможно не
переход гранитов в базальты и т.п., а смена фазового состояния, уровня и вида
флюидного насыщения (в том числе внутрикристаллического).
Средняя глубина океана это 0,08% от радиуса Земли. Объём Земли примерно
в 800 раз больше объёма водной массы океана. Поэтому перетекание воды морей в новое ложе при гравитационном восстановлении формы геоида нарушенной геодинамическими процессами орогенеза и при пульсационном расширении
Земли, явление пренебрежительно малое по отношению к размерам планеты, и
возможно неоднократно происходящее в масштабах планетарного тела. Неоднократные трансгрессии и регрессии океана в зоне Большого Донбаса способствовали накоплению пород-коллекторов и пород-покрышек в глубоко захороненных в настоящее время комплексах пород, которые несмотря на метаморфизм,
возможно, сохранили коллекторские свойства.
Исходя из прагматического понимания глубины и плотности изученности
недр, а также масштабов геотектонических процессов, ОНТ-ФНГМ ставит перед
собой задачу использования методов математического моделирования для обоснования поисковых объектов на пока не изученных глубинах. В отличие от доминирующих теорий нефтегазообразования, в основу ОНТ-ФНГМ заложен механизм не синтеза (происхождение из простого), а деструкции (ожижение сложного) исходного вещества. По своему химическому составу каменный уголь
представляет собой смесь сложных высокомолекулярных ароматических соединений углерода, частично водорода и кислорода, с небольшим количеством минеральных примесей. Поэтому из относительно сложного вещества, их угля возможно получить ещё более сложное, нефтеподобное вещество.
При разработке ОНТ-ФНГМ основной упор сделан не на “ленивую”, многовековую струйную миграцию флюидов, а на высокоскоростную, принудительную эвакуацию нефтеподобных субстанций из зоны реакции в зону аккумуляции. Осадочно-неорганическая теория происхождения нефти существенно расширяет сырьевую базу нефтеобразования, делая её сопоставимой по объёму с
парагенетическим ископаемым – углем (с учётом возможностей трансформации
и аккумуляции). Она формирует понятийный базис для разработки системы рас57
познавания образа гидриднообработанной толщи угля, при наличии которой
есть смысл искать, а также создавать искусственные ловушки углеводородов в
нижележащих горизонтах.
Литература
1. Добрянский А. Ф. Геохимия нефти. М.: Гостоптехиздат. 1948г. 476 с.
2. Карцев А.А. Основы геохимии нефти и газа. М., изд-во «Недра», 1969 г., стр. 272.
3. Радзівіл А.Я. Геологія вуглегазових басейнів (провінцій) України. / Радзівіл А.Я., А.В.
Іванова, Л.Б. Зайцева; НАН України Ін-т геол. наук. – К.: Логос, 2007 – 179 с.
4. Евдощук Н.И.Геотектоника и перспективы нефтегазоносности Донбаса. / Н.И. Евдощук,. В.Д Омельченко, Т.Н. Галко; НАН Украины, Ин-т геоф. им. Субботина, ИГН. –
Киев, изд. УкрДРГІ, 2002. – 89 с.
5. Кудрявцев Н.А. Состояние вопроса о генезисе нефти на 1966 г. В сб. докл. Генезис
нефти и газа. АН СССР, М., Недра. 1967. – , С. 262-291.
6. Линецкий В.Ф. О далёкой латеральной миграции нефти. В сб. Проблемы происхождения нефти. АН УССР, ИГН. – К., Наукова думка. 1966. – С. 223-231.
7. Краюшкин В.А. Образование многопластовых месторождений за счёт восходящей
вертикальной миграции. В сб. Проблема неорганического происхождения нефти. АН
УССР, ИГН. – К., Наукова думка. 1971. – С.135-151.
8. Чекалюк Э. Б. Термодинамика нефтяного пласта. М., Недра. 1965. – 240 с.
9. Гожик П.Ф., Краюшкин В.А. О жизни, творчестве и научном наследии академика В.Б.
Порфирьева. В сб. Владимир Борисович Порфирьев. Учёный, геолог, педагог, человек. –
Киев.Научн. изд. Ин-та геол. наук НАН Украині, 2000. – С. 14-46.
10. Хаин В.Е. Нефть: условия залегания в природе и происхождение. / МГУ, Соросовский образовательный журнал, Том 7, №7, 2001. С.75-82.
11. Лукин А.Е., Пиковский Ю.И. О роли глубинных и суперглубинных флюидов в процессах нефтегазообразования // Геологічний журнал. 2004 — №2.— С. 21-33.
12. Вороной Е.Е. Парагенезис вулканических пород и горючих ископаемых: Монография. - Х.: Оригинал, 2002. - 166 с.
13. Соколов, Б. А. Новые идеи в геологии нефти и газа: Избранные тр. / Б.А.Соколов. М. : Изд-во МГУ, 2001. - 480 с.
14. Чебаненко И.И., Евдощук Н.И., Клочко В.П., Токовенко В.С. Осадочнонеорганическая теория формирования нефтяных и газовых месторождений. – Геология
нефти и газа. №5, 2000. – с. 50-52
15. Бардин А.А. Гипотетический вариант процесса образования глубинного водорода //
Тр. междунар. науч.-практ. конф. “Генезис нефти и газа и формирование их месторождений как научная основа прогнозов и поисков новых скоплений”. – Чернигов, 2001. – С.
40–41.
16. Бардин А.А. Гипотетическая оценка запасов ювенильного водорода в ядре Земли //
Тр. V междунар. конф. “Проблемы геодинамики и нефтегазо-носности ЧерноморскоКаспийского региона”. – Гурзуф, 2003. – С. 27–38.
17. Бардін О.О., Бардіна О.О. Науковий твір "Оцінка запасів ювенильного водню у ядрі
Землі, обґрунтування механізму його акумуляції на етапі акреції, механізму міграції на
етапі нафтогазоутворення і технології видобутку". Свідоцтво Державного департаменту
інтелектуальної власності про реєстрацію авторського права №7729, від 09.06.2003р, 18 с.
18. Ларин В.Н. Гипотеза изначально гидридной Земли. – М.: Недра, 1980. – 216 с.
19. Бардін О.О., Бардіна О.О. Допоміжний критерій промислової алмазоносності
кімберлітів, на основі гіпотези про гідридну енергетику кумулятивних трубок вибуху //
Енергетика Землі, її геолого-екологічні прояви, науково-практичне використання: Тр.
58
Київського національного університету ім. Т.Г. Шевченко. – К.: Видавничополіграфічний центр “Київський університет”, 2006. – С. 201-206.
20. Шнюков Е.Ф., Гожик П.Ф., Краюшкин В.А., Клочко В.П. В трех шагах от субмаринной добычи газогидратов // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2007.
№1. С.32-51
21. Сухарев Г.М., Тарануха Ю.К. Полезные ископаемые Кавказа. – М.: Недра, 1979. –175 с.
О ПЕТРОФИЗИЧЕСКОМ ИЗМЕРЕНИИ НЕТРАДИЦИОННЫХ
КОЛЛЕКТОРОВ
Б.Н.Еникеев, В.В.Колесов, М.Л.Лебедева, О.А.Смирнов, О.М.Сусанина
ЗАО “ПАНГЕЯ”
The Russian and Foreign articles were analyzed for Bazhen sediments and its international analogs. The methodology of log data interpretation of Bazhen sediments has
been studied.
Введение
Традиционное для западных публикаций разделение на shale-gas, shale-oil и
более широкое unconventional reservoir не находит в полной мере отражения в
российской практике. С другой стороны легко встретить в литературе сопоставления отложений типа Gas -shale с российскими отложениями типа баженовской
или тутлеймской свиты.
Скрытый в таких лингвистических упражнениях парадокс заключается в том,
что классические отложения типа Gas-shale обычно не допускают самоизлияния
и требуют гидроразрыва. C другой стороны, под баженовской свитой подразумевают несколько пачек пород со значимо различающимися характеристиками,
часть из которых (обычно кремнистая или карбонатная) может представлять из
себя коллекторы с подвижной нефтью. Таким образом существует как минимум
два целевых класса пород, к которым примыкает третий класс (породы не являющиеся ни источником запасов ни потенциальными коллекторами).
При этом в России закономерно стоит вопрос о петрофизических и каротажных индикаторах зон с одной стороны содержащих “сланцевую нефть”, а с другой содержащих ее в подвижном виде и вопроса о способах воздействия на
пласт.
В этой связи представляет интерес с одной стороны литолого-петрофизический анализ особенностей пород указанных трех классов, а с другой петрофизические и каротажные особенности, которые позволяют эти классы выделять.
Объем исследований специалистов из Западной Сибири, Москвы, Петрограда, много лет занимавшихся и занимающихся этими объектами достаточно велик, но усилия их обычно разрознены и порой недостаточно соотнесены с работами, выполненными на Западе. Кроме того значительная часть проблем обусловлена отсутствием как консенсуса по подготовке образцов, по раздельному
изучению пород разных классов, так и проблемностью и сложностью техноло59
гий оценки таких физических свойств образцов как пористость и проницаемость.
О компонентном составе баженовских отложений и пород типа Gas-shale
Изучение объектов обрабатываемых в ЗАО “ ПАНГЕЯ ” и анализ литературы
позволил нам построить упрощенный рисунок, отражающий характерные особенности компонентного состава пород баженовской свиты (по разным регионам, включая красноленинский и сургутский свод) и различных отложений типа
Gas-shale.
Уже указанные трудности (в разных лабораториях как в России, так и за рубежом, используют разные методики определения компонентного состава и выделяют разные минералы) до некоторой степени усложняют подобный анализ.
Рис. 1. Матричный плот взаимосвязи суммарной глинистости-суммарной карбонатности
и содержания кварца с полевыми шпатами (цветокодировка по номеру объекта, меньше
3- GasShale).
На рисунке 2 приведены соотношения между содержанием двух из этих компонент и отдельно (продифференцированные по типу бажен – Gas-shale)
60
Рис. 2. Матричный плот взаимосвязи суммарной глинистости-суммарной карбонатности
(цветокодировка слеваи по содержания кварца с полевыми шпатами. справа по Gas-shale
и по отложениям бажена).
Приводимые рисунки демонстрируют не только элементы сходства и различия, но и закономерности сочетания пород, различающиеся для отложений разного типа.
Наряду с указанными закономерностями известны часто наблюдаемые и логико-профессионально объясняемые положительные корреляции содержания
ТОС с глинистостью и содержания кварца с размером зерен и проницаемостью.
Отдельная тема (за рамками данного сообщения) содержание пирита и сидерита
и их корреляция с содержанием иных компонент.
Проблемы оценки свойств баженовских отложений методом
петрофизической инверсии
Приведенные выше результаты принципиально важны при использовании
петрофизической инверсии, поскольку выбор состава отыскиваемых минералов
значимо сказывается на результатах.
Кроме того инверсия, выполняемая при числе искомых компонент породы
равном числу методов каротажа, нередко оказываются неустойчивыми при числе компонент большем четырех-пяти.
Поэтому сходные соотношения в виде корреляционных полей и взаимосвязи
ранее были использованы нами при интерпретации данных каротажа методом
петрофизической инверсии и помогают в получении устойчивых результатов [ ].
Вместе с тем применение петрофизической инверсии имеет серьезные ограничения поскольку физико-химические свойства минералов (в первую очередь
радиоактивность и фобность), как правило, отличается от свойств тех же минералов в зависимости от уровня содержания глин и расположения в разрезе. Таким образом, применение метода петрофизической инверсии без учета такого
тренда или с различными способами задания констант будет приводить к смещенным результатам.
61
В условиях малого и часто смещенного и зашумленного комплекса методов каротажа петрофизическая инверсия неприменима.
Проблемы оценки свойств баженовских отложений
упрощенными методами
В этом случае практикуется три широко распространенные альтернативы методу петрофизической инверсии
Первая из них – применение методов индикаторов. В условиях баженовских
отложений это обычно сопротивление и радиоактивность (суммарная или по урану). На Западе для оценки ТОС широко применяется метод Passy, основанный на
нормализации данных сопротивления и акустического каротажа. Возможности
этого метода ограничены степенью вариабельности компонентого состава.
Вторая альтернатива - формальное использование программ классификации
или самообучения. Недостатком такого подхода является формирование большого
числа классов (нередко более десяти) с последующим объединением целевых.
Третья альтернатива – введение понятия электрофаций в рамках отложений
бажена и ручное прослеживание перспективных. Недостаток такого подхода в
элементt вносимой им субъективности.
Приемом, существенно повышающем устойчивость методов классификации
является применение для нее дополнительного признака, отражающего различие
расположения классов по разрезу. Переход к нормализованной по мощности
глубине для баженовских отложений и введение ее как переменной повышает
надежнось результатов.
В целом эффективность использования каротажа контролируется качеством
методов каротажа. Наш опыт показывает, что зашумленность методов каротажа
частично может быть уменьшена путем эталонирования методов с использованием данных по васюганской свите.
Литература
1. Passey Q.R., Greaney J.B., Kulla, F.J., Moreti and Stroud J.D. 1990. A Practical Model for
Organic Richness from Porosity and Resistivity Logs. Bulletin AAPG, Dec. v.74, p. 17771794.
2. Enikeev B.N. Fitting and solution of Inverse petrophysical problem on the basis of combination of the parametric and nonparametric interconnections. Geophysics of the 21st Century The Leap into the Future St-Petersburg 2003
СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ, РЕЗУЛЬТАТЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ
ОСВОЕНИЯ РЕСУРСОВ СЛАНЦЕВОГО ГАЗА В США И ЕВРОПЕ
И.В. Жилина
Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН), г.Москва
Проведен сравнительный анализ влияния ряда факторов, существующих в США и
аналогичных в Европе, на развитие газосланцевой промышленности. Исследование показало, что добыча этого вида сырья в Европе совершенно нерентабельна и, учитывая
62
жесткие требования по экологии, пока практически невозможна. При анализе учитывались геологические, инфраструктурные, экономические и экологические факторы.
The comparative analysis of influence of factors, that exist in the U.S. and the same factors
in Europe, on development shale gas industry was carried. The study showed that the production of this raw material in Europe is uneconomic and, given the stringent requirements on the
environment, while nearly impossible. Analysis was based on geological, infrastructural, economic and environmental factors.
В период с 2007 по 2011 г. добыча газа в США выросла с 698,4 до 806,4 млрд.
м3, в том числе доля сланцевого газа увеличилась с 13 до 30% [1], что позволило
США занять лидирующие позиции по добыче газа в мире. Однако, опыт разработки сланцевых месторождений показывает, что ситуация с добычей сланцевого газа отнюдь не так проста.
Своим успешным прорывом и преувеличенными оценками перспективных
ресурсов сланцевого газа США подтолкнули и Европу к освоению этого вида
ресурса. В 2010 году в Европе стартовало девять проектов разведки на сланцевый газ (в Германии, Венгрии, Швеции, Великобритании, Австрии и Польше).
Однако не везде попытки бурения привели к положительным результатам. В ряде стран (Франция, Германия, Чехия, Болгария) в 2010 году ввели запрет на добычу сланцевого газа на несколько лет из-за применения технологии гидроразрыва пласта. Но уже в ноябре 2012 года на пленарной сессии Европарламента в
Страсбурге депутаты проголосовали за разрешение странам Евросоюза на разведку и добычу сланцевого газа с условием соблюдения экологических стандартов.
В данной работе предлагается сравнить влияние ряда факторов, существующих в США и благоприятных для разработки собственных месторождений
сланцевого газа, с влиянием аналогичных факторов на развитие газосланцевой
промышленности в Европе. К таким факторам относятся: геологические, инфраструктурные, законодательные, экономические и экологические.
США.
1. Активное и широкомасштабное освоение месторождений традиционного
газа в США, в прошлом, создало благоприятную ситуацию для добычи сланцевого газа сейчас: во многих случаях очень хорошо развита вся инфраструктура
по добыче и переработке газа; достаточно высока степень геологогеофизической изученности недр; наблюдается переизбыток на рынке бурового
оборудования (в т.ч. б/у по низким ценам).
2. Богатая ресурсная база. В марте 2011 года статистическое агентство при
Министерстве энергетики США Energy Information Administration (EIA) опубликовало отчет, из которого видно, что технически извлекаемые ресурсы сланцевого газа в США на 31.12.2009 года составили 24,4 трлн. м3 [2]. Значительные
запасы и ресурсы метана в сланцевых пластах залегают относительно неглубоко
(от 450 до 3000м.). К явным плюсам можно отнести и огромные незаселенные
территории, и непосредственную близость к рынку сбыта (Нью-Йорк, Филадельфия, Бостон и др.).
3. Экономический кризис и заинтересованность правительства в снижении
затрат на закупку импортного газа, а также ориентация на создание рабочих
63
мест для местного населения подтолкнули США к формированию существенных льгот и государственной поддержки при добыче нетрадиционного углеводородного сырья.
Сочетание этих факторов способствовало освоению месторождений сланцевого газа столь энергичными темпами. Однако перспективы дальнейшей разработки этих месторождений в США не такие радужные. Применение гидроразрыва пласта при добыче трудноизвлекаемых ресурсов имеет свою обратную
сторону. Участившиеся землетрясения в районах добычи сланцевого газа, загрязнения грунтовых вод химикатами вызвали волну акций протеста местного
населения. Также большое недовольство местных жителей вызывает неисполнение финансовых обязательств со стороны добывающих компаний. Это связано с
тем, что переизбыток газа на рынке США привел к резкому падению внутренних
цен на данный вид ресурса. Весной 2012 года, как сообщает Associated Press, цена на природный газ падала до 70 долларов за 1 тыс. м3, что в несколько раз ниже себестоимости добычи газа на сланцевых месторождениях. Негативно влияет
на ситуацию и наличие больших долговых обязательств добывающих сланцевый
газ компаний перед банками [3].
В результате, в настоящее время в США правительством вводятся достаточно
жесткие требования к мерам безопасности при добыче сланцевого газа. Добыча
сланцевого газа в штате Нью-Йорк уже запрещена. Многие лидирующие в этой
области компании объявили о существенном сокращении объемов производства
и капитальных вложений в бурение [4].
Европа.
Условия для добычи сланцевого газа в Европе сильно отличаются от таковых
в США. Несмотря на то, что ресурсы сланцевого газа в Европе оцениваются достаточно высоко, согласно отчету EIA на начало 2010 г. они составляют 5,1 трлн.
м3 [2], существует ряд геологических, экономических и законодательных моментов, которые затрудняют его добычу.
1. Геолого-геофизическая изученность в Европе существенно ниже чем в
США (освоение и поиски газосланцевых месторождений находятся на ранних
стадиях).
2. Сланцевые породы в Европе залегают глубже, что сразу же повышает себестоимость добычи. Доступ к большим территориям, на которых можно бурить
все новые и новые скважины, сильно затруднен из-за высокой плотности населения. При этом, если взять самый оптимистичный сценарий открытия и освоения месторождений сланцевого газа в Европе, то потребуется бурение как минимум 800−1000 скважин ежегодно [5].
3. Стоимость бурения скважин и обустройства месторождений в Европе по
оценкам экспертов в 4 раза дороже. Отсутствуют небольшие, мобильные сервисные компании, имеющие опыт и технологии для разработки сланцевых формаций. Очень высока стоимость необходимого бурового оборудования. Сочетание перечисленных факторов с неблагоприятным налоговым режимом в большинстве европейских государств, значительно затрудняет развитие газосланцевой отрасли в Европе.
Одним из наиболее важных факторов, осложняющих добычу сланцевого газа,
является наличие очень жестких требований по экологической безопасности, от64
сутствие удовлетворительных методов очистки загрязненных вод, то есть принятое в Европе экологическое законодательство фактически не допускает использования вредных для окружающей среды технологий разработки этих ресурсов.
Таким образом, проанализировав американский опыт разработки месторождений сланцевого газа и рассмотрев, как «работают» факторы, способствующие
развитию американской газосланцевой промышленности, в Европе - можно сделать следующий вывод: добыча этого вида сырья в Европе совершенно нерентабельна и, учитывая жесткие требования по экологии, пока практически невозможна. Вряд ли загрязнение грунтовых вод, землетрясения, бурение огромного
количества скважин и строительство к ним газопроводов будет выгодно большинству европейских стран, экономика которых напрямую связана с постоянными значительными доходами от аграрной деятельности и туризма.
Список использованных источников
1. Natural Gas Summary, released on April, 29th 2011 // EIA. 2011. URL:
http://www.eia.gov/dnav/ng/ng_sum_lsum_dcu_nus_a.htm
(дата
обращения
28.01.2013).
2. World Shale Gas Resources: An Initial Assessment of 14 Regions Outside the
United States // Full Report of U.S. Energy Information Administration, released
April, 2011. URL: http://www.eia.gov/analysis/studies/worldshalegas/pdf/ fullreport.pdf (дата обращения 31.01.2013).
3. Хуршудов А. Эйфория вокруг ресурсов сланцевого газа в десятки раз
превышает реальную оценку запасов // СПбО Института геоэкологии РАН, НИЦ
Гидрогеологии ГФ СПбГУ, 12 марта 2010г. URL: http://www.hge.spbu.ru/ index.php?option=com_content&task=view&id=2023&Itemid=88 (дата обращения
22.11.2012).
4. Bloomberg press: закат сланцевого газа // Вокруг газа - электронный журнал:
материалы
29.04.2012.
URL:
http://www.trubagaz.ru/issue-of-theday/bloomberg-press-zakat-slantsevogo-gaza/ (дата обращения 22.11.2012).
5. Шадурский А.В. «Сланцевая революция» и изменение условий обеспечения энергетической безопасности в европейском союзе // Известия Российского государственного педагогического университета им. А.И. Герцена, 2011 г. №131. – с. 356-362.
УСЛОВИЯ ОБРАЗОВАНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЛАНЦЕВОГО ГАЗА
И.В. Жилина, А.В. Ершов
Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН), г.Москва
Работа посвящена изучению геологических условий необходимых для формирования
газосланцевых месторождений. Понимание литологии пород-источников сланцевого газа определяет правильное направление их поисков. Определены основные литологогеохимические характеристики вмещающих пород.
65
This paper studies the geological conditions necessary for the formation of shale gas fields.
Understanding lithology of deposits source of shale gas determines the correct direction of
search. The main lithological and geochemical characteristics of the host deposits was determined.
В России вопрос о перспективах и распространении газосланцевых источниках изучен крайне слабо (основной упор всегда делался на богатую ресурсную
базу обычных месторождений). Оценки ресурсов сильно расходятся. Основной
причиной такого расхождения является крайне низкая изученность территорий
перспективных на поиски месторождений сланцевого газа, поэтому очень приблизительные оценки можно делать пока только на основе геологических аналогий с бассейнами Северной Америки. Однако и в США пока не существует однозначной оценки ресурсов этого вида сырья.
В настоящее время в России интерес к освоению запасов «сланцевых» углеводородов растёт. В первую очередь, сейчас актуальны вопросы о газосланцевом потенциале России, перспективах освоения этого вида сырья, влияние развития сланцевой промышленности в США, и вероятным ее возникновением в
Европе и Китае, на развитие газодобывающей промышленности России.
Настоящая работа посвящена изучению геологических условий необходимых
для формирования месторождений сланцевого газа. Безусловно, залежи сланцевого газа имеют свои особенности, которые влияют на стратегию поисков, разведки и эксплуатации таких месторождений.
Месторождения сланцевого газа занимают большие площади и характеризуются значительными толщинами вмещающих пород, но отличаются крайне низкой
проницаемостью, которая в тысячи раз меньше, чем у обычных газовых резервуаров. В отличие от традиционных месторождений, залежи сланцевого газа находятся в плотных материнских породах. Газ залегает в практически непроницаемой
породе без структуры и газо-водяного контакта. Большая часть газа находится в
адсорбированном виде: в порах органического вещества, преобразованного в процессе катагенеза, а также на поверхности керогена, который отличается огромной
площадью поверхности. Остальная часть газа находится в свободной форме в отдельных порах и микротрещинах, не связанных в единую систему, что не позволяет газу мигрировать в другие породы.
Понимание литологии пород-источников сланцевого газа определяет правильное направление их поисков. Исходя из американской терминологии, многие считают, что газ добывают действительно из сланцев. В России сланцы – это
общее название для метаморфических пород наиболее слабых степеней метаморфизма, характеризующиеся ориентированным расположением породообразующих минералов и способностью раскалываться на тонкие пластины или
плитки (сланцеватостью). Сланцы различаются по характеру исходных пород и
по степени метаморфизма [1]. Породы, вмещающие сланцевый газ на месторождениях в США, не являются метаморфическими и зачастую не обладают сланцеватостью.
Основная порода – очень тонкозернистые глинисто-алевролитовые отложения, имеющие смешанный состав кварца или кальцита, глин и карбонатов. Содержание глинистых минералов не должно превышать 50%. Иначе из-за пла66
стичности глин, в породе не смогут образовываться трещины – основные пути
миграции для добычи газа. Общим признаком для всех месторождений сланцевого газа в Америке является очень мелкий размер зерен от 0,5 до 0,005 мм. Сочетание таких мелких зерен с глинистыми минералами делает проницаемость
породы незначительной.
Другой важной характеристикой вмещающих пород является пористость.
Объем пор и микротрещин, в которых газ находится в свободном состоянии,
должен содержать достаточные для разработки запасы. В работах [2,3] необходимая пористость указана в пределах 3–10%.
Следующий важный фактор – содержание органического вещества в породе.
Не случайно в составе пород должны присутствовать глины. Как правило, глины
содержат большое количество органического вещества. Концентрация органического вещества (% по массе) в горных породах обычно не превышает 1% (субкларки): в глинистых 0,9%, алевритистых 0,45%, карбонатных и песчаных породах 0,2%. По данным содержания ОВ в основных отложениях на различных месторождениях сланцевого газа США можно сделать вывод, что для формирования данного вида сырья во вмещающих газ породах достаточно концентрации
ОВ 1,5–2%.
Так же важно понимание типа органического вещества и степени его катагенеза. Для образования газообразных углеводородов преимущественно подходит
ОВ гумусового и гумусово-сапропелевого типов, причем газообразование для
этих типов происходит практически на всех этапах катагенеза и, таким образом,
предшествует и завершает нефтеобразование. На количество накопившегося органического вещества влияет темп осадконакопления. Чем больше скорость
осадконакопления, тем больше количество ОВ накопилось в породе. Однако
следствием высокой скорости накопления и погружения осадочных толщ также
может являться низкая степень преобразования органического вещества в условиях воздействия высоких температур.
Таким образом, залежи сланцевого газа следует искать в очень тонкозернистых глинисто-алевролитовых породах смешанной литологии, которые являются одновременно материнской породой и резервуаром. Литология: основная составляющая кварц или кальцит, карбонаты и глины (не более 50%). Размер зерен
– от 0,5 до 0,005 мм. Пористость вмещающих пород должна составлять 3-5%.
Содержание органического вещества – в пределах 2-20%. Степень катагенеза –
от МК1 до АК.
Поиск таких резервуаров базируется больше не на традиционных методах
(сейсмические работы, каротаж), а на исследовании химико-минералогических и
технических свойств пород. Соответственно, необходимо проводить детальный
анализ литологии, степени преобразования органического вещества, типа органического вещества и ряда других геолого-геохимических показателей.
Список использованной литературы
1. Геологический словарь: в 2-х томах/ Х. А. Арсланова, М. Н. Голубчина, А. Д. Искандерова и др.; под ред. К. Н. Паффенгольца. — 2-е изд., испр. — М.: Недра, 1978.
67
2. Дмитриевский А.Н. Сланцевый газ – новый вектор развития мирового рынка углеводородного сырья / Дмитриевский А.Н., Высоцкий В.И. // Вестник ОНЗ РАН. – 2010. – Т.
2. – с. 1-7.
3. Жарков А.М. Оценка потенциала сланцевых углеводородов России // Минеральные
ресурсы России. Экономика и управление. – 2011. - № 3. – с. 16-21.
РЕГИОНАЛЬНЫЕ ОСОБЕННОСТИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ АВПД
И ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В ГЛУБОКИХ ГОРИЗОНТАХ
СЕВЕРНОЙ ЧАСТИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Ю.А. Загоровский
ООО «Газпром геологоразведка», г. Тюмень
The article shows the statistical data of well-tests in the overpressure intervals and
regional features of overpressure distribution in the Arctic part of West Siberia. Overpressure is connected with oil and gas saturation. It controls by neo-tectonic uplift,
«basalt windows» and rift system. The article proves, that the unique Cenomanian gas
deposits are just gas hats of huge hydrocarbon deposits, which are buried in deeper
formations of the sedimentary cover.
Основная проблема изучения флюидов в пластовых условиях - недостаточное
количество кондиционной, достоверной информации. В связи с этим, полезно
установить отношения между процессами тектогенеза, флюидомиграции, феноменами аномально-высокого пластового давления (АВПД) и региональной продуктивности, наличием нетрадиционных залежей углеводородов и повысить
достоверность информации путём её комплексирования.
Статистика замеров по месторождениям северной части Западной Сибири
показывает, что пластовое давление в пределах залежи с АВПД мало зависит от
глубины замера (расстояния от источника разгрузки пластовых вод), вероятно,
оно определяется положением относительно иных источников питания. Как
следствие, в масштабе отдельной структуры или группы структур мы наблюдаем обратную зависимость коэффициента аномальности пластового давления от
глубины замера (рисунки 1).
Однако, в региональном плане пластовые давления в кровле тюменской свиты в основном определяются близостью к наиболее погруженным частям бассейна в которых наибольшая мощность разреза и глубина отдельных стратиграфических горизонтов. Это означает, что в региональном плане зависимость коэффициента аномальности от глубины – прямая (рисунок 1).
Для понимания локальных и региональных особенностей распределения
АВПД в глубоких горизонтах Западно-Сибирского бассейна и построения региональных и локальных прогнозных карт коэффициента аномальности пластового давления необходимо понять причины указанного противоречия региональных и локальных выборок.
Западно-Сибирский бассейн – не родившийся океан [1]. Он имеет рифтовое
происхождение. Наиболее погруженные части бассейна – древние рифты, дно
68
Рисунок 1. Графики зависимости замеренных значений коэффициента аномальности в
прикровельной части отложений тюменской свиты (пласты Ю2-Ю3) от абсолютной отметки кровли баженовской свиты. Синим цветом выделены значения замеров в скважинах северной части Надым-Пурской нефтегазоносной области
которых заполнено вулканогенными породами, а выше – мощный осадочный
чехол. Доказано, что аномальная флюидодинамическая система в недрах Западно-Сибирского бассейна генетически связана с глубинными, тектоническими
процессами [2, 3].
Инверсионно-кольцевые структуры (ИКС) или аномально кольцевые зоны
(АКЗ), наблюдаемые на сейсмических временных разрезах и называемые в западной литературе Gas Chimney («газовые трубы») образованы понижением
сейсмичесих скоростей в зоне гиперАВПД и есть не что иное, как погребённые
очаги миграции глубинных флюидов [4, 5, 6]. Локализация их преимущественно
Большехетской впадине и прилегающих районах, т.е. в наиболее погруженных
частях Западно-Сибирского бассейна, соответствует предполагаемой по материалам глубинных исследований реликтовой области распространения коры
океанического типа [7].
В недрах полуострова Ямал АВПД проникает выше всего по разрезу осадочного чехла - в песчаные отложения танопчинской свиты (неоком-апт). Вероятно,
указанное сокращение минимальной глубины залегания пластов с АВПД (до 1,8
км на Харасавэйской структуре, по сравнению с 2,5 км в Надым-Пурском районе) как раз и объясняется тем, что эта часть бассейна наиболее приближена к
зоне спрединга, связанной с раскрытием Северного Ледовитого океана. Сопутствующие напряжения земной коры передаются в южном направлении и преобразуются в сдвиговые и восходящие движения блоков кристаллического фундамента. Область распространения АВПД в арктических районах Западной Сибири совпадает с областью неотектонического воздымания. И то и другое связано с
процессами вертикальной флюидомиграции.
В центральной, Надым-Пур-Тазовской нефтегазоносной области АВПД обладают литологически изолированные залежи глубоких горизонтов осадочного
чехла (2,5 км и глубже). Это песчаные тела в неокомских отложениях кромкошельфового генезиса, в песчаных пластах ачимовской толщи и тюменской свиты.
69
Рисунок 3. Региональная карта коэффициента аномальности в верхней части отложений
тюменской свиты (пласты Ю2-Ю3) с наложенными изогипсами кровли ОГ А, ИКС (точки), системой рифтов и границами известных месторождений углеводородов
Очень интересна и показательна статистика результатов испытания объектов
ачимовской толщи и тюменской свиты северной части Надым-Пурского междуречия. Из всех пробуренных и испытанных скважин не удалось получить ни одного надёжно интерпретируемого притока пластовой воды. Отсутствие гипсометрического контроля продуктивности говорит о повсеместной насыщенности
этих пластов углеводородами. Этот факт стирает принятые границы месторождений, делая их «верхушками углеводородного айсберга», скрытого в глубоких
горизонтах осадочного чехла. Проблемы их освоения целиком связаны с вне70
дрением совершенных технических решений и оптимальных технологий разработки.
Нефтегазонакопление – элемент более масштабного явления – дегазации
Земли, детектор которого – осадочный чехол. Распространение залежей газа в
глубоких горизонтах осадочного чехла контролируется эндогенной активностью, процессами неотектонического воздымания, «базальтовыми окнами» и
системой рифтов. Пример тому – региональная продуктивность отложений ачимовской толщи и тюменской свиты. Уникальные сеноманские залежи – газовые
шапки гигантских местоскоплений углеводородов, скрытых в глубоких горизонтах осадочного чехла.
Литература
1. Аплонов С.В. Геодинамика глубоких осадочных бассейнов. Санкт-Петербург: Издательство Санкт-Петербургского университета. 2000. – 60 с.
2. Нежданов А.А., Пономарев В.А., Туренков Н.А., Горбунов С.А. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири. - М.: изд. Академии горных наук. 2000.
– 218 с.
3. Аникиев К.А. Аномально высокие пластовые давления в нефтяных и газовых месторождениях. Ленинград: Недра. 1964. – 168 с.
4. Гиршгорн Л.Ш. Дисгармоничные поднятия в осадочном чехле севера ЗападноСибирской плиты. Советская геология. 1987, № 4. С. 63-71.
5. Aminzadeh, F. and Connoly, d. Hydrocarbon Phase Detection and Ather Application of
Chimney Technology. AAPG Int. Conference, Cancun, 2004.
6. Шелихов А.П. Магнитно-плотностная модель района Хальмерпаютинского месторождения. Горные ведомости. 2008, № 2. Тюмень: изд. ОАО «СибНАЦ». 2008. С. 56-59.
7. Аплонов С.В. Океанская литосфера в фундаменте Западно-Сибирской плиты. Советская геология. 1992, №5. С. 23-28.
ПРИМЕНЕНИЕ ТЕКТОНОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ
ДЛЯ УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ТЕКТОНИЧЕСКИХ
ПРЕДПОСЫЛОК ПОИСКОВ МЕСТОРОЖДЕНИЕ ГАЗА
В УГЛИСТЫХ СЛАНЦАХ И ИХ АНАЛОГАХ
ПРИ ГЕОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЯХ
Х.Г. Зинатов
ООО НПП «Геотраверс, г. Казань, galim 1923@rambler.ru
The necessity of and the technique of improve-tion of tectonic preconditions search
gas deposits in carbonaceous shales or lithological and petrophysical analogs based on
the application of methods in tectonophysical neogeodinamicheskih studies.
За последнее время Мир охватил настоящий бум по добычи природного газа
из углистых сланцев. По мнению специалистов США, газ добытый таким путем,
не смотря на большие затраты на буровые работы и на возникающие при этом
71
экологические проблемы, позволит США быть независимыми от поставщиков
газа, добывающих его традиционным путем. Известно, что, как на месторождениях каменного и бурого угля, так и в углистых сланцах, скопления и залежи углеводородных газов в основном связывалось с пористость, трещинами и, даже, с
антиклинальными складками. Однако в последние годы, в связи с возрождением
парадигмы о глубинном подтоке углеводородов в верхние слои земной коры и
признанием большинством нефтяников, связи месторождений нефти и газа с
разнопорядковыми разломами, выработалось представление о возможностях
формирования скопления газа в сланцевых и низкопроницаемых комплексах. В
них, как в глубинном и серхглубинном интервалах УВ-накопления, сохраняются, возможности формирования аномальных полей, «пятен» концентрации газа –
так называемых, «сладких пятен» (sweet spots). Такие аномальные участки совпадают с зонами развития более интенсивных деформаций, узлов пересечения
разломов, зон трещиноватости, микротрещиноватости, часто послойной, с проявлениями аномально высоких пластовых давлений и температур, а так же разломов, в том числе глубинных, выполняющих роль каналов для восходящих потоков флюидов углеводородов (УВ). Отмечено, что вторжение углеводородных
флюидов происходит параллельно с деформациями и вторичными изменениями
вмещающих газ пород. (Б.М. Валяев, Д.А. Астафьев, А.М. Кузин и другие.,
2012).
По представлениям Р.Х. Муслимова и И.Н. Плотниковой наиболее перспективными для прогноза и поисков залежей газов в Республике Татарстан (РТ) являются доманиковые отложения. Учитывая вышеизложенное, поискам залежей
газа в доманиковых отложениях на основе привлечения геофизических методов
и буровых работ должно способствовать опережающие эти работы исследования
по усовершенствованию тектонических предпосылок поисков месторождений.
Доманиковые отложения очень давно не являются «конформационнми» образованиями. Этот период для них закончился около 370 млн. лет тому назад. С
тех пор они, как и более древние по отношению к ним горные породы, а учитывая неогеодинамику, так и более молодые, претерпели многократные «деформационные» периоды развития, со всеми сопровождающими деформации вещественными изменениями изначально осадочного состава их пород. С учетом представлений об исключительно молодом возрасте современных месторождений УВ
и о новейшем времени последней, возможно, продолжающейся и сейчас, фазы
формирования залежей УВ (Вахрушев, 1959; Лобов, 1971; Ласточкин, 1973, 1974;
Ласточкин, Розанов, 1979; Розанов, 1980; Бескровный, 1993; Муслимов Р.Х. Зинатов Х.Г., Тарасов Е.А., Хайретдинов Ф.М., 2001; А.И. Тимурзиев, 2006 и многие
другие), равно как, генетической связи месторождений УВ с неотектонически активными естественных ансамблями парагенетичных (сопряженных по времени
образования и динамически) разнорорядковых дислокаций, усовершенствование тектонических предпосылок поисков месторождение газа в доманиковых породах рационально провести на основе неогеодинамических исслдований с привлечением тектонофизического анализа. Породы доманика, как и все другие породы верхних слоев земной коры, наиболее активно подвержены именно неотектоническим, можно сказать современным, деформационным изменениям,
72
которые сопровождаются внедрением УВ – флюидов. Неогеодинамические деформации и, соответственно, дислокации могут выполнять две функции:
1. Функцию по снижению парциального давления в доманиковых породах,
понижение которого обуславливается образованием зияющей трещиноватости, и
соответственно за счет «эффектов декомпресии» - «всасывание» из доманиковых пород в трещины отрыва наиболее летучих элементов, в том числе, углеводородных газов накопившихся в доманиковых отложениях, как в «депо», за их
долгую геологическую историю. Один из возможных вариантов ретроспективного анализа - реконструкции геодинамики юго-восточной части ВолжскоКамской антеклизы (ВКА) от неогеодинамики до геодинамики начала её формирования показал (Х.Г. Зинатов, 2011), что неогеодинамика ВКА, по-видимому,
определяющая сегодняшнее переформирование, формирование и даже разрушение месторождений УВ, уходит «корнями» в период зарождения ВКА: к началу
позднедевонской тектоно-магматической активизации и к началу накопления
осадков «карбонатного девона», когда коренная палеозойская перестройка в
развитии Урала и, возможно, Прикаспийской впадины оказали свое активное и
продолжающееся до сих пор воздействие на «самостоятельное и спокойное»
развитие рассматриваемой части Восточно-Европейской платформы, кардинально изменив его. Очевидно, эта, по продолжительности почти 370 - миллионнолетняя, перманентно активизировавшаяся, геодинамика ВКА изначально
«собирая и накапливая» все «достаточные и необходимые» факторы образования и сохранности месторождений углеводородов: тектонические, вулканические, гидротермальные син- и поствулканические, литологические, палеогеографические и многие другие, подчиненные основным, но не менее важные факторы, в конечном итоге, на неотектоническом этапе реализовала их в конкретные, ныне разрабатываемые месторождения УВ (нефти и битумов).
2. Функцию по образованию современных или по устойчиво повторяющейся
«реанимации» на неотектоническом этапе более древних, тектонофизически
предопределенных, поясов, зон, полей, и узлов УВ-эксплозий и «подпитки» глубинновозникающими УВ-флюидами, с формированием, предпочтительнее,
«сладких пятен» газовых залежей в доманиковых породах и/или в их литологопетрофизических аналогах.
Методика работ. Рациональной последовательностью выявления генетической связи рудоконцентрирующих дислокаций на месторождениях с рудоконтролирующими региональными дислокациями, или усоверщенствованию тектонических предпосылок поисков месторождений полезных ископаемых является
следующая методическая последовательность работ, по принципу - «от общего к
частному» (Х.Г. Зинатов, 1995; Р.Х. Муслимов, Х.Г. Зинатов, Е.А. Тарасов, Ф.М.
Хайретдинов, 2001; Х.Г. Зинатов, А.А. Ефимов, 2011; Х.Г. Зинатов, 2013):
1. Выявление и картирование на основе комплексного применения космических, историко-геологических, геоморфологических и других методов, с привлечением данных геолого-съемочных, геофизических работ и структурного бурения
статической модели современной структуры верхней части литосферы исследуемого региона как совокупности региональных и локальных неотектонических
блоков литосферы и осложняющие их, однопорядковых им, парагенетичных по73
граничных - межблоковых и внутриблоковых дизъюнктивных и пликативных
дислокаций, которые формируются под воздействием тектонических полей напряжений, возникающих, в свою очередь, при взаимно деформационном взаимодействии движущихся блоков литосферы.
2. Анализ выявленных неотектонические блоков и дислокации: охарактеризовать их морфологию, структуру, вещественное выполнение, глубину заложения и
так далее.
3. Синтезирование на основе методов тектонофизического анализа
дистанционной и наземной геолого-геофизической информации и построение
структурно-кинематических модели формирования и развития верхней части
земной коры исследуемого региона, с реконструкцией региональных и локальных
палео- и неотектонических полей напряжений, механизмов формирования
парагенетичных региональных и подчиненных им локальных дислокаций,
кинематики блоков земной коры и осложняющих их дислокаций, и в целом –
палео- и/или неотектонодинамической обстановки формирования современной
структуры верхней части земной коры исследуемого региона.
4. Выявление устойчиво повторяющейся связи определенных видов и генетических типов месторождений полезных с определенными по механизму формирования дислокациями, то есть, структурно-кинематических закономерностей их
размещения, и объяснение тектонодинамических (в свете полей напряжений) условий их образования и сохранности или уничтожения, с завершающим формулированием тектонических предпосылок поисков месторождений полезных ископаемых.
5. На основе усовершенствованных региональных и локальных тектонических
предпосылок поисков месторождений полезных ископаемых оценить, с учетом
других, не менее важных, факторов их образования, исследуемую территорию на
выявление новых месторождений полезных ископаемых.
Ожидаемые результаты. 1. На основе разработанных неогеодинамических
(современных) тектонофизических моделей формирования: а) ловушек газа в
горст-антиклинальных и грабен-синклинальных дислокациях, парагенетичных
однопорядковым разломам; б) механизмов зон трещиноватости вблизи узлов пересечения разнопорядковых разломов; в) штокверковых зон аномальной трещиноватости в породах фундамента и осадочного чехла земной коры РТ, в узлах
пересечения разнопорядковых право- и левосторонних сдвигов, будут разработаны или усовершенствованы тектонические предпосылки поисков газовых залежей в углистых сланцах или в доманиковым отложений РТ, или в их литолого-петрографических аналогах. 2. Синхронно будет решаться актуальная практическая задача: разработка методов прогнозирования и картирования каналов
скрытой разгрузки в осадочный чехол и кристаллический фундамент земной коры
глубинных геофлюидов, включая УВ, то есть флюидодинамических структур глубинной эксплозии и нефтяного диапиризма, как формы проявления «холодной»
ветви гидротермальной деятельности.
Не исключено, что на территории РТ многие залежи газа в доманиковых отложениях могли быть разрушены при буровых работах на нефтяные залежи в
терригенном девоне (?).
74
Естественно, что прогнозирование и картирование каналов скрытой разгрузки
в осадочный чехол и кристаллический фундамент земной коры глубинных геофлюидов и газовых эманаций, включая УВ, выявление структурнокинематических закономерностей размещения и динамических условий образования, сохранности, подпитки и разрушения газовых залежей в неоднакратно деформированных доманиковых породах, на основе геолого-геофизической и тектонофизической интерпретации материалов дешифрирования космических
снимков, является только преддверием такого прогнозирования и одним из вариантов усовершенствования тектонических предпосылок для постановки поисковых работ. Более обоснованным прогнозирование может стать при применении на спрогнозированных по предлогаемой методике площадях комплекса атмогеохимических, наземных геохимических, геофизических методов: «легких» Метод низкочастотного сейсмического зондирования (НЗС) (Н.Я Шабалин и др.,
2009 -2012) и «тяжелых» - Метод 3Д (А.И. Тимурзиев, 2004 - 2013; и др.), а также
при привлечении сведений мониторинга длительно сохраняющейся повышенной
нефтеотдачи скважин, улучшения качества и состава нефти, возобновления запасов нефти на разрабатываемых месторождениях вблизи или в узлах пересечения разломов. В совокупности эти исследования позволят отбраковать малоперспективные и наметить наиболее перспективные зоны, поля и узлы аномальной
концентрации газов - «сладких пятен» газовых скоплений в доманиковых породах и/или их аналогов, в связи с неогеодинамически активных дислокациями и
послужить обоснованием для постановки геофизических и буровых прогнозно поисковых работ.
МИНЕРАЛЬНО-ПОРОДНЫЕ И ФЛЮИДНЫЕ ИНДИКАТОРЫ ГЛУБИННЫХ ПОТОКОВ И ОСТАТОЧНЫХ РЕСУРСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ
В ВУЛКАНОГЕННО-ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНАХ ДРЕВНИХ ЩИТОВ
А.И. Ивлиев
Геологический институт РАН (ГИН РАН), г. Москва, ivliev_a@mail.ru
The article gives the results of gaseous - logging, electro-conductive petrologygeochemical, petrology-physical and regional geological-geophysical comprehensive
researchas in Early-Precambrian anthraxolite-shungite, black-shists sulphide-carbon
paleobasin deposits, which are metamorphosed, degassed, graphited in varying degrees and are displayed on the surfaces of crystalline shields and massives. On the basis of a comparative study of solid and fluid states of carbonaceous material in the exposed surface of the crystalline shields and their depth (up to a depth of 12 km from
the core barrel of the Kola SD-3), well are revealed and shown various mineral and
fluid forms of occurrence and the relationship of carbon with the environment, we
consider terms of its safety redistribution and interaction with most mobile gas-fluid
hydrogen, oxygen and more inert solid-phase (siliceous, sulfur and graphite-diamond)
extremely resistant mineral states.
75
В работе представлены результаты концептуального обобщения газокаротажных, электропроводных, петролого-геохимических, петрофизических и региональных геолого-геофизических комплексных исследований раннедокембрийских антраксолит-шунгитовых, черносланцевых сульфидно-углеродистых
палеобассейновых отложений - в различной степени метаморфизованных, дегазированных, графитизированных и выведенных на поверхность кристаллических щитов и массивов. На основе сравнительного изучения твердофазных и
флюидных состояний углеродистого вещества на обнаженной поверхности кристаллических щитов и в их недрах (до глубины 12 км по керну и стволу Кольской СГ-3), выявлены и показаны различные минеральные и флюидные формы
нахождения и их взаимосвязи с окружающей средой. Рассмотрены условия сохранности углерода, его перераспределения и взаимодействия с наиболее подвижными газово-флюидными водородными, кислородными и более инертными
твердофазными (кремнистыми, железистыми, сернистыми и графит-алмазными)
предельно устойчивыми минеральными состояниями.
Введение
Комплексное структурно-вещественное изучение разновозрастных, в различной степени преобразованных углеродсодержащих бассейновых отложений, с
сохранившимися признаками органогенно-седиментогенной и абиогенной природы углерода, дает возможность на основе использования результатов литолого-геофизического и петролого-геохимического изучения твердофазных и флюидных составляющих реконструировать исходные и остаточные следовые ресурсы углеводородов.
Результаты газокаротажных, электропроводных, петролого-геохимических,
петрофизических и региональных геолого-геофизических комплексных исследований в различной степени графитизированных антраксолит-шунгитовых,
черносланцевых сульфидно-углеродистых палеобассейновых отложениях, на
поверхности кристаллических щитов и массивов, а также в их недрах (до глубины 12 км по керну и стволу Кольской СГ-3), нашли отражение в различных
формах взаимосвязи, сохранности и перераспределения количественных соотношений твердофазных и флюидных составляющих.
В процессе совместных исследований автора, Ю.П. Смирнова и С.В. Икорского, проведенных в Лаборатории газов и битумов Кольского НЦ РАН по методу холодного дробления в вакуумной микромельнице и откачки газов из микронавесок (1 г фракции 0.65-0.25 мм синметаморфического кварца, отобранного
под бинокуляром) и количественного анализа газов на хроматографе [Ивлиев,
Икорский, 1992] выявлены возрастные и региональные отличительные особенности, а также эволюционные тенденции в изменении степени окисления железа
и углерода, количественных соотношений твердофазных и флюидных составляющих.
Минерально-породные и флюидные индикаторы углерода в уплотненных метаморфических породах
В высокожелезистых архейских породных парагенезах волшепахской свиты
Центрально-Кольского блока, метаморфизованных в гранулитовой фации при
низких давлениях, в зависимости от присутствия магнетита и графита сохраня76
ются высокие и низкие степени окисления железа, с соответствующим преобладанием углекислой флюидной составляющей при значительном содержании
магнетита, и метановой составляющей при значительном содержании графита в
синметаморфических флюидных включениях в кварце.
Интрузивные и дайково-жильные комплексы представлены метаморфизованными маложелезистыми кальциево-магнезиальными метаперидотитами, келефитовыми габброидами и высококальциевыми метаанортозитами ранней дометаморфической стадии, датированными по циркону (~2.4 млрд лет) в пределах
Сальнотундровского периклинально-надвигового замыкания серповидного Лапландского гранулитового пояса. Минерально-породные парагенезы этих сумийско-лопонийских палеобассейновых систем и прорывающих их интрузивнодайковых комплексов, характеризуются низкой степенью окисления железа, отсутствием высокожелезистых граувакк и джеспилитов, преобладанием метановой составляющей над углекислотной во флюидных включениях в метаморфизованном кварце. Келефитовые метагаббро и высококальциево-глиноземистые
метаанортозиты и метаморфизованные дайковые и интрузивные тела кальциевомагнезиальных метаперидотитов ранней палеопротерозойской стадии мегациклической активизации приурочены к фронтально-надвиговой и периклинальной
тыловой восточной части Лапландского гранулитового пояса.
Интрузивные массивы метагаббро и лейкократовых метаанортозитов в югозападном и южном обрамлении и в тыловой части пояса менее метаморфизованы и фиксируют возраст начала декомпрессионной стадии перехода из нижнекорового уровня транспрессионного режима ранней стадии формирования Лапландско-Аллареченско-Печенгской триады к поздней палеопротерозойской
стадии со смещением центра магматической активности в Северо-Печенгский
долгоживущий бассейн в режиме ультраметаморфической тектономагматической активизации средне-и нижнекорового субстрата с выплавлением
из него субщелочных гранитоидов, плагиопорфиритов, адезито-базальтов, трахиандезитов-муджиеритов и последующим переходом в фанерозое на уровни
преобладания толеитовых базальтов и ультращелочных магматитов.
В более молодых и высокобарных палеопротерозойских бассейновых парагенезах Лапландского гранулитового пояса, в Северо-Печенгском и в других долгоживущих палеопротерозойских щитовых палеобассейнах, на фоне общего понижения железистости и увеличения роли магния и кальция в вулканогенных и
осадочных метаморфизованных породах, отмечается общая для палеопротерозойских бассейнов, кольских и карельских структурных зон, возрастная тенденция увеличения титанистости и щелочности андезито-базальтовых и пикритовых эффузивов. В составе осадков появляются информативные индикаторные
турмалин-кварц-магнетитовые граувакки, гематитовые метапсамиты, магнезиально-калиевые метапелиты, доломиты, манганосидериты, разнообразные, в том
числе, сульфидно-углеродистые, карбонатно-кремнистые и сульфатсодержащие
конкреционные осадочные отложения [Ивлиев, 1986]. Эти минеральнопородные формы отражают исходные седиментогенные и наложенные литификационные и метаморфо-метасоматические условия минералообразования.
77
По результатам комплексного литолого-геохимического и петрологического
изучения первичных органогенных, седиментогенных и вулканогенноосадочных пород раннедокембрийских протоплатформенных бассейновых отложений, уплотненных внутрипластовыми метаморфическими процессами минералообразования и перераспределения в них газово-флюидных составляющих,
отчетливо выделяются первичные и остаточно-метаморфические минеральнопородные индикаторы и газово-флюидные индикаторные особенности. Так, в
сводных вертикальных разрезах обнаженных бассейновых отложений, по разрезам скважин и по простиранию полнокристаллических наиболее информативных литологических парагенезов, отчетливо выделяются первичные кварцевосилицитовые конгломерато-брекчиевые, фосфорит-гравелитовые, турмалинкварц-граувакковые,
туфосилицитовые
и
разнообразные
сульфидноуглеродистые пластообразные тела с сохранившемися реликтами исходных обломочных пород и минералов. Среди них особо важную информативную роль в
определении источников и условий твердофазного гравитационного стока приобретают крупные породные обломки яшмовидных силицитов, минеральные
обломки полевых шпатов, кварца, турмалина, циркона, шпинели, карбида кремния и алмаза. Изучение исходных форм и составов этих сквозных обломочных
реликтов в сочетании с более поздними регенерационным и реакционными
внешними оболочками и метаморфическими минеральными новообразованиями, а также с конкреционными и газово-флюидными стехиометрически унаследованными особенностями органогенных, седиментогенных и вулканогенноосадочных пород, открывает возможности перехода к более достоверным и длительным реконструкциям истории палеобассейнов.
В узлах и зонах интенсивной дезинтегрирации разрывными тектоническими
и эруптивными нарушениями метаморфизованных сплошных сред геологического пространства, на эродированной поверхности полнокристаллических щитов и массивов, а также во вскрытом скважинами метаморфизованном кристаллическом фундаменте платформ, представляется возможность выделять (по совокупности результатов структурно-минерагенических, газово-флюидных, изотопно-геохимических и геофизических исследований) как наложенные поверхностные экзогенные, так и глубинные эндогенные минерагенические и газовофлюидные преобразования бассейновых пород.
Заключение
Все эти минерально-породные и дегазационные проявления, в предлагаемой
концептуальной систематизации, представляют собой определенные закономерности и особенности, отражающие региональную специфику и общую эволюцию активизированных щитовых областей древней платформы. На основе геоисторической летописи, сохранившихся в фрагментах архейских и палеопротерозойских бассейновых систем, выявляется качественный переход от длительных малоамплитудных раннедокембрийских высокотемпературных мегациклических стадий мантийно-коровых тектоно-метаморфо-магматических эпикратонных активизаций, к мезо-кайнозойским кратковременным и низкотемпературным механотектоническим режимам активизации древних щитовых областей
и кристаллических массивов. Результат этого качественного эволюционного пе78
рехода нашел отражение в переходе от архейских и палеопротерозойских долгоживущих низкорельефных эпикратонных и протоплатформенных тектонических ансамблей термобарического типа (с преобладанием твердофазных форм
углерода) к кратковременным высокоамплитудным рельефно структурированным фанерозойским тектоническим ансамблям большей мощности, с преобладанием низкотемпературных режимов генерации, длительного сохранения и
широкого распространения газогидратных, газоконденсатных, нефтяных, газово-битумных, угольно-антраксолитовых, керогеновых и сапропелево-гумусовых
форм углерода. При этом, следует констатировать качественный переход к ведущей роли в корообразующих процессах океанических и окраиноморских бассейновых систем с перемещением раннедокембрийских центров ультрабазитбазит-андезитового магматизма с древних континентальных кратонов в фанерозойские окраиноморские и океанические сегменты.
В условиях сравнительно широкого распространения на известных литологических и стратиграфических уровнях бассейновых отложений в палеопротерозойских протоплатформенных чехлах потенциально флюидо-газоносных строматолитовых кремнисто-известковистых доломитов, черных сульфидно-углеродистых
сланцев, контрастных парагенезов толеитовых пиллоу-лав, субщелочных вариолитов, гиалокластитов, калиевых и конкреционных туфосилицитов, шунгитов и
эвапоритов, становится актуальной перспектива разработки модельной методологии обнаружения, комплексного извлечения и использования природных и искусственных накопителей глубинных флюидов в шовных и склоновых частях щитов,
в перекрытых чехлом сводовых и рампово-дуговых флюидогенерирующих протоплатформенных системах.
Кроме того, в формировании адекватного эволюционного мировоззрения об
исторических тенденциях и планетарных закономерностях дифференциации
земного вещества важное значение приобретает выявленная на Балтийском щите общая раннедокембрийская возрастная тенденция снижения степени окисления твердофазного железа, при всё более широком распространении его сульфидных форм в сохранившихся вулканогенно-осадочных бассейновых отложениях. В синметаморфических флюидных включениях в кварце выявлено общее
преобладание лёгких метановых форм углерода над углекислыми. В палеопротерозойских высоко метаморфизованных графитизированных породах Северного Приладожья и в антраксолит-шунгитовых парагенезах Онежской мульды во
флюидных составляющих установлено преобладание метана над углекислотой.
Первые, наиболее древние проблематичные признаки сохранения более тяжелых углеводородов среди раннедокембрийских палеобассейновых комплексов выявлены в шунгитах Зажогинского месторождения.
Литература
Ивлиев А.И., Икорский С.В. Интерпретация аномалий СН4 и СО2 в метаморфическом
кварце нижней и верхней коры Балтийского щита //Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения. Тезисы Международного симпозиума, С-П,
1992. Том II, с. 162-164.
79
Ивлиев А.И. Парагенез конкреционных фтанитов и глобулярных базитов как показатель
эволюции вулканогенно-осадочного поцесса в карелидах Балтийского щита // Конкреции и конкреционный анализ докембрия. Тезисы V всероссийской научной конференции. Л., 1986. с. 42-44.
ТРАДИЦИОННЫЙ - НЕТРАДИЦИОННЫЙ КОЛЛЕКТОР
УГЛЕВОДОРОДОВ
В.Г. Изотов, Л.М. Ситдикова, П.В. Изотов, Е.Ю. Сидорова
Казанский (Приволжский) федеральный университет
The concept of hydrocarbon collector is the major problem in its exploration. It is
important to determine analitically the differences between traditional and nontraditional collectors, that will foster the determination of optimal oil recovery technologies.
Понятие коллектор в нефтяной геологии имеет фундаментальное значение
(Губкин, 1940). Согласно А. Перродону (Перродон, 1985): «Коллектор – это породы, в которых имеются пустоты, поры или трещины, связанные между собой,
в которых могут циркулировать и накапливаться жидкости». Как следует из определения, коллектор – это горная порода, несущая флюидную составляющую и
характеризующаяся следующими физическими параметрами: пористость, проницаемость и структура пустотного пространства, отражающая строение минеральной матрицы. Между этими параметрами существуют различные функциональные связи, описываемые в рамках различных моделей. Если эти связи описываются линейными зависимостями, то модели таких коллекторов рассматриваются как линейные или традиционные.
К таким моделям относится модель Слихтера, в которой зерна породы описываются плотно упакованными сферами одного диаметра, а проницаемость
связана со строением межзерновых каналов.
Второй известной традиционной моделью, описывающей фильтрационные
зависимости при хаотичном распределении зерен, является модель К.Терцаги.
По этой модели проницаемость и пористость связаны простой эмпирической
зависимостью.
Следующей важной моделью, описывающей проницаемость и пористость
породы, является модель И.Козени. Так же как и Терцаги, Козени рассматривает
случайную упаковку сферических частиц, но в эту модель автором был введен
показатель извилистости поровых каналов.
Приведенные модели фильтрации флюида через горную породу описывают с
достаточной степенью точности лишь отдельные типы горных пород, соответствующие идеальным – традиционным коллекторам. В действительности, практически все природные коллекторы существенно отличаются по своему строению
от идеальных приведенных моделей. В реальных коллекторах фильтрационноемкостные характеристики подчиняются более сложным зависимостям, и для
описания их необходимо учитывать различные виды неоднородности коллекто80
ра – от вариаций в размере и форме частиц матрицы коллектора, до наличия в
коллекторе различных минеральных фаз участков, определяющих неоднородное
строение коллектора.
С целью приближения моделей коллекторов к реальным породам используются модели капиллярного типа, в частности модель Козени-Кармана. В эту модель вводится гидравлический радиус как отношение общей пористости породы-модели к удельной поверхности поровых каналов.
В частности П.Карман в капиллярную модель, так же как и в гранулярную
ввел понятие извилистости капиллярных каналов, что существенно приближает
модель к реальным коллекторам.
Тем не менее, даже капиллярные модели не могут полностью описать все
многообразие структуры коллектора и соответственно всех параметров фильтрационно-емкостных свойств. Исходя из этого, А.Маршаллом и другими исследователи была предложена комплексная модель, получившая название капиллярно-статистической, учитывающей статистическую неоднородность реального
коллектора (Ромм, 1985).
Таким образом, капиллярная модель со статистически распределенной пористостью и извилистостью позволяет связать проницаемость, пористость,
функцию капиллярного давления и геометрию пор (по мнению авторов не всегда характеризующую извилистость каналов фильтрации). В общем виде проницаемость такой модели, с учетом закона Дарси можно выразить в следующем
виде:
K=
m
γϕ
2
∞
m
∫ r f (r )dr
0
2
0
0
0
где γ-коэффициент формы каналов фильтрации, ϕ - величина извилистости каналов, r0 – гидравлический радиус канала, f(r0) – функция статистического распределения гидравлических радиусов каналов фильтрации.
Предложенная модель достаточно приближена к фильтрационным процессам
в реальных коллекторах, однако она не учитывает комбинации гранулярных капиллярных и трещинных сред. Последние учитываются при использовании так
называемых сеточных моделей фильтрации, учитывающих фактор трещиноватости породы. Проведенный анализ основных фильтрационно-емкостных моделей коллектора свидетельствует, что достаточно адекватное аналитическое описание фильтрационно-емкостных характеристик породы возможно лишь для пород простого гранулярного строения. Более сложно-построенные породы должны рассматриваться как нетрадиционные коллекторы (Изотов, 2004), для фильтрационно-емкостных характеристик которых должны использоваться статистические комплексы параметров, учитывающие степень минералогической неоднородности матрицы, степень структурной неоднородности породы по различным направлениям в пласте, особенности локализации породы в геологическом
пространстве – условия залегания коллектора, тренды постседиментационной
эволюции коллектора.
В последнее время в связи с переходом месторождений углеводородов в заключительную фазу и активным с использованием комплекса МУН, необходимо
81
учитывать и техногенную эволюцию – перестройку коллектора, происходящую
при активном физическом и химическом воздействии на пласт и флюидоупоры.
Это активное воздействие изменяет не только реологические свойства нефти, но
изменяет и структурно-минералогические особенности матрицы коллектора.
Вопрос структурно-минералогической эволюции коллектора в ходе разработки нефтяных месторождений недостаточно освещен в литературе и должен рассматриваться с учетом устойчивости коллектора. Проблема устойчивости коллектора и его изменений рассматривалась на основе анализа литологогеохимического равновесия в системе коллектор-флюид.
Активное воздействие МУН на систему нефть-коллектор приводит к сдвигу
равновесия, что сопровождается изменением минерального состава коллектора и
его структурных особенностей и в первую очередь в перестройке пустотнопорового пространства. Все эти процессы могут перевести коллектор традиционного типа в нетрадиционный, что сопровождается либо улучшением фильтрационных свойств, либо ухудшением, порой до полного превращения коллектора
в инертную породу.
Таким образом, для оценки нетрадиционных коллекторов, объективного учета их фильтрационно-емкостных характеристик и их динамики в процессе разработки необходимо учитывать комплекс факторов, определяющих отклонения
ФЕС от традиционных, к которым в первую очередь относятся геологические
факторы.
Литература
1. Губкин И.М. Урало-Волжская нефтеносная область. – М.: АН СССР, 1940. – 320 с.
2. Perrodon A. Formation et disposition des gisements de petrole et de gaz. / Elf-Aquitaine,
Boussens, 1985. – 425 p.
3. Ромм Е.С. Структурные модели порового пространства горных пород. – Л.: Недра,
1985. – 240 с.
4. Изотов В.Г., Ситдикова Л.М. Нетрадиционные коллекторы Волго-Уральской нефтегазоносной провинции./ Сб. материалов к 75-летию ВНИГРИ. – Спб.: Недра, 2004. – С.
395-399.
ТЯЖЕЛЫЕ НЕФТИ И БИТУМЫ
СЕВЕРО-КАВКАЗСКО-МАНГЫШЛАКСКОЙ НГП
Э.Р.Казанкова, Н.В.Корнилова
ИПНГ РАН, г. Москва
The zoning of the conditions for the formation and the occurrence of heavy oil and bitumen has been done on the base of geological and geophysical analysis.
Основными видами нетрадиционных углеводородов являются битуминозные
песчаники, супертяжелые, высоковязкие нефти, битуминозные нефти, газовые
гидраты, метан угольных пластов, сланцевая нефть и сланцевый газ, газы плотных пород.
82
Природные битумы (ПБ) и тяжелые нефти (ТН) относятся к нетрадиционным
источникам углеводородного сырья, которое представляется ценным многоцелевым для многих отраслей промышленности. Граница между природными битумами и тяжелыми нефтями условна. Поэтому оценки запасов и ресурсов таких
углеводородов, приводимые различными исследователями, существенно различаются.
Основные месторождения тяжелых нефтей Северо – Кавказко – Мангышлакской НГП расположены на территории республики Ингушетии (МалгобекВознесенское-Алхазово), Чеченской республики (Эльдаровское) и Краснодарского края (37 месторождений).
Анализ нефтей Краснодарского края показал, что нефти различны по плотности, однако здесь высока доля тяжелых нефтей, на которую приходится до
39,31%. Нефтяные месторождения Краснодарского края объединены в Индоло
(Западно) - Кубанскую нефтегазоносную область (НГО), приуроченную к одноименному краевому прогибу. Этот прогиб располагается на территории достаточно крупной Северо-Кавказско-Мангышлакской НГП. В пределах ИндолоКубанской НГО выделяется несколько нефтегазоносных районов. Самый восточный - Хадыженский. Основная нефтеносность здесь связана с выклинивающимися вверх по восстанию песчаными телами в майкопской глинистой толще,
полоса которых протягивается более чем на 100 км. Западнее Хадыженского
располагается Новодмитровский район. Месторождения этого района приурочены к брахиантиклинальным складкам. Залежи связаны с пластами песчаников в палеоцен-эоценовых и миоценовых отложениях. Залежи в основном пластовые сводовые, иногда осложненные разрывами. На северных крыльях некоторых поднятий присутствуют залежи в майкопских отложениях, приуроченные к выклинивающимся песчаникам, также как это наблюдалось в Хадыженском районе.
Западнее расположен Ильско-Абинский район, объединяющий месторождения Ильское, Зыбза-Глубокий Яр, Холмское, Ахтырско-Бугундырское и др. Отличительной чертой строения этого района является резкое несовпадение структурных планов верхнемайкопско-неогеновых отложений и нижележащих палеогеновых и меловых. Породы нижнего структурного яруса (палеоген, мел) смяты
в крутые, часто опрокинутые к северу складки, осложненные разрывами. Верхний структурный ярус, представленный неогеновыми (начиная с верхнего майкопа) отложениями, с размывом залегает на подстилающих породах, образуя пологую моноклиналь. Такая особенность строения месторождений приводит к
существованию двух ярусов, отличающихся, возможно, временем формирования нефтяных скоплений и сосуществованием нефтей различной плотности и
состава. С палеоценовыми и эоценовыми слоями нижнего яруса связаны пластовые сводовые, пластовые тектонически экранированные (за счет разрывов) и
пластовые стратиграфически экранированные (за счет предверхнемайкопского
размыва) залежи. С породами верхнего яруса связаны чаще всего литологически
экранированные залежи и своеобразные залежи в головных частях пластов, где
вверх по восстанию терригенные породы сменяются биогермными постройками
(Серегин, Соколов, Бурлин, 1977 г.).
83
На западе рассматриваемой области располагаются небольшие месторождения
Крымско-Варениковского района – Северо-Крымское, Кеслеровское, Джигинское,
Варениковское и др., связанные со сложно построенными складками, в сводовых
частях которых часто наблюдается диапировидное выжимание пластичных майкопских глин. К осевой зоне прогиба приурочены Курчанское, Западно-Анастасиевское
и Анастасиевско-Троицкое месторождения (Ляхович, Склярова, 2002 г., Митин, Котов и др., 1978 г., Орел, Распопов, Скрипкин и др., 2001 г.).
Самым известным является Анастасиевско-Троицкое месторождение, расположенное в Славянском и Крымском районах Краснодарского края, в 125 км к
западу от г. Краснодара. Месторождение расположено в осевой зоне ЗападноКубанского прогиба и связано с диапировой структурой, осложненной разрывными нарушениями и проявлением грязевого вулканизма. (Абдулмазитов, Баймухаметов, Викторин,1996 г., Алемасов,1992 г.).
Глубины залегания (от 50 до 2320 м) и параметры пласта – пористость и проницаемость также характеризуются как благоприятные: проницаемость изменяется от 0,1-0,5 мкм2, открытая пористость многих коллекторов более 20%. Такой
важный показатель как пластовая вязкость нефтей большинства залежей менее
100 мПа.с. Исключение составляет нефть месторождения Ахтырско-Бугундырское, имеющая высокую вязкость во всех четырех пластах – от понта до палеогена – 466-589 мПа.с., нефть кумской свиты месторождения Холмское (275
мПа.с.) и нефть I-ого горизонта майкопа месторождения Нефтянское (170
мПа.с.).
Нефти Краснодарского края, несмотря на высокую плотность, характеризуются как малосернистые (до 0,6 %), и низкопарафинистые, содержание суммы
смолисто-асфальтеновых компонентов редко превышает 30 %. По данным В.И.
Ермаковой, эти нефти относятся к никелевой группе нефтей (V/Ni<1), обеднены
ванадием и целым рядом других МЭ. Так, например, в ТН Краснодарского края
(по средним данным) обнаружено ванадия (г/т) – 3,0, никеля – 7,6, железа – 5,0,
марганца – 0,1, меди – 0,1, бора – 0,6. Анализ фактического материала по содержанию МЭ, проведенный нами по многочисленным литературным источникам,
позволил установить, что характерной особенностью нефтей Предкавказья, в отличие от нефтей Волго-Урала, Западной Сибири, Тимана, Прикаспия, является
их обедненность микроэлементами. Особенно низкие концентрации по сравнению с нефтями других регионов отмечаются для главных, очень характерных
для нефтей и хорошо изученных элементов – ванадия и никеля (Ляхович, Склярова, 1983 г.). Однако обнаружены некоторые микроэлементы, которые накапливаются в нефтях Предкавказья в более высоких концентрациях, нежели в нефтях других регионов. Это Co, Ga, Au, As, Br, I, максимальные концентрации которых соответственно равны (г/т): 2,8; 0,1; 0,9; 0,5; 5,8; 16,0 г/т (Митин, Котов и
др., 1978 г.)
Высоковязкие нефти и битумы по условиям залегания и свойствам имеют
много общего. В этой связи для оценки ресурсов битумов и вовлечения их в разработку целесообразно выявить и изучить геологические особенности залежей
высоковязких нефтей, которые в Краснодарском крае расположены на южном
борту Западно-Кубанского прогиба, в полосе от поселка Нефтегорска до станицы Джигинской на западе (Ляхович, Склярова, 2002 г.).
84
Условия локализации и пространственного распределения битумов свидетельствуют о том, что залежи битумов распределены неравномерно по площади
в форме локальных скоплений. Битумопроявления и скопления природных битумов Предкавказского прогиба представлены двумя типами: поверхностными
закированиями, связанные с истечением нефти на дневную поверхность, и пластовым типом скоплений, приуроченных обычно к головным частям обнажающихся на поверхности пластов.
Зоны битумонакопления в пределах провинции приурочены к различным
геоструктурным элементам - Западно-Кубанскому и Терско-Каспийскому краевым прогибам. В пределах складчатого борта Западно-Кубанского прогиба скопления густой нефти и вязкой мальты наблюдаются в выходах на поверхность
нефтеносных пластов среднего, реже нижнего майкопа (Хадыженская, Нефтегорская, Комсомольская Балка и другие площади) или связаны с покровными
излияниями (Асфальтовая Гора, Широкая Балка и др.). К миоценовым отложениям Азовской и Калужской зон приурочены также залежи тяжелых (0,960 0,975г/см3) высоковязких нефтей, часть из которых залегает на небольших глубинах (до 150-400 м) от поверхности (Старокалужское, Зыбза-Глубокий Яр, Ахтырско-Бугундырское и др.). Поверхностные выходы нефтеносных пород обычно занимают ограниченные площади (5-10 тыс. м2) и имеют мощность 0,1–0,5,
реже1–2м.
В 40-е годы прошлого столетия в Восточном Предкавказье было разведано
Пираузское месторождение битумосодержащих пород (БСП) (Дагестан), запасы
которого оказались небольшими. Месторождение не было введено в промышленную разработку (Халимов, Колесникова, Шумилова, 1993г., Халимов, Колесникова, Гладкова и др., 1993 г., Юдин, Колесникова, Гладкова и др., 1990 г.). В
Предкавказском прогибе имеется три месторождения с разведанными запасами
БСП: Пираузское, Нефтегорское и Южно-Зыбзенское.
На основании проведенных исследований в пределах Западно-Кубанского
прогиба можно выделить 5 битумных полей (БП). При проведении прогнозной
оценки ресурсов природных битумов, территория Предкавказского прогиба рассматривалась как перспективно-битумоносная без количественной оценки. Произведенная оценка подтвердила существование ранее представления об ограниченных перспективах региона на битумное сырье. Практически ценность ресурсов весьма невелика как следствие их ограниченности, так и средних качественных характеристик. Исходя из приведенного анализа, следует сделать вывод, что
в Предкавказком прогибе не имеется ресурсов ПБ, которые могли бы представлять интерес для освоения по топливно-энергетическому варианту. Перспективы
освоения ПБ здесь следует связывать с подготовкой запасов БСП для целей дорожного строительства, главным образом в Хадыженском, ЗыбзаГлубокоярском битумных полях Западно-Кубанского прогиба, Черногорском,
Дагестанского клина битумных полях Терско-Каспийского прогиба.
Анализ исследований по проблеме ТН и природных битумов позволил некоторым исследователям (Алемасов, 1992 г.) констатировать, что состав и свойства этого природного сырья уникальны, они не повторяют состава и свойств традиционных нефтей. Именно поэтому, это сырье должно рассматриваться не как
85
обычные заменители нефтей, а как комплексное многоцелевое сырье для ряда
отраслей народного хозяйства: нефтехимической, химической металлургической, строительной и др. В связи с этим, методы и подходы, применяемые при
извлечении и переработке традиционных нефтей не могут быть просто перенесены в область освоения ТН и природных битумов. Таким образом, разработка,
добыча и использование изучаемых нами объектов природного УВ сырья, с их
экономической и экологической основой, составляют комплексную проблему,
имеющую важное народнохозяйственное значение.
ПРИРОДНЫЕ БИТУМЫ СЕВЕРА СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ
В.А.Каширцев, Т.М. Парфенова
ИНГГ СО РАН, г.Новосибирск, KashircevVA@ipgg.sbras.ru
На севере Сибирской платформы известен ряд месторождений (скоплений)
природных битумов, локализованных в отложениях докембрия, нижнего и верхнего палеозоя и в меньшей степени - мезозоя.
Рассохинское скопление выявлено на северном склоне Анабарского свода. Оно приурочено к зоне контакта песчаников лабазтахской и бурдурской свит
рифея с доломитами нижнего кембрия. Ресурсы битумов Рассохинского скопления ориентировочно оценены в 200—300 млн. т.
Восточноанабарское скопление прослежено на восточном крыле Анабарского
свода на расстоянии ~200 км по поверхностным выходам насыщенных битумом горизонта венда и нижнего кембрия в бассейне рек Малая и Большая Куонамка.
Предполагаемая площадь распространения битумсодержащих пород оценивается
~6000 км2. В песчаных пластах содержится порядка 2-2,3 млрд. т. битума.
Силигир-Мархинское скопление битумов. Наиболее крупная зона битумонакопления локализована в отложениях силигирской свиты среднего кембрия и в верхнем
кембрии Проявления битумов группируются в полосу шириной 40-50 и протяженностью 210 км. Суммарные ресурсы битумов оцениваются в 2 млрд. т. В пределах
Силигир-Мархинского поля известны нефте - и битумопроявления в районе кимберлитовой трубки «Удачная» (Далдыно-Алакитский район).
Центрально-Оленекское скопление битумов расположено к западу от выходов эекитской серии нижнепротерозойского фундамента. Здесь кессюсинская
свита (венд-нижний кембрий) в основании имеет базальную пачку битумонасыщенных гравелитов и песчаников с линзами мелкогалечных конгломератов. Ресурсы не оценивались.
Оленекское месторождение природных битумов расположено на северном
склоне одноименного поднятия и представляет наибольший интерес в плане
возможного освоения месторождения в недалеком будущем. Битумо- и нефтенасыщенные породы связаны преимущественно с пермскими терригенными отложениями платформенного крыла Лено-Анабарского прогиба и в меньшей степени - с подстилающими их верхнекембрийскими карбонатными породами. Концентрации битумов в песчаниках достигает 10% (вес.) и во многом зависит от
86
коллекторских свойств пород, которые в целом обладают хорошими параметрами. В пределах выходов песчаников на поверхность битумы гипергенно изменены до асфальтов и асфальтитов. С погружением в направлении осевой части Лено-Анабарского прогиба асфальтиты сменяются мальтами и вязкими нефтями.
Ресурсы битумов и высоковязких нефтей по месторождению оцениваются от 2
до 4 млрд.т. В пределах небольшого Усть-Буурского участка (около 20 км2),
разбуренного колонковыми скважинами, запасы битумов оцениваются в 16
млн.т. Горно-геологические условия участка позволяют организовать карьерную добычу.
При планируемом развитии поисково-разведочных работ на нефть и газ в Арктике битумные скопления могут сыграть свою роль как при оценке ресурсной базы современной континентальной окраины и шельфа, так и в качестве будущих самостоятельных объектов промышленного освоения. В рамках реализации «Основ государственной политики Российской Федерации в Арктике на период до 2020 года» оценка ресурсов нефти и газа, в том числе гигантских залежей битумов, их разведка и
подсчет запасов становятся актуальной задачей. Продукты их переработки могут
быть устойчивым и экономически выгодным источником нефтепродуктов для восточной части Российской Арктики и Северного морского пути.
ОСОБЕННОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ
СОСТАВА ТЯЖЕЛЫХ НЕФТЕЙ ОТ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ
ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ
Г.П.Каюкова, С.М.Петров, Б.В.Успенский, И.М.Абдрафикова, Г.В.Романов
Институт органической и физической химии им. А.Е.Арбузова КазНЦ РАН; Казанский
федеральный (Приволжский) университет
A number of the changes in the composition of heavy oils sheshminskogo horizon
Permian to the terms of the formation of deposits: the depth of occurrence, net pay and
productive area of the oil-bearing strata, as well as their filtration-capacity parameters
- permeability, porosity and-gross ratio.
Тяжелые высоковязкие нефти и природные битумы, несмотря на длительную
историю их изучения, в настоящее время относятся к нетрадиционным источникам углеводородного сырья, освоение которого представляется весьма актуальной задачей. Большинство разведанных залежей высоковязких нефтей и природных битумов на территории Татарстана сосредоточенны в казанском и
уфимском ярусах пермской системы [1-3]. Залежи связаны с присводовой частью и западным склоном ЮТС и с восточным бортом Мелекесской впадины. В
отдельных случаях намечается приуроченность их к группе локальных поднятий. На восточном и юго-восточном склонах ЮТС пока выделены единичные
залежи. Разрез наиболее продуктивной песчаной пачки шешминского горизонта
сложен мелкозернистыми песками и песчаниками с пористостью от 10 до 40%,
проницаемостью от первых единиц до 1 мкм2 и более, битумонасыщенностью
до 15-17%. Региональной покрышкой залежей флюидов песчаной пачки яв87
ляются "лингуловые глины", мощностью до 20 м и более. Песчаные тела
шешминского горизонта образуют ловушки, которые можно объединить в своеобразные зоны с определенными условиями их формирования, историей развития и особенностями геологического строения, что и определило в дальнейшем
условия залегания, закономерности размещения и соотношения распределения в
них пластовых флюидов – высоковязких нефтей, природных битумов и пластовых вод [2].
Цель работы – выявление связей технологических параметров тяжелых нефтей с коллекторскими свойствами продуктивных отложений, характеризующих
их нефтегенерационный потенциал и фильтрационно-емкостные свойства, от
которых, в конечном счете, зависит выбор направлений геологоразведочных работ и способов разработки месторождений нетрадиционных углеводородов.
На примере месторождений тяжелых нефтей шешминского горизонта, подготовленных ОАО «Татнефть» к опытно-промышленному освоению на территории Татарстана [1, 3], исследованы связи изменения их технологических
свойств: плотности, содержания серы и парафина с площадью нефтеносности и
эффективной средней нефтенасыщенной толщиной продуктивных пород коллекторов, а также с коэффициентом их песчанистости, проницаемостью и пористостью.
Исследование показало, что в рассматриваемом интервале глубин от 44 до
225 м с увеличением глубины залегания пластов, начиная с 100 м. площадь нефтеносности месторождений возрастает (рис. 1), за исключением, Ашальчинского
месторождения, находящегося в настоящее время в опытно-промышленной разработке. При этом средняя нефтенасыщенная эффективная толщина пластов и
площадь нефтеносности по своим максимальным и минимальным значениям
практически не совпадают. Совпадение этих двух параметров, по максимальным
значениям наблюдается лишь на отдельных месторождениях, таких как Ашальчинское, Нижне-Кармальское, Аверьяновское, подтверждая их сравнительно
высокий нефтегенерационный потенциал.
С увеличение глубины залегания пластов и площади нефтеносности плотность нефтей в основном снижается (рис. 2). В то же время для большей части
месторождений плотность нефтей не зависит от средней эффективной нефтенасыщенной толщины продуктивных пластов.
На площадях большинства месторождений наблюдается низкая проницаемость
продуктивных пород и высокая их пористость. Чем меньше глубина продуктивных пород, тем проницаемость их больше. Однако пористость продуктивных
пластов не находится в прямой зависимости от глубины их залегания, что указывает на сложное и неоднородное их строение в пределах продуктивных структурных зон. На Ашальчинском месторождении, в отличие от других, высокая
проницаемость сочетается с высокой пористостью пород коллектора. Чуть ниже
эти параметры на Мордово-Кармальском месторождении, что указывает на отличительные особенности фильтрационно-емкостных свойств пород коллекторов этих двух месторождений и, следовательно, на особые условия формирования в них залежей углеводородов.
88
Рис. 1. Зависимости средней эффективной нефтенасыщенной толщины (м) и площади
нефтеносности (тыс. км/м2) от глубины залегания. Месторождения ранжированы
по глубине залегания от 44 до 225 м.
Исследование зависимостей изменения содержания в нефтях общей серы и
парафина от глубины залегания месторождений показало, что чем меньше глубина, тем больше в нефтях серы. Четких зависимостей изменения плотности исследованных нефтей, содержания в них серы и парафина от фильтрационноемкостных свойств пород (пористости и проницаемости) не выявлено. Основная
часть нефтей исследованных отложений характеризуется низким содержанием
парафина (0,07-3%). Наибольшее содержание парафина (22,15 и 29,6%) отмечается в нефтях Олимпиадовского и Краснополянского месторождений, находящихся на относительно больших глубинах (188,2 и 179,2 м).
Наблюдается дифференциация нефтей по технологическим параметрам лишь от
коэффициента песчанистости продуктивных пород. При низких значениях коэффициента песчанистости в породах сосредоточены нефти с наиболее высокой
плотностью и высоким содержанием серы, при высоких значениях коэффициента песчанистости наблюдается весьма широкий разброс нефтей по данным параметрам.
Таким образом, выявлен ряд закономерностей в изменении состава тяжелых
нефтей шешминского горизонта пермских отложений с глубиной залегания, эффективной нефтенасыщенностью и площадью нефтеносности продуктивных
пластов, а также с их фильтрационно-емкостными параметрами - проницаемостью, пористостью и коэффициентом песчанистости. Однако процесс нефтебитумообразования - это область сложных явлений, происходящих под влиянии89
Рис. 2. Зависимость плотности нефти в поверхностных условиях от глубины
залегания месторождений.
ем часто трудно контролируемых факторов, что приводит, в ряде случаев, к нарушению закономерных связей между исследуемыми параметрами. Это подтверждает мнение о том, что особенности изменения технологических параметров состава тяжелых нефтей от коллекторских свойств продуктивных отложений важно учитывать при оптимизации и привязки новых технологий к процессам их добычи и переработки.
Работа выполнена при поддержке гранта РФФИ № 12-05-97027 Поволжье
/2013
Литература
1. Хисамов Р.С., Шаргородский И.Е., Гатиятуллин Н.С. Нефтебитумоносность пермских
отложений Южно-Татарского свода и Мелекесской впадины. - Казань: Фэн, 2009. – 431
с.
2. Успенский Б.В., Валеева И.Ф. Геология месторождений природных битумов Республики Татарстан.- Казань: ПФ «ГАРТ», 2008. – 347 с.
3. Комплексное освоение тяжелых нефтей и природных битумов пермской системы Республики Татарстан» /Муслимов Р.Х., Романов Г.В., Каюкова Г.П. и др. - Казань: Фэн,
2012, - 396 с.
90
СОСТАВ ПРОДУКТОВ ГИДРОТЕРМАЛЬНОЙ ДЕСТРУКЦИИ
ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА ДОМАНИКОВЫХ ПОРОД
Г.П.Каюкова, А.М.Киямова, И.П.Косачев, Л.М.Ситдикова, Г.В.Романов
Институт органической и физической химии им. А.Е.Арбузова КазНЦ РАН; Казанский федеральный (Приволжский) университет
An assessment of the potential neftegeneratsionnogo Domanik bituminous rocks from the
Upper Devonian Sarmanovkoy area Romashkinskoye field on the basis of a comparative analysis
of the outputs and the composition of hydrocarbon and heteroatomic components generated by
this breed under the influence of hydrothermal factors.
К потенциальным источникам углеводородов на территории ВолгоУральской нефтегазоносной провинции относят высокобитуминозные породы,
известные как доманикиты или доманикоиды, содержащие рассеянное ОВ сапропелевого типа [1,2]. Доманиковые породы с высоким содержанием органического
вещества относятся к малоизученным локально-нефтеносным горизонтам и на
современном этапе не являются разрабатываемыми. Наиболее значительная
часть в составе органического вещества доманиковых пород приходится на битуминозные смолисто-асфальтеновые компоненты, а также на нерастворимое
органическое вещество - кероген, который согласно современным представлениям, является природным геополимером нерегулярной структуры, и рассматривается как один из возможных источников генерации нефтяных углеводородов в продуктивные комплексы. Одним из способов получения сведений о природе углеводородных скоплений в доманиковых отложениях является изучение
состава самих флюидов и моделирование процессов их образования из органического вещества данных пород.
Объектами исследования служили образцы битуминозной породы из доманиковых семилукско-бурегских отложений верхнего девона Сармановской площади Ромашкинского месторождения из интервала глубин 1762,5-1770 м. Проведены гидротермальные опыты как с битуминозной, так и с дебитуминизированной породой - керогеном в открытой проточной системе при температуре 360°С
в среде водяного пара и водорода [3].
Воздействие гидротермальных факторов приводит к снижению содержания
органического вещества: в битуминозной породе в два раза (с 11 до 5,6%), а в
дебитуминизированной породе в три раза с 7,6 до 2,6% (рис 1). По сравнению с
исходным битумоидом, в продуктах опытов наблюдается не увеличение, а снижение содержания углеводородов, бензольных и спирто-бензольных смол при
увеличении содержания асфальтенов. Так, в продуктах гидротермальной деструкции керогена содержание асфальтенов составляет 39,04%, на долю углеводородов приходится всего 8,56%. Остальная часть их состава приходится на бензольные и спирто-бензольные смолы. Асфальтеноподобные вещества, генерированные керогеном, состоят из двух фракций, одна из которых представляет собой типичные асфальтены, растворимые в бензоле, другая фракция, включает
более карбонизированные структуры, не растворимые в бензоле, типа «карбенокарбоидов». По данным исследований деструкция керогена с высвобождением
91
Рис. 1. Диаграмма распределения компонентов в экстрактах из битуминозной и дебитуминизированной породы до и после гидротермальных опытов
асфальтеноподобных фрагментов происходит по наименее устойчивым N,S,O–
связям - кетонных, сложноэфирных, эфирных, сульфидных и др. функциональных групп. Состав жидких продуктов деструкции керогена указывает на протекание реакций и деалкилирования с образованием гомологических рядов не
только н-алканов, но и н-алкенов состава С12-С28, среди которых преобладают
гомологи с четным числом атомов углерода (рис. 2).
Таким образом, нефтегенерационный потенциал исследованной доманиковой
породы определяется вкладом двух составляющих: во-первых, количеством и
качеством битуминозных компонентов, составляющих подвижную часть органического вещества пород, во-вторых, битуминозных компонентов, генерированных керогеном в процессе гидротермальной деструкции.
В плане создания технологий разработки доманиковых пород обращают на
себя внимание не только отличительные особенности состава продуктов деструкции органического вещества этих пород, но и особенности изменения их минерального состава (рис. 3). По данным оптических и электронно-микроскопических исследований гидротермальное воздействие на доманиковую породу, представленную, в основном, глинисто-карбонатными, кремнисто-глинистокарбонатными разностями пород, приводит к существенным морфологическим
изменениям ее структуры. Исходные образцы плотные с плотной упаковкой
глинистых минералов, которые ассоциируют с отдельными включениями зерен
кварца, участками карбонатизированы. Наиболее характерные микроструктуры
– турбулентные и ламинарные с нано- и микропористым типом пустотного пространства.
После гидротермальных воздействий на породу и последующего извлечения
из нее битуминозных компонентов порода сильно осветляется и теряет свою
92
а)
б)
в)
Рис. 2. Хроматограммы экстрактов из битуминозной доманиковой породы: а) – исходный битумоид; б) – продукт опыта битуминозной породы; в) продукт опыта дебитуминизированной породы (керогена).
93
а)
б)
Рис. 3. Микроструктурные особенности доманиковой породы
до и после гидротермальных опытов
первичную микроструктуру. Нано- и микропоры становятся более крупными,
появляется сеть сообщающихся пор, в отдельных участках можно идентифицировать и микротрещинки. Гидротермальное воздействие даже приводит к
увеличению размеров и количества миграционных каналов и пор,
способствующих нефтеизвлечению.
Можно полагать, что кероген является породообразующим элементом и составной частью органоминерального комплекса в составе доманиковой породы.
Разрушение этого комплекса в данных условиях эксперимента и преобладание в
продуктах деструкции керогена высокомолекулярных компонентов свидетельствует о том, что доманиковые породы на Ромашкинском месторождении не
претерпели в процессе генезиса высокотемпературных воздействий. Следовательно, их нефтегенерационный потенциал может быть успешно реализован с
применением гидротермальных технологий при дальнейшей оптимизации гидротермальных процессов, направленных на увеличение количества и повышение
качества извлекаемых флюидов.
Работа выполнена при поддержке гранта РФФИ № 12-05-97027 Поволжье
/2013.
Литература
1. Тиссо Б. Образование и распространение нефти. - М.: Мир, 1981. - 504 с.
2. Киямова А.М., Каюкова Г.П., Романов Г.В. Состав высокомолекулярных компонентов нефте- и битумсодержащих пород и продуктов их гидротермальных превращений //
Нефтехимия. 2011. № 4. С. 243-253.
94
ТЕКТОНО-КЕССОННЫЙ ЭФФЕКТ, КАК ФАКТОР ФОРМИРОВАНИЯ
ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА В КРИСТАЛЛИЧЕСКОМ ФУНДАМЕНТЕ
Ф.А. Киреев
РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва
Formation of hydrocarbon deposits in the crystalline basement due to tectonic and
coffered decompression of rocks, which, accompanied by the emergence of favorable
conditions for the absorption of fluids - a sharp decrease in pressure and temperature.
Tectonic-coffered pressure drop - is only transient process, which can be only a few
thousand years.
Проблема промышленной нефтегазоносности кристаллического фундамента
все еще содержит большое количество открытых и остро дискуссионных вопросов. Это выражается, прежде всего, в отсутствии достаточно аргументированного обоснования источников генерации УВ, условий, механизма и
продолжительности формирования залежей УВ.
Несмотря на свою фундаментальную геолого-геохимическую основу, осадочно-миграционная концепция нефтегазообразования в настоящее время не в
праве претендовать на роль абсолютной истины в современной нефтегазовой
геологии [3,4,5]. В частности, в трактовке основных постулатов ОМТ остается
целый ряд не решенных вопросов. Это, прежде всего, касается механизма первичной эмиграции новообразованных углеводородов из нефтематеринских толщ
и, не поддающаяся объяснению исключительно высокая длительность времени
катагенетического «созревания» (десятки-сотни миллионов лет) ОВ нефтематеринских пород до начала массовой эмиграции УВ. При этом мы видим явное несоответствие между продолжительностью катагенетического «созревания» керогена нефтематеринских пород и процессами нефтегазонакопления. Наконец,
возникновение таких мощных энергетических скоплений, как нефтяные или газовые залежи в кристаллическом фундаменте, сложно рассматривать в качестве
следствия катагенетических преобразований ОВ, заключенного в «нефтематеринских» осадочных породах, прилегающих к выступам фундамента.
Так в гранитоидном фундаменте нефтяного месторождения Белый Тигр на
вьетнамском шельфе отчетливо проявляется синхронная связь возникновения
определенного типа пустотности и сопряженного с ней во времени УВфлюидного заполнения [4]. При этом массивный тип УВ залежей, на наш взгляд,
обусловлен тектоно-кессонным разуплотнением пород, проявление которого,
сопровождается, как правило, возникновением условий благоприятных для всасывания флюидов, иными словами – резким снижением давления и температуры. Такие условия образуются в динамически напряженных массивах, в зоне
действия молодых или обновленных разломов [1,2].
С геологической точки зрения, вызванный проявлением тектоно-кессонного
эффекта спад давления – это исключительно скоротечный процесс. Длительность времени реализации процессов дезинтеграции и разуплотнения пород
кристаллического фундамента и существования, связанных с ними термодина95
мических ловушек УВ, в зависимости от геологических условий, может составлять всего несколько тысяч лет [3,6].
Иными словами, тектоно-кессонный эффект обусловливает образование и
развитие зон разуплотнения и деструкции, формирование различного типа мощных энергетических аномалий, в том числе, стимулируя аккумуляцию УВ в виде
крупных скоплений.
Проявление тектоно-кессонного эффекта можно рассматривать в качестве
универсального фактора формирования залежей нефти и газа в толще кристаллических пород фундамента, где реализуются скоротечные процессы – как образования резервуаров, так и их насыщения УВ флюидами. Здесь, в отличие от условий и темпов образования залежей нефти и газа в осадочном комплексе, процессы формирования коллекторов во времени тесно сопряжены с
нефтегазонакоплением.
Литература
1. Арешев Е.Г., Гаврилов В.П., Донг Ч.Л., Киреев Ф.А., Шан Н.Т. Модель геодинамического
развития континентального шельфа юга СРВ // Нефтяное хозяйство. 1996. - №8.-С. 30-34.
2. Арешев Е.Г., Гаврилов В.П., Киреев Ф.А., Донг Ч.Л. Рифтовые структуры как перспективный нефтегазоносный объект шельфа СРВ // Нефтяное хозяйство. - 2001. - №2. С. 22-24.
3. Гаврилов В.П., Гулев В.Л., Киреев Ф.А., Донцов В.В., Соколов В.И. Гранитоидные
коллекторы и нефтегазоносность южного шельфа Вьетнама. Научно-техническая библиотека 2010 г., том II. – М.: ООО «Издательский дом Недра», 2010.С. 294
4. Киреев Ф.А. Граниты и их нефтегазоносность. //Дегазация Земли и генезис нефтегазовых месторождений (к 100-летию со дня рождения академика П.Н. Кропоткина). М.:
ГЕОС, 2011 С. 442-455.
5. Киреев Ф.А Нефть Вьетнама: две точки зрения на генезис. //1-я Всероссийская конференция по глубинному генезису нефти «Кудрявцевские чтения». Москва, ЦГЭ, 22-25 октября, 2012.
6. Лукин А.Е. О фазах нафтидогенеза – нефтегазонакопления // Докл. РАН. – 1999. – Т.
369, № 2. – С. 238–240.
КОЛЛЕКТОР В ФУНДАМЕНТЕ: ПРОИСХОЖДЕНИЕ
И ПОИСКОВЫЕ ПРИЗНАКИ
Т.А. Киреева
МГУ им. М.В. Ломоносова, геологический факультет
The study of the morphology and secondary mineralization of reservoir zones in the crystalline basement (Western Siberia, the shelf of South Vietnam) leads to the conclusion that the
reservoir is formed by leaching of primary permeability barrier of rocks by high-temperature
hydrothermal fluids. Localization and morphology of the reservoir is determined by laws of
hydrothermal ore process. Carbon dioxide degassing of the final stage of hydrothermal activity
leads to the formation of zones of hydrochemical inversion in the lower horizons of the sedimentary cover, which can be used as a search signs.
96
Для успешного прогноза поисковых работ в нижних горизонтах осадочного
чехла и в фундаменте необходимо понять, что условия формирования коллектора в условиях поровой среды и в породах, практически лишенных первичной
пористости резко различаются. Так при формировании залежи в поровом пространстве осадочных пород неважно, какое происхождение имеет нефтенесущий
флюид: глубинное (вертикальная миграция) или осадочное (латеральная миграция) – в обоих случаях формирование залежи произойдет в ловушках, обусловленных куполовидными поднятиями или их разновидностями. В катагеннопреобразованных же породах низов осадочного чехла и, особенно, кристаллического фундамента практически отсутствуют поровые коллектора и, соответственно,
отсутствуют условия для латеральной миграции УВ. Невозможность формирования значительных латеральных потоков УВ в глубоких горизонтах осадочного
чехла, т.е. в зоне весьма затрудненного водообмена, неоднократно обосновывалась ранее, исходя из представлений о фильтрационной неоднородности среды и
закономерностях распределения величин пластовых давлений [3, 4]. В соответствии с этим можно считать, что на больших глубинах модели бассейновой миграции при прогнозах формирования залежей УВ являются необоснованными.
В то же время, многочисленные работы [1, 5, 8, 9] по морфологии коллекторских зон месторождений в плотных породах (кристаллические и глинистые породы) разных регионов (Западная Сибирь, шельф Ю. Вьетнама) указывают на
то, что такие зоны формируются в результате выщелачивающего воздействия
глубинных высокотемпературных гидротермальных растворов. Опыт разработки подобных месторождений Западной Сибири позволил предложить термин
«жильный коллектор» [1], по аналогии с гидротермальными рудными жилами,
подчеркивающий их основные морфологические свойства: большую высоту залежи при незначительных поперечных размерах. Одной из характерных особенностей таких залежей является высокая продуктивность небольшого числа
скважин, дающих зачастую до 90% накопленной добычи месторождения (ЕмЕговское, баженовская свита Салымской площади). Пустотное пространство таких гидротермальных коллекторов представлено сложной системой каверн и
трещин, частично заполненных вторичными минералами гидротемального происхождения (ломонтит, барит, кварц, каолинит, альбит и др.).
Таким образом, при разработке «гидротермального» нефтяного месторождения следует учитывать принципы формирования зон вторичного выщелачивания, образующихся в результате воздействия гидротермальных растворов. Из
работ, посвященных принципам формирования рудных месторождений [2], известно, что выщелоченные зоны формируются вокруг разломов и что особенности гидротермального процесса обуславливают определенную зональность в
распределении вторичных минералов и величин вторичной пористости. Последняя закономерно убывает в стороны от вертикального питающего канала, сокращаясь от 20-30% до 1-5%. При этом состав образующихся вторичных минералов определяется, прежде всего, температурой поступающего раствора, а не
составом преобразуемых пород: растворам с температурой 400-6000C соответствует рудная минерализация, часто содержащая хлориды; растворам с температурой 200-4000С соответствует каолинит-кварц-барит-алунитовая минерализация;
97
растворам с температурой <2000С соответствует монтмориллонит-гидрослюдисто-кальцит-ломонтитовая минерализация.
Обнаружение в гранитоидном коллекторе месторождения Белый Тигр
(шельф Ю. Вьетнама) минералов гидротермального происхождения (хлорное
железо, самородное серебро, барит, диккит, ломонтит) позволило установить
гидротермальное происхождение коллектора и, исходя из этого, прогнозировать
развитие коллекторских зон в виде узких и достаточно глубоких (мощностью до
1500 м) «карманов» [5], что полностью подтвердилось разработкой. В дальнейшем было уточнено [7], что формирование коллектора в фундаменте месторождения Белый Тигр произошло в результате проработки гранитного массива поступавшими по разломам высокотемпературными (Т=400–600оС), маломинерализованными (М<1,0–4,0 г/л) гидротермами хлоридно-натриевого состава, насыщенными газообразными HCl, HF и СО2.
Подобное распределение минеральных фаз в коллекторе, образующемся в результате восходящей циркуляции глубинного гидротермального раствора, подтверждено термодинамическим моделированием [9], в результате которого установлено, что ломонтит занимает низкопроницаемые зоны с замедленной циркуляцией флюида, а кальцит образуется на заключительной стадии в самых
нижних частях гидротермально преобразованной зоны и ведет к самозапечатыванию залежи.
Такая последовательность изменения состава флюида и вторичной гидротермальной минерализации хорошо согласуется с закономерностями газовыделения
из вулканического очага в районах современного вулканизма. Известно [10].,
что на первой, наиболее высокотемпературной (Т=600–8000С) стадии в составе
вулканических газов содержится до 15–20% HCl и HF, по мере затухания вулканической деятельности и снижении температуры газовой смеси до 200-4000С,
состав газов сменяется на сульфатный (значительное содержание SO3+SO2), а
затем при Т<2000C на углекислый (содержание СО2 до 95%)
Подобная закономерность изменения состава эндогенного флюида, формирующего гидротермальный коллектор, может использоваться, как поисковый
признак. Поступление глубинного СО2 в пластовые воды низов осадочного чехла приводит к формированию так называемых инверсионных вод гидрокарбонатно-натриевого состава и пониженной (по сравнению с вышезалегающими водоносными горизонтами) минерализацией. По результатам термодинамического
моделирования авторы работы [6] приходят к выводу, что инверсионный воды
могут сохранять свой гидрохимический облик (прежде всего, высокое содержание НСО3-иона) только в условиях постоянного и избыточного поступления углекислого газа. В случае прекращения поступления СО2 состав вод переходит в
хлор-кальциевый, т.к. Са-ион, накапливающийся в результате концентрирования
растворов в закрытой системе, осаждает НСО3-ион. Этот вывод объясняет отсутствие гидрокарбонатно-натриевой «оторочки» вокруг нефтяных месторождений древних платформ, пластовые воды которых представлены исключительно
хлоридными рассолами – даже если углекислые воды поступали в осадочный
чехол в результате вертикальной миграции, они не сохранились в условиях отсутствия притока СО2. Следовательно, наличие инверсионных вод в низах оса98
дочного чехла указывает на возможность обнаружения в фундаменте коллекторских зон, образовавшихся в результате гидротермального выщелачивания, о чем
свидетельствует не вполне затухшая гидротермальная деятельность, проявляющаяся в углекислотной дегазации.
Действительно, над крупными нефтяными залежами в фундаменте фиксировалось проявление гидрохимической инверсии в вышезалегающих породах осадочного чехла. Это проявляется как в Западной Сибири (Красноленинский и
Сургутский своды), так и на шельфе Южного Вьетнама, где над нефтеносными
гранитоидами структуры Белый Тигр в низах осадочного чехла отмечается инверсия гидрохимической зональности [7], которая отсутствует на соседних
структурах, где фундамент или без признаков нефтеносности, или слабо нефтеносен (структура Дракон).
Таким образом, гидротермальный коллектор в плотных породах, практически
лишенных первичной пористости (кристаллические или глинистые породы)
представляет собой узкие, не более 1-3 км (в зависимости от состава вмещающих пород) приразломные зоны, но с достаточно большой (до 1,5 км) вертикальной мощностью измененных пород. При этом пористость и проницаемость
гидротермально измененных пород уменьшаются от питающего разлома к периферии, а минеральные ассоциации (кварц-каолинит-барит) наиболее выщелоченных и высокотемпературных зон сменяются ассоциациями более низкотемпературных минералов (ломонтит-кальцит-гидрослюда-монтмориллонит). Заключительному этапу гидротермальной деятельности соответствует углекислый состав
глубинных флюидов, что приводит к формированию зон гидрохимической инверсии в пластовых водах низов осадочного чехла, что, в свою очередь, может служить поисковым признаком гидротермального коллектора в фундаменте.
Литература
1) Белкин В.Н, Медведевский Р.И. Жильный тип ловушек углеводородов //ВНИИОЭНГ,
обз.инф, сер.геология и геофизика. М. 1988. Вып.12; 2) Волостных Г.Т. Аргиллизация и
оруденение. М.: Недра, 1972. С. 239; 3) Всеволожский В.А., Дюнин В.И. Анализ закономерностей гидрогеодинамики глубоких пластовых систем. //Вестник МГУ. Сер. 4. Геология. 1996. №3. С. 61-72; 4) Всеволожский В.А. Концепция гидрогеодинамики процессов нефтегазообразования. //Дегазация Земли и генезис нефтегазовых месторождений (к
100-летию со дня рождения академика П.Н. Кропоткина). М.: ГЕОС. 2011. C. 302-319; 5)
Дмитриевский А.Н., Киреев Ф.А., Федорова (Киреева) Т.А. Влияние гидротермальной
деятельности на формирование коллекторов нефти и газа в породах кристаллического
фундамента. //Известия АН СССР, сер. Геологическая. 1992. №5. С. 119-128 6) Крайнов
С.Р., Рыженко Б.Н., Швец В.М. Геохимия подземных вод, М.: Наука, 2004. С. 677; 7)
Киреева Т.А. Генезис подземных вод месторождения Белый Тигр (шельф Ю. Вьетнама),
в связи с нефтегазоносностью. //Вестник МГУ, сер.4, Геология, № 4. 2010. С.35-40; 8)
Киреева Т.А. Гидротермальный коллектор в глинистых породах баженовской свиты.
//Дегазация Земли и генезис нефтегазовых месторождений (к 100-летию со дня рождения академика П.Н. Кропоткина). М.: ГЕОС, 2011. C. 329-343; 9) Кирюхин А.В., Шадрина С.В, Пузанков М.Ю. Моделирование термогидрогеохимических условий формирования продуктивных резервуаров в вулканогенных породах //Вулканология и сейсмология.
2013. №2. С. 90-104; 10) Соколов В.А. Геохимия природных газов. М.: Недра. 1971.
С. 336.
99
СТРУКТУРА ПУСТОТНОГО ПРОСТРАНСТВА ПОРОД
БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ
Т.А. Киреева
МГУ им. М.В. Ломоносова, геологический факультет
Comprehensive study of the collection of the Bazhenov Formation rocks at the micro level allowed to reveal a grid formation of microcracks, with disclosure of 0,1 microns in films of adsorbed organic substances. Those cracks contribute to the evacuation of the producing hydrocarbons, which prevents the appearance of natural breaking
off of fluids. Detection of complex authigenic sulphate minerals can relate the formation of reservoir zones with acid leaching deep high temperature (250-3000C) sulfate
class waters.
В настоящее время отсутствует единая точка зрения по вопросу природы
коллектора в баженовских породах (БП), т.к. ни одна из многочисленных гипотез
(структурная
перестройка
глинистых
минералов,
пиритизация,
перекристаллизация тонкодисперсного кальцита, диагенетическое окремнение,
сохранившее первичную пористость, и др.), не подтвердилась при
промышленной эксплуатации месторождений. Наиболее популярная гипотеза
[1], связывала формирование коллектора с катагенными процессами
нефтегенерации в нефтематеринских БП, т.е. с природным флюидоразрывом,
однако из этого следовала региональная нефтеносность БП, достаточно
литологически однородных и залегающих в схожих термобарических условиях.
Но промышленные притоки (без серьезного вторичного воздействия на пласт)
были получены только на Салымской площади. Таким образом, вопрос
происхождения и прогноза коллекторских зон в БП не потерял актуальности.
БП сложены четырьмя основными компонентами: глинистыми минералами,
карбонатами, минералами кремнезема, органическим веществом. В соответствии
с классификацией, предложенной Гурари Ф.Г. [2] для 3-х компонентных кремнисто-карбонатно-глинистых пород, в БП выделяют кремнистые, карбонатноглинистые и глинистые разновидности. Карбонатно-глинистые породы содержат: карбонатного материала 15-30%, SiO2 до 30%, глинистого материала – 3540% и ОВ до 5-8%. Кремнистые породы или силициты содержат SiO2 в количестве более 50%, карбонатного материала не более 5%, глин – от 5 до 25%, ОВ –
до 20%. В глинистом литотипе содержание глинистой компоненты доходит до
70-80%, карбонатный материал составляет 1-7%, содержание ОВ – 10-20%, SiO2
– 5-10%.
Таким образом, в каждом литотипе БП содержится ОВ, количество которого
изменяется от 5 до 25% (иногда более). Оно представлено преимущественно гелефицированным бесструктурным веществом, в основном сапропелевого состава. По степени преобразованности ОВ соответствует стадии катагенеза МК1МК3, в подавляющем большинстве – стадии МК2.
Наибольшие структурные изменения ОВ претерпевает в седиментогенезе (окисление) и на определенном этапе катагенеза (нефтегенерация). Оба процесса приводят к уменьшению объема исходного органического вещества, т.е. возникновению вторичной пустотности, величина которой зависит от химического соста100
ва ОВ. Возможность возникновения природного флюидоразрыва и формирования таким образом коллектора в БП предполагает изучение изменений микростроения ОВ по мере его катагенетической эволюции.
Сравнительное изучение на СЭМ образцов органосодержащих глинистых пород кукерсита Прибалтики, баженовской и менилитовой свит, находящихся соответственно на стадии катагенеза ПК3, МК1-МК2, МК2- МК3, а также красноцветного аргиллита, не содержащего ОВ, позволило установить закономерности
катагенного изменения микроструктуры РОВ, и оценить морфологию пустотности, формирующейся в результате этих процессов.
Выяснилось, что ОВ низких стадий катагенной преобразованности (до МК2)
не имеет выраженной микроструктуры поверхности, а чем свидетельствует одинаковая морфология поверхности глинистых пород содержащих и не содержащих РОВ. В пленках ОВ, адсорбированного на поверхности глинистых частиц
баженовской и менилитовой свит, при достижении стадии катагенеза МК2 развивается сеть микротрещин, раскрытостью около 0,1 мкм., которая наблюдается
и на поверхности мелких (30х50 мкм) изометричных включений РОВ. В последних также образуются микроячеистые структуры, представленные микрокавернами, размером 10х20 мкм, разделенными перегородками толщиной 0,5-2,0 мкм
[3].
Дериватографическими исследованиями установлено, что микротрещиноватая структура начинает образовываться при сокращении выхода летучих продуктов на органическую массу до 30%. Следовательно, морфология возникающей пустотности зависит от типа исходного ОВ, т.е. от его нефтегенерационных
возможностей. Пока нефтегенерационный потенциал не исчерпан, возникает
микроячеистая структура, связанная с образованием газово-жидких включений в
органической массе еще не потерявшей пластичности. Возникновение микротрещиноватости, видимо, связано с сокращением объема ОВ по мере уменьшения генерационных возможностей и по физической сути может быть сравнимо с
растрескиванием глинистой корки в результате обезвоживания.
Морфология пустотного пространства, образующегося в глинистых породах
в результате катагенеза РОВ, свидетельствует, что возникающее увеличение
общей пористости не приводит к значительному увеличению проницаемости отложений, что связано с малыми размерами образующихся полостей и их плохой
сообщаемостью. В то же время, образование пространственной сетки трещин в
пленках адсорбированного ОВ способствует миграции образующихся УВ по механизму теоретически обоснованному в литературе (Х. Мак-Аулифф, 1979; Дж.
Хант, 1982; Г.П. Жузе, 1986), что ставит под сомнение неизбежность возникновения флюидоразрыва в процессе нефтегенерации и формирования таким способом коллектора в БП.
Анализ микроструктуры ОВ БП был проведен на плотных разностях массивного сложения, однако из горизонтов, в которых получены промышленные притоки нефти, вместо керна обычно выносится порошкообразная глинистая масса
или поднимается сильно трещиноватый керн, который разрушается при попытке
изготовления шлифов или цилиндров. Комплексное исследование «рыхлых»
разностей пород баженовской свиты методами микрозондового анализа, СЭМ,
101
химического анализа и водных вытяжек позволило установить присутствие в
них комплекса сульфатных минералов, представленных мелантеритом (FeSO4),
железо-алюминиевыми квасцами (Fe,Al)SO4, гипсом CaSO4*2Н2О, ярозитом
(K,Fe)SO4, мирабилитом Na2SO4, также встречались кристаллы самородной серы
(S2) [4]
Наиболее логично образование аутигенных сульфатов объясняется проработкой пород на стадии катагенеза поступавшими по разломам эндогенными высокотемпературными водами, насыщенными SO2+SO3. Подобные термы широко
распространены в областях современного вулканизма и при взаимодействии с
породами, в зависимости от температуры гидротерм, дают сульфатную (250350оС) или сульфидную (80-100оС) минерализацию. Существование сульфидсульфатной зональности в БП подтверждается литологическими исследованиями, установившими в ряде скважин Салымской площади расположение пиритизированного прослоя гипсометрически выше прослоев, содержащих аутигенную
сульфатную минерализацию. Вторичная сульфатная минерализация тяготеет к
нижним частям разреза, а в площадном отношении – к зонам, прилегающим к
долгоживущим разломам фундамента, которые выделяются на территории широтного Приобья.
По всей видимости, именно поступавшие по разломам глубинные высокотемпературные воды, вызвавшие интенсивное кислотное выщелачивание и
«рыхлое» заполнение образовавшихся полостей вторичными сульфатными минералами и сформировали локальные коллекторские зоны в БП.
До настоящего времени структура пустотного пространства коллекторских
зон БП остается практически неизученной прямыми лабораторными методами,
что обусловлено непригодностью обычных методик определения пористости и
проницаемости, предполагающие экстракцию УВ хлороформом, т.к. в БП глинистые минералы, твердое ОВ, а также жидкие и газообразные продукты его
преобразования представляют единую, химически связанную систему. В результате определяемая величина пористости зависит от содержания ОВ и степени
его преобразованности в битумоиды, причем величина ошибки может достигать
100%. Кроме того, рыхлые трещиноватые разности невозможно изучить никакими стандартными методами, т.к. они разрушаются при попытке изготовления
шлифа или цилиндра. Поэтому для изучения структуры пустотного пространства БП был выбран метод изучения на СЭМ образцов насыщенных люминофором, контрастным к электронному пучку [5]. Эта методика позволяет при подготовке образца избежать соприкосновения с водой, что дает возможность изучать
неводостойкие разности пород. Разрешающая способность метода позволяет наблюдать пустоты размером от 1,0 мкм до 0,5 мм, что характеризует всю гамму
фильтрующих пустот на микроуровне.
По результатам изучения на СЭМ образцов БП выделено несколько типов
структур, различающихся по морфологическим особенностям и генезису полостей. 1. Пустотное пространство первично-порового типа характеризуется мелкими (5-10 мкм, редко до 20-30 мкм) изометричными порами, равномерно заполняющими пространство снимка. Подобная структура пустотного пространства характерна для карбонатно-глинистых пород и глинистых пород, содержа102
ние алевритовой примеси в которых составляет не менее 15 %. 2. Пустотное
пространство трещинного типа – микротрещины подразделяются на три разновидности: а) Единичные трещины. Это трещины, раскрытостью 0,01-0,05 мм,
располагаются преимущественно по напластованию породы, но иногда отмечаются и секущие. Подобная трещиноватость характерна для всех исследованных
литотипов, но преобладает у глинистых разновидностей, что связано со склонностью глинистых пород к микротрещиноватости, обусловленной потерей пластичных свойств на стадии катагенеза; б) Интенсивная трещиноватость. Многочисленные горизонтальные и секущие трещины, раскрытостью до 0,15 мм характерны для пород, обогащенных сульфатными солями. Коэффициент проницаемости (Кп) по пропитке люминофором составлял 1,2-7,5% (в среднем – 4%).
В образцах, содержащих до 10% сульфатных солей, Кп увеличивался до 11,612,9%; в) «Щелевидные» микротрещины – равномерно распределенные в породе
удлиненные поры, раскрытостью 3-5 мкм. Кп изменяется от 0,85 до 8,75% (в
среднем – 4,2%). Подобный тип пустотности наблюдается у пород, содержащих
вторичную сульфатную минерализацию, причем «щелевидные» поры – это микротрещины «рыхло» заполненные сульфатными минералами, преимущественно
гипсом и сульфатом железа. По размерам и по характеру расположения в породе
«щелевидные» поры напоминают пустотное пространство первично-порового
типа, но по генезису их следует отнести к вторичным микротрещинам выщелачивания; 3. Кавернозный тип пустотности, выявленный в породах, содержащих
сульфатную минерализацию, характеризуется полостями размером от 0,01-0,06
до 0,5 мм, которые при небольших увеличениях можно принять за первичные
поры, но по морфологии они являются пустотами вторичного выщелачивания.
Кп кавернозных пород изменяется от 7,5 до 15,1%, составляя в среднем 11,3%.
Таким образом, изучение структуры пустотного пространства позволяет охарактеризовать тип коллектора в БП как трещинно-каверново-«псевдопоровый» и
связать его формирование с кислотным выщелачиванием и образованием аутигенной сульфатной минерализацией. Пространственная сеть микротрещин, образующая в результате нефтегенерации в пленках ОВ адсорбированного на поверхности глинистых частиц должна способствовать эвакуации УВ без проявления флюидоразрыва.
Литература
1) Нестеров И.И. Новый тип коллектора нефти и газа //Геология нефти и газа. 1979.
№10. С. 26-29; 2) Гурари Ф.Г. Об условиях накопления и нефтеносности баженовской
свиты Западной Сибири. //Новосибирск. Труды СНИИГГиМС. 1979. Вып. 271. С. 153160; 3) Федорова (Киреева) Т.А., Зубков М.Ю. Преобразование микроструктуры органического вещества по мере его катагенетической эволюции //Литология и полезные ископаемые. 1989. №5. С.71-79.; 4) Федорова (Киреева) Т.А., Бочко Р.А. Воднорастворимые
соли баженовской свиты Западной Сибири как критерий выделения зон коллекторов.
//Геология нефти и газа. 1991. №2. С. 23-25; 5) Кузьмин В.А. Методика и основные результаты изучения пород-коллекторов на растровом электронном микроскопе.
//Автореферат кандидатской диссертации. М.: МИНГ 1984. С. 20.
103
3D МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕРМОГИДРОГЕОХИМИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ
ФОРМИРОВАНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ НЕФТЯНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
В ВУЛКАНОГЕННЫХ ПОРОДАХ
A.В. Кирюхин1, С.В. Шадрина2
1
Институт вулканологии и сейсмологии ДВО РАН
683006, Петропавловск- Камчатский, , бульвар Пийпа, 9
e-mail: AVKiryukhin2@mail.ru
2
ТО СургутНипиНефть ОАО “СургутНефтеГаз”
625003 Тюмень, ул. Р.Люксембург, 12
The Rogozhnikovsky production oil-bearing volcanogenic reservoir in West Siberia, hosted
in Triassic rhyolite tuffs and lavas is considered as benchmark example to understand the role
of hydrothermal fluid circulation in the creation of such reservoirs. TOUGHREACT modeling
show possibility of production reservoirs formation due to hydrothermal circulation as a result
of chemical fluid-rock interactions, followed by reservoir self-sealing at the last stage of hydrothermal circulation.
Одной из фундаментальных проблем наук о Земле является механизм образования продуктивных резервуаров в породах фундамента, причем происхождение
таких резервуаров по-видимому тесно связано с их гидротермальной историей.
Примером является недавно обнаруженный в фундаменте Западной Сибири
Рогожниковский нефтяной резервуар, гигантский нефтяной резервуар в вулканогенных (риолиты и лавы) породах фундамента пермо-триасового возраста
(250 млн лет) на глубинах 2.5-2.8 км с температурой до 140 oC [Чирков и др.,
2011]. Другой пример нефтяной залежи, размещенной на глубине 3-5 км в гранитах докайнозойского фундамента под названием Белый Тигр во Вьетнаме
[Киреева, 2010] показывает, что нефть аккумулируется в зонах разломов, проработанных на ранней стадии гидротермальными потоками хлоридного натриевого состава.
В данной работе рассматривается роль гидротермальных процессов в формировании пористых и проницаемых резервуаров в вулканогенных породах, их ограничения низкопроницаемыми границами, и аккумуляции в резервуарах флюидов различного происхождения и фазового состояния в 3D постановке задачи с
учетом реальной геометрии нефтяного резервуара. Рогожниковский продуктивный резервуар является примером нефтяного вулканогенного резервуара в Западной Сибири, он приурочен к восходящим флюидным потокам, фиксирующимся положительными аномалиями температур и давлений.
На первом этапе выполнено инверсионное термогидродинамическое
iTOUGH2-EOS1 моделирование для оценки расхода и энтальпии современной
глубинной гидротермальной циркуляции на участке Рогожниковского нефтяного вулканогенного резервуара (Западная Сибирь). Показано, что наблюдаемое в
резервуаре на глубинах 2.5-2.8 км распределение давления и температуры объясняется гидротермальной циркуляцией с расходом 3.6 кг/с и энтальпией 607
кДж/кг (144 оС). Зоны восходящих потоков ассоциируются с положительными
аномалиями температуры и давления, в то время как зоны нисходящих потоков –
104
с отрицательными аномалиям. Указанные выше зоны циркуляции могут совпадать с палеовулканическими питающими системами каналов или другими проницаемыми структурами в фундаменте.
На втором этапе выполнено T2VOC-моделирование двухфазного (нефть/ вода) процесса естественного заполнения Рогожниковского резервуара нефтью,
при поступлении ее в резервуар в виде восходящего флюидного потока с расходом, определенным по результатам термогидродинамического моделирования.
Показано, что нефтяная фаза распространяется вдоль линий тока, заполняя как
возвышенные вулканические гребни, так и погруженные формы (кальдеры) на
кровле вулканогенного резервуара.
На третьем этапе термогидрогеохимическое TOUGHREACT-моделирование
применяется для представления возможного механизма эволюции проницаемости-пористости и самозапечатывания резервуаров такого типа в результате химического взаимодействия вода-порода. При этом вначале используется упрощенная трехмерная прямоугольная модель 500х500х400 м3, состоящая из 100
элементов. На этой модели показано, что длительная гидротермальная циркуляция с расходом 1 кг/с и энтальпией 1090 кДж/кг (250оС) приводит к увеличению
пористости (x 2.64) и проницаемости (x 50) благодаря замещению исходного
вулканического стекла кварцем, альбитом и К-полевым шпатом; ранняя стадия
гидротермальной циркуляции (<10 тыс лет) отмечается кипением и значительным падением давления, а заключительная стадия характеризуется значительным отложением кальцита в основании восходящего потока, после чего происходит самозапечатывание резервуара. Далее для анализа используется 3D модель, описывающая реальную геометрию фрагмента Рогожниковского резервуара в области размерами 5.5х6 км2, состоящая из 672 активных элементов. В этой
модели гидротермальная проработка резервуара рассматривается при расходе
восходящего потока теплоносителя 720 кг/с и энтальпии 1530 кДж/кг (320оС) на
интервале времени 0-2 млн. лет. Результаты моделирования в целом подтверждают полученные на упрощенной модели закономерности изменения эволюции термогидродинамического режима, фильтрационно-емкостных свойств и
ассоциаций вторичных гидротермальных минералов.
Таким образом, TOUGHREACT-моделирование показывает возможность образования продуктивных резервуаров благодаря преобразованию исходного минерального состава в риолитах, вызванному гидротермальной циркуляцией, обнаруживают условия кратковременного падения давления на ранней стадии
формирования резервуара (что благоприятно для привлечения нефти и рудообразующих флюидов в резервуар). Самозапечатывание резервуара на последней
стадии гидротермальной циркуляции благоприятно для аккумуляции и удерживания флюидов в продуктивном резервуаре.
Авторы выражают признательность Т.А. Коровиной, А.Ю. Батурину, Е.В.
Николаевой, A. Battistelli, S. Finsterle, В.Г. Румынину, С.Л. Шварцеву и Б.Н. Рыженко за полезные комментарии и предложения. Работа осуществлялась при
поддержке проекта РФФИ 129-05-00125-а и ДВО РАН 12-I-П27-04.
105
Литература
1. Киреева Т.А. Генезис подземных вод на нефтяном месторождении Белый Тигр (Вьетнам) в связи с распределением нефти и газа // Вестник Московского государственного
университета. Сер. 4. Геология. 2010. № 4. С. 35-40.
2. Кирюхин A.В., Шадрина С.В., Пузанков М.Ю. Моделирование термогидрогеохимических условий формирования продуктивных резервуаров в вулканогенных породах //
Вулканология и сейсмология, 2013, № 2, с. 90–104
3. Чирков В.Л., Горбунов И.Н., Шадрина С.В. и др. Геохимические и термодинамические критерии для прогноза содержания нефти и газа в фундаменте Западной Сибири //
Нефтяная промышленность. 2011. № 4. С. 41-45.
4. Falta R., Pruess K., Finsterle S., Battistelli A. T2VOC User’s Guide // Report LBNL-36400
Berkeley, CA, USA. 1995. 155 p.
5. Finsterle S. iTOUGH2 User’s Guide // Report LBNL-40040, Berkeley, CA, USA. 1999.
130 p.
6. Kiryukhin A.V. A Modeling Study of the Role of Hydrothermal Processes in the Formation
of Production Reservoirs in Volcanogenic Rocks // Procedia Earth and Planetary Science 7 (
2013 ) p. 436 – 439.
7. Pruess, K., Oldenburg C., Moridis G. TOUGH2 User’s Guide, Version 2.0 // Report
LBNL-43134, Berkeley, CA, USA. 1999. 198 p.
8. Xu T., Sonnenthal E., Spycher N., Pruess K. TOUGHREACT User’s Guide: A Simulation
Program for Nonisothermal Multiphase Reactive Geochemical Transport in Variably Saturated
Geologic Media // LBNL-55460. 2006. 206 p.
ЧЕРНОМОРСКИЕ МЕТАНОГИДРАТЫ: ГЕОЛОГИЯ,
РЕСУРСНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ, ПРОБЛЕМЫ ОСВОЕНИЯ
А.А.Кичка, Т.Е.Довжок, А.Н.Коваль, А.П.Тищенко
ДП «Науканефтегаз», Киев, Украина
First successful pilot test to produce methane from submarine gas hydrate field in the East
Nankai trough offshore Japan has resumed practical interest to develop giant gas hydrate potential of the World Ocean and the Black Sea basin as well. Geological aspects of methanehydrate potential assessment and promising exploration prospects in the Ukrainian part of the
basin as well as technological problems of submarine gas hydrates exploitation are discussed.
Метаногидраты Мирового океана, учитывая их огромные геологические ресурсы, могут стать одним из источников обеспечения постоянно растущей энергетической потребности человечества в ближайшем будущем. Теория их образования и существования в определенных термодинамических условиях достаточно хорошо разработана [1, 2]. Однако существует ряд геологических, технологических и экологических проблем, которые требуют научного изучения и практического решения, чтобы приблизить экологически безопасную промышленную
добычу газогидратов. Если не учитывать попутную эксплуатацию газогидратных шапок совместно со свободным газом на гигантских месторождениях Мессояхском и Прудхо-Бей, практическим началом добычи собственно газогидратов
106
нужно считать испытание газогидратной залежи термоциклическим методом в
скважине Маллик в дельте р. Маккензи в канадской части Бофортоморского
бассейна в 2002 году. В дальнейшем на арктическом склоне Аляски были проведены опытные испытания скважиной Маунт Элберт в 2007 г. и скважиной Игник Сикуми - 1 в 2012 г., которые тестировали возможность добычи газогидратов с помощью нагнетания углекислоты в гидратоносный коллектор и замещение метана в нем на углекислый газ с дальнейшим снижением давления и добычей метана. Март текущего года ознаменовался успешной добычей метана из
океанских газогидратов на склоне субдукционного Восточно-Нанкайского океанского желоба, которая была осуществлена государственной горнодобывающей корпорацией Японии JOGMEC. Здесь была пробурена первая пилотная добывающая скважина, расположенная на расстоянии 70 км от берега. По предварительным данным, за шесть суток опытной эксплуатации данная скважина добыла 119 тыс. куб. м метана из гидратоносного объекта [3]. Добыча осуществлялась методом снижения давления, которое происходило при откачке пластовой
воды, при этом газогидрат разлагался, а высвобожденный метан поступал в
скважину; на ее устье измерялось давление, дебит, анализировался состав газа, а
сам газ сжигался в факеле. Метаногидратный объект здесь представлен тремя
горизонтами тонкозернистых турбидитових песков плейстоценовой формации
Осага с межзерновой пористостью 42-45% (гидрат цементирует породу и занимает 80% порового пространства). В целом, слои пластовых гидратов составляют до 20% песчано-глинистом разрезе фронтальной части подводного конусу
выноса формации Осага и являются как секущими, так и конформными к локальным синклинальным и антиклинальным складкам в ней, в зависимости от
рельефа морского дна. Газогидратные залежи залегают на глубине 290-300 м от
дна океана и характеризуются двойным сейсмическим горизонтом BSR (bottom
simulating reflector – отражение конформное дну, ОКД). BSR маркирует подошву
зоны стабильных гидратов, ниже которой располагается полупространство зоны
свободного газа. В предыдущие годы здесь было пробурено 6 параметрических
скважин, которые изучили литологию и гидратонасыщенность перспективного
разреза, выяснили геотехнические условия подводного строительства скважины
в условиях малоустойчивого подводного склона, отработали оптимальную конструкцию скважин, разработали надежную изоляцию продуктивных горизонтов
и рациональный комплекс ГИС для уверенного выделения гидратонасыщенных
слоев. Следующим шагом в 2014-15 гг. будет бурение скважины, которая проведет опытно-промышленную эксплуатацию газогидратного коллектора для оценки рентабельности добычи газогидратов из глубоководного объекта площадью
до 35 кв. км при суммарной мощности гидратоносных пород 40-60 м на расстоянии 40-80 км от берега при глубинах океана 675-1400 м.
Черное море является одним из наиболее перспективных мировых бассейнов
для добычи гидратного метана. Как известно, именно здесь впервые были зафиксированы метаногидраты на морском дне. Все страны Черноморского бассейна - Украина, Болгария, Турция, Румыния, Россия и Грузия, а также международные исследовательские центры изучают гидратоносность Черного моря. В
то же время, нерешенность технологических вопросов и фактор крайне экологи107
чески уязвимой полузамкнутой системы Черного моря задерживают начало
практических работ по освоению его метаногидратного потенциала. Последние
десятилетия изучения газогидратов Мирового океана показали, что газогидратный слой при глубинах моря, где существуют благоприятные условия для его
существования, не является сплошным, поэтому ресурсная база по газогидратам
постоянно корректируется в соответствии с новыми данными. Точно установлено, что локальные зоны мощных метаногидратов перекрывают краевые разломные зоны морских осадочных бассейнов, перехватывают мощный восходящий
поток глубинного термогенного метана и создают по отношению к последнему
многослойную покрышку для подгидратных залежей газа в терригенных коллекторах. Последняя местами нарушена новейшими тектоническими движениями, а также грязевулканическими и оползневыми процессами. В наиболее погруженной части, где тектонические нарушения немногочисленны, в составе газогидратов присутствует преимущественно микробиальный метан биогенного
происхождения.
С помощью отбора образцов гидратонасыщенных донных грунтов во время
исследовательских рейсов с помощью сейсмических, акустических и геохимических съемок в Черном море закартировано несколько мощных полей (предполагаемых месторождений) подводных метаногидратов, которые представляют
практический интерес [2, 4, 5]. Оценки их геологических ресурсов в украинском
секторе Черного моря существенно отличаются - от 15 - до 60 трлн. куб. м, что
отражает разные методические подходы к подсчету запасов этого еще малоизученного сырья, поэтому данная проблематика требует дальнейшего углубленного исследования.
В недрах Черного моря прослеживается следующая газовая зональность: перед бровкой континентального склона существует циркумчерноморская зона
сквозного газового транзита и зон кластерного вторжения/миграции газа в придонные отложения (т.н. "chimneys"), которая питает подводные газовые гейзеры
(gas seeps) и прослеживается до глубин приблизительно 750 м; дальше на глубину расположена зона островной гидратонасыщенности, которая в свою очередь
сменяется зоной сплошной гидратоносности (с мощными многопластовыми залежами в терригенных коллекторах на разломных путях восходящей миграции
газа) в зоне подводного склона и континентального подножия Черного моря (рисунок 1). Наконец, центральную глубоководную часть занимает зона практически не изученной сплошной маломощной покровной гидратонасыщенности в
глинисто-иловых бассейновых отложениях, где шлировые и вкрапленные проявления метаногидрата не образуют непрерывного пласта, вследствие чего BSR
не прослеживается.
В связи с вышеизложенным, предлагаются следующие рациональные шаги в
решении проблемы освоения газогидратов Черного моря: изучить особенности
геологического строения и локализации метаногидратных залежей; разработать
оптимальный комплекс геологоразведочных работ (сейсмических, геохимических, геофизических исследований скважин, геолого-промысловых и т.п.) с целью поисков и разведки их залежей, а также оценки извлекаемых запасов газа
метаногидратных залежей в условиях украинской части акватории Черного моря; разработать экологически безопасные технологии проведения буровых работ
108
Рисунок 1. Пример выделения залежи метаногидратов на континентальном склоне северо-западной части Черного моря (сейсмопрофиль BS - 05-26). Звездой отмечена вероятная подгидратная залежь свободного газа.
для добычи подводных метаногидратов. На первых стадиях освоения ресурсов
газогидратов особое внимание следует уделить поискам месторождений подгидратного газа в терригенных коллекторах придонных сводовых структур и неантиклинальных ловушек с изучением их газогидратной покрышки в процессе
разведки.
1. Макогон Ю.Ф. Газoгидраты. История изучения и перспективы освоения // Геология и
полезные ископаемые Мирового океана, 2010, №2. – С. 5-21.
2. Шнюков Е.Ф. Газогидраты метана в Чёрном море // Геология и полезные ископаемые
Мирового океана. – 2005. - № 2. – С. 41 – 52.
3. Gas Production from Methane Hydrate Layers Confirmed // JOGMEG News Release
March 12, 2013. - http://www.jogmec.go.jp/english/news/release/release0110.html.
4. Popescu I. et al. Seismic expression of gas and gas hydrates across the western Black Sea //
Geo-Marine Letters, 2007, vol. 27, Issue 2-4. - P. 173-183.
5. Naudts L. et al. Geological and morphological setting of 2778 methane seeps in the Dnepr
paleo-delta, northwestern Black Sea // Marine Geology 227, 2006 - P. 177– 199.
109
ТЕРМОБАРИЧЕСКАЯ СТАБИЛЬНОСТЬ МЕТАНА И ЭТАНА
В УСЛОВИЯХ ВЕРХНЕЙ МАНТИИ ЗЕМЛИ
А.Ю. Колесников, В.Г. Кучеров
РГУ нефти и газа им И.М. Губкина, г. Москва
The theory of the deep abiogenic origin of hydrocarbons considers oil and natural gas to be
generated in the Earth’s upper mantle. Thermobaric limits and correspondent critical depths of
this process could be estimated from the results of the high pressure laboratory experiments.
This information will be important to understand mechanism of the process, to build geochemical models and to estimate potential of the abiogenic petroleum formation.
Возможность образования углеводородов из неорганических веществ при
термобарических условиях верхней мантии Земли в последнее время получила
серьезное экспериментальное [1], [2], [3] и теоретическое подтверждение [4, 5].
Одним из главных вопросов, который необходимо решить для развития теории
глубинного неорганического образования углеводородов, является поиск термобарических границ стабильности индивидуальных углеводородов в области высокого давления и путей их превращения.
Ответ на этот вопрос позволит разработать новые критерии к поиска скоплений углеводородов, понять на каких глубинах возможно их существование.
Одним из путей трансформации углеводородов при экстремальных термобарических условиях является их полная диссоциация с образованием водорода и
элементарного углерода в одной из аллотропных форм.
CnHm = nC + m/2 H2
Карбонизация метана была зафиксирована в экспериментах с ударной волной
при давлении выше 370 кбар и температуре выше 3400 оС. При идентификации
фазы углерода в качестве продукта диссоциации различными авторами были
предложены аморфный углерод, углеродные полимеры, алмазы, наночастицы
углерода или углеродные кластеры [6].
Принципиально другие соединения были зафиксированы в результате квантово-химического расчета методом ab-initio в качестве продуктов превращения
метана: смесь углеводородов: метан, этан, пропан и додекан [7], или этилен и
пропан [5]. Процесс образования углеводородов можно назвать конденсацией
метана.
nCH4 = CnH2n+2 + (n-1)H2
Карбонизация, как и конденсация метана проходят во флюидной фазе вплоть
до 86 ГПа [10]. Карбонизация метана в условиях статических экспериментов в
алмазных наковальнях приводила к образованию алмазов [8], [9], [10], графита
или сажи [11], [12]. На рис.1 приводится обобщение термобарических условиях
процесса карбонизации метана.
В литературе существуют значительные расхождения относительно условий
карбонизации (рис. 1). В частности в алмазных наковальнях с резистивным нагревом при сходных значениях давления метан диссоциирует при более низкой
температуре, чем в экспериментах с лазерным нагревом, при этом разница может превышать тысячу градусов и более. Зависимость диссоциации от давления
внутри каждого отдельного исследования ярко не выражена.
110
Рисунок 1. Условия карбонизации метана в экспериментах с алмазными наковальнями.
Образование сложных углеводородов в качестве продуктов превращения метана наблюдалось в экспериментах с алмазными наковальнями [8], [9], [10], [12].
О синтезе этана и неидентифицированных веществ с двойными связями сообщалось в работе [10]. Сигналы этана и пропана были обнаружены в спектрах
комбинационного рассеяния [9], в том числе in-situ в экспериментах с термопокрытием алмазов [12]. Этан, пропан и н-бутан были обнаружены в точке нагревания метана до 1200 оС и 40 кбар [12]. Необходимо обратить внимание на то,
что в экспериментах с резистивным нагреванием образование более тяжелых углеводородов из метана не наблюдалось [11] [13].
В большинстве экспериментов метан при нагревании находился в контакте с
материалами, активно взаимодействующими с водородом: Re, Fe, Pt, B. Подобный материал стенок реакционного сосуда создает условия открытой, с термодинамической точки зрения, системы по водороду. Каталитический характер поверхностей графита и иридия для превращения метана был обнаружен в ходе
квантово-химических расчетов ab-initio [5].
Химические превращения индивидуального этана были изучены при 30 и 50
кбар и температурах до 1200 оС [12] и при давлении 130-220 кбар и температуре
до 6500 оС [9]. Метан, пропан и н-бутан были обнаружены при температуре ниже 1200 оС [12], в то время как при более высокой температуре наблюдались
только графит [12] и алмаз [9]. Наличие метана в продуктах превращения этана
позволяет предполагать равновесный характер превращений углеводородов в
111
термобарических условиях верхней мантии, что также было подтверждено квантово-химическими расчетами ab-initio [5] и обнаружением метана в качестве
продукта реакции между водородом и графитом [14].
Исходя из имеющихся на сегодняшний день экспериментальных результатов
можно сделать вывод о том, что метан остается стабильным, по меньшей мере
до температуры 450оС при давлении 203 кбар, и 600оС при давлении 60 кбар, что
соответствует глубинам от 15 до 50 км. Отличия в значениях температуры стабильности метана более 1000 оС между результатами различных групп авторов,
могут говорить о том, что в действительности глубина существования метана
может быть значительно ниже, вплоть до 300 км. Дальнейшие исследования
термобарической стабильности метана, а также этана, пропана и бутана, в области термобарических условий мантии Земли позволят точнее определить благоприятные глубины для генерации углеводородов в качестве продуктов неорганического синтеза.
Литература
1. Lobanov, S.S., et al., Carbon precipitation from heavy hydrocarbon fluid in deep planetary
interiors. Nat Commun, 2013. 4.
2. Кучеров, В.Г., и др., Доклады Академии Наук, 2002. 387(6): p. 789-792.
3. Kolesnikov, A., Experimental investigation of hydrocarbon formation and transformation
under Earth´s upper mantle conditions. Ph.D. thesis in Heat and Power Technology. 2010,
KTH: Stockholm, Sweden. p. 65.
4. Зубков, В.С., et al., Термодинамическая устойчивость мантийных углеводородов.
Геология нефти и газа, 2000. 2: p. 59-63.
5. Spanu, L., et al., Stability of hydrocarbons at deep Earth pressures and temperatures.
Proceedings of the National Academy of Sciences, 2011. 108(17): p. 6843-6846.
6. Viecelli, J.A. and J.N. Glosli, Carbon cluster coagulation and fragmentation kinetics in
shocked hydrocarbons. The Journal of Chemical Physics, 2002. 117(24): p. 11352-11358.
7. Ancilotto, F., et al., Dissociation of Methane into Hydrocarbons at Extreme (Planetary)
Pressure and Temperature. Science, 1997. 275: p. 1288-1290.
8. Benedetti, L.R., et al., Dissociation of CH4 at High Pressures and Temperatures : Diamond
Formation in Giant Planet Interiors? Science, 1999. 286: p. 100-102.
9. Zerr, A., et al., Decomposition of alkanes at high pressures and temperatures. High Press.
Res., 2006. 26(1): p. 23-32.
10. Hirai, H., et al., Polymerization and diamond formation from melting methane and their
implications in ice layer of giant planets. Physics of the Earth and Planetary Interiors, 2008.
174(1-4): p. 242-246.
11. Culler, T.S. and D. Schiferl, New chemical reactions in methane at high thermobaric
conditions. J. Phys. Chem, 1993. 97: p. 703-706.
12. Kolesnikov, A., V.G. Kutcherov, and A.F. Goncharov, Methane-derived hydrocarbons
produced under upper-mantle conditions. Nature Geoscience, 2009. 2(8): p. 566-570.
13. Chen, J.Y., et al., In Situ Raman Spectroscopy Study on Dissociation of Methane at High
Temperatures and at High Pressures. Chin. Phys. Lett., 2008. 25(2): p. 780-782.
14. Sharma, A., G.D. Cody, and R.J. Hemley, In Situ Diamond-Anvil Cell Observations of
Methanogenesis at High Pressures and Temperatures. Energy Fuels, 2009. 23(11): p. 55715579.
112
МИНЕРАЛОГИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ВЫДЕЛЕНИЯ КОНТУРА
ПРОДУКТИВНОСТИ ПОРОД БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ
А.Д. Коробов, Л.А. Коробова
Саратовский национальный исследовательский университет им. Н.Г. Чернышевског,о
г. Саратов
Argillite reservoir productivities are controlled by definite relationships between the contents of authigenic and terrigenous clay minerals. The balance of those minerals and its correlation with the oil and gas contents of specific deposit zones will make it possible to develop
mineralogical criteria for defining the productivity contour and creating a geologic model of
the deposit.
В баженовской свите Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции выделяются три типа коллекторов, приуроченных к аргиллитам, песчаникам, а также
карбонатным породам. Карбонатный коллектор имеет каверново-трещинный
тип пустотного пространства. Несмотря на сложность этого типа коллектора, у
геологов накоплен большой опыт работы с ним. Песчаники баженовской свиты
представлены линзами и имеют небольшое распространение по площади. Разработка данных объектов не составляет проблемы.
Особую сложность представляют широко развитые аргиллиты баженовской
свиты, характерной чертой которых является тонко - и микроплитчатость, слойчатость и листоватость сложения. Это совершенно новый тип коллекторов, который требует нетрадиционного подхода к стратегии поисковых работ. Отличительными особенностями аргиллитовых коллекторов являются незакономерное
размещение участков и зон нефтеносности, неодинаковая продуктивность, что
обусловливает большие риски при разведке и разработке подобных залежей.
К основным элементам риска относятся: 1. геологический (неоткрытие залежей, неподтверждение ожидаемых запасов) и 2. технологический – применение
дополнительных технологий разработки, удорожающих освоение месторождения. По мнению Э.М. Халимова и его коллег [7] сложной задачей является оценка запасов нефти в залежах баженовской свиты из-за отсутствия обоснованной
модели их строения. До настоящего времени в баженовской свите нет ни одной
залежи с полностью законченной разведкой, с обоснованным контуром продуктивности и достоверно определенными подсчетными параметрами (площадь
нефтеносности, эффективная толщина, пористость), используемыми в традиционном (объемном) методе.
В этой связи большое практическое значение имеет выделение контуров продуктивности баженовской свиты с помощью минералов-индикаторов. В этом заключается основная цель данной работы.
Многочисленными работами С.Г. Краснова и М.Д. Хуторского [2], Б.А. Лебедева, Т.В. Дорофеевой [1], а также Э.М. Халимова и его соавторов [7] установлено, что продуктивность баженовской свиты контролируется прогревом пород восходящими флюидами. Причем, максимальные дебиты скважин обнаружены в наиболее «горячих» участках, которые характеризуются самыми высокими современными пластовыми температурами. По мнению большинства гео113
логов эти участки приурочены к местам локализации самых молодых гранитоидов палеозойского фундамента Западно-Сибирской плиты. Однако, специальные
исследования, проведенные нами на Тальниковом, Даниловском, СевероДаниловском, Сыморьяхском, Толумском, Южно-Тетеревском и других месторождениях Шаимского нефтегазоносного района (Коробов и др., 2004), показали, что такими «гранитоидами» являются кислые (риолитовые) экструзивные
купола туринской серии (Т1-2), которые развиты в изолированных тектонических
депрессиях, генетически сопряженных с рифтами.
По теоретическим суждениям В.Ф. Ерофеева, наблюдаемая сейчас пластовая
геотермическая зональность региона отражает (при известном допущении) характер распределения тепловых полей в период формирования залежей углеводородов. Однако, при этом надо постоянно помнить, что значения палеотемператур, как правило, намного превышали современные пластовые температуры
(Коробов, Коробова, 2010). В периоды тектоно-гидротермальной активизации
(Коробов и др, 2004) преобразования испытывали не только первичное сапропелевое ОВ, но и алюмосиликатный материал баженовской свиты. Специальные
исследования Т.А. Федоровой и Р.А. Бочко [6], проведенные, в частности, на
Салымской площади, свидетельствуют о проработке пород баженовской свиты
восходящими по разломам кислыми высокотемпературными (250-300° С) растворами сульфатного класса. Гидротермальная активность наблюдалась во время тектонической перестройки и многократно повторялась в Западной Сибири
[5]/ С одной стороны, это приводило к интенсивной каолинизации монтмориллонита (рН водных вытяжек 2,5-3,0), формированию железоалюминиевых квасцов, сульфатов кальция и магния. С другой, – вызывало увеличение пористости
пород прежде всего на участках резко выраженного кислотного выщелачивания
в узких приразломных зонах.
С удалением от разломов в слабо проницаемых, но хорошо прогретых отложениях баженовской свиты основным минералообразующим процессом становилась гидрослюдизация монтмориллонита [1], который изначально доминировал в составе глинистого материала пород [3].
Прогрев до 250-300° С [6] насыщенных сапропелевым ОВ отложений способствовал одновременному образованию углеводородов и трансформации монтмориллонита в гидрослюду. Как известно, суть гидрослюдизации, происходящей при температуре больше 150° С [4], заключается в жестком связывании
трехслойных смектитовых пакетов ионами калия. Калий поступал в растворы в
результате гидротермального разрушения слюд (Лебедев и др., 1976). При этом
новообразованные битумоиды сосредотачивались почти исключительно в межпакетных промежутках смектитов, которые, в свою очередь, замещались гидрослюдой. Углеводороды тормозили трансформацию монтмориллонита в гидрослюду. Однако, учитывая значительные температуры (>200° С), которые достигались на отдельных участках во время тектоногидротермальной активизации,
можно говорить о высокой степени слюдизации не только монтмориллонита, но
и каолинита при наличии в растворах достаточного количества калия. Это обстоятельство играло исключительную роль в формировании продуктивности битуминозных глинистых отложений.
114
Т.В. Дорофеева и С.Г. Краснов [1] считают, что гидрослюдизация является
тем необходимым этапом преобразования пород баженовской свиты, без которого невозможны возникновение сообщающейся поровой системы и улучшение
коллекторских свойств. В смешанослойных минералах с высокой долей набухающих пакетов (слабая степень гидрослюдизации монтмориллонита) битумоиды размещаются в основном в межслоевых промежутках. Они химически связаны со структурой смектитов и дают прочные глинисто-органические комплексы,
чего нельзя сказать в отношении гидрослюд. Поэтому с нарастанием процесса
гидрослюдизации монтмориллонита все большее количество возникающих битумоидов переходит в несвязанное с породой состояние. Следовательно, чем
выше была температура прогрева пород под действием горячих обогащенных К+
растворов, тем больше могло образоваться УВ, способных при благоприятных
условиях к эмиграции из пласта. Значит для зон, где отсутствуют признаки резкой активизации конвективного тепломассопереноса, обусловливающего прогрев пород до 200-300° С и господство аутигенных гидрослюд (слюд), прогнозировать промышленные нефтяные и газоконденсатные залежи в отложениях баженовской свиты вряд ли возможно.
С падением температуры до современных пластовых (<150° С) казалось бы надо ожидать повсеместного присутствия в породах баженовской свиты смектитов и
сопряженного с этим ухудшения коллекторских свойств. Однако, возникшая при
формировании УВ гидрофобность и, как следствие, отсутствие пластовой воды в
битуминозных глинистых толщах (Краснов, 1983) блокировали регрессивную
стадию гидротермального процесса. Это доказывается тем, что в составе фракции
< 0,001 мм, выделенной из продуктивных пород баженовской свиты, резко преобладают смешанослойные монтмориллонит-гидрослюдистые минералы (50-70 %) и
собственно гидрослюды (20-40%). Причем смешанослойные образования из наиболее прогретых участков содержат не более 50 % набухающих (смектитовых)
пакетов, а собственно смектиты не обнаружены вообще [1].
Следовательно, продуктивность нетрадиционных коллекторов баженовской
свиты напрямую контролируется содержанием аутигенных гидрослюд, смешанослойных иллит-смектитовых образований и каолинита, с одной стороны, и реликтового (терригенного) монтмориллонита, - с другой. Баланс этих групп слоистых силикатов между собой и его соотношение с показателями нефтеносности
конкретной зоны залежи битуминозных глинистых толщ позволит разработать
минералогические критерии выделения контура продуктивности пород баженовской свиты. Это, в свою очередь, даст возможность приблизиться к созданию
объективной геологической модели таких залежей.
Литература
1. Дорофеева Т.В., Краснов С.Г. Постседиментационные преобразования пород // Коллекторы нефти баженовской свиты Западной Сибири. Л.: Недра. 1983. С. 26-40.
2. Краснов С.Г., Хуторской М.Д. О влиянии интрузий в фундаменте Западно-Сибирской
плиты на нефтеносность баженовской свиты // Докл. АН СССР. – 1978. – Т. 243, №4. –
С. 995-997.
3. Нефтегазоносность глинистых пород Западной Сибири. – М.: Недра. 1987. –256 с.
115
4. Ратеев М.А., Градусов Б.П., Ильинская М.Н. Гидротермальная аргиллизация верхнесантонских вулканогенных пород и ее роль в формировании бентонитов Саригюх (Армянское СССР) // Известия АН СССР. Серия геол. 1973. №12. С.41-56.
5. Федоров Ю.Н., Криночкин В.Г., Иванов К.С. и др. Этапы тектонической активизации
Западно-Сибирской платформы (по данным K-Ar – метода датирования) // Докл. РАН.
2004. Т. 397. №2. С. 239-242.
6. Федорова Т.А., Бочко Р.А. Водно-растворимые соли баженовской свиты как критерий
выделения зон коллекторов // Геология нефти и газа. 1991. №2. С. 23-26.
7. Халимов Э.М., Колесникова Н.В., Морозова М.Н. Оценка экономической эффективности освоения запасов нефти в баженовской свите // Геология, геофизика и разработка
нефтяных и газовых месторождений. – 2004. - №4. – С. 71-79.
ГЕНЕТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ФОРМИРОВАНИЯ БАЖЕНОВСКОЙ
СВИТЫ И КРИТЕРИИ ПРОГНОЗА ЕЁ ПРОМЫШЛЕННОЙ
ПРОДУКТИВНОСТИ
Т.А.Коровина, Е.П.Кропотова, С.В.Гультяев, И.Л.Крицкий, С.В.Шадрина
Тюменское отделение «СургутНИПИнефть», ОАО «Сургутнефтегаз»
Баженовская свита является одним из наиболее изучаемых продуктивных
объектов Западной Сибири по числу высококвалифицированных исследователей
и детальности, с которой она изучалась. Однако нужно признать, что, несмотря
на значительные усилия, большая их часть так и не смогла перейти из научной
стадии в стадию практическую. И лишь в последние годы наметилась устойчивая тенденция к их разрешению. В этой связи следует отметить методологически важные для Западной Сибири работы геофизиков Н.М.Белкина, В.И.Ибраева
по интерпретации данных сейсморазведки [1], М.Ю.Зубкова с соавторами по лабораторному моделированию напряжений в осадочных комплексах [2] и т.д. В
области теории механохимических процессов в конце прошлого века также наметился серьезный прорыв и из эмпирической она превратилась в научную [3].
Применение для интерпретации процессов преобразования битуминозных
пород современных представлений о напряженных состояниях вещественных
систем (породообразующий комплекс, кероген, нефть) позволили на базе полученных результатов исследования их состава, текстурных, физико-химических
(преимущественно термогравиметрических и теплофизических) характеристик и
геохимического облика керогена предложить механохимическую модель формирования коллекторов в баженовской свите.
Баженовская свиты представляет собой толщу органо-минеральную по составу, хемогенную и тектонозависимую по механизму формирования, находящуюся в стадии эндогенного преобразования.
В первом приближении баженовская свита по отношению к подстилающим и
перекрывающим ее отложениям является пластичной. Известно, что пластические деформации по сравнению с упругими более энергоемкие. По отношению к
химическим процессам это означает, что они протекают при более низких температурах, чем в условиях классических термодинамических систем. Раствори116
мость веществ (минералов), скорость и направление реакций также регулируется
механическим воздействием через различные виды деформаций, среди которых
пластическая – наиболие эффективна. Кроме того, баженовская толща является
системой несопряженной, то есть изолированной в локальной зоне единичного
коллектора. Литологическая неоднородность отложений приводит к сочетанию
пластически деформируемой толщи в целом с упругими деформациями на отдельных ее участках. В глинистых разностях одновременно с образованием углеводородов формируются ослабленные участки с матричной (псевдогранулярной) и микротрещиной пустотностью, в радиоляритах – дополнительно макротрещинная при превышении предела прочности породы в результате тектонического воздействия.
Механохимическая модель зависит от двух факторов дополняющих и усиливающих друг друга: с одной стороны это нарастающее горное давление (статический фактор), а с другой зависимое от тектонических процессов изменяющееся перераспределение пластических и упругих напряжений в породе (динамический фактор). Процессы диффузии, эмиграции и аккумуляции нефти в коллекторе происходят в основном за счет динамического фактора перераспределения
напряжений и создаваемого ими трехмерного градиента эффективных давлений
в пустотном пространстве низкрпроницаемого коллектора. На первом этапе первичная микронефть консолидируется в микропорово-трещинном пространстве
битуминозной породы, образуя эту структуру в результате автофлюидоразрыва.
На втором этапе уже сформированная и заполненная консолидированной
нефтью система первоначального коллектора, представленная в виде замкнутых
микрозон (рис.1), объединяется в промышленный коллектор возникающей системой субгоризонтальных и субвертикальных трещин. Толчком к этому является
тектонический процесс, при котором порода претерпевает механические воздействия уже за пределами ее прочности.
Рис. 1 Электронномикроскопический снимки битуминозного
силицита с микротрещинной пустотностью, подчеркнутой
выделениями серы. Увеличение:150х [4]
117
Рис.2 Сравнительный анализ параметров керогена в баженовской свите по скважинам и
месторождениям [4]
Здесь возможны два варианта: в первом случае макротрещины не выходят за
пределы свиты (диффузия углеводородов в подстилающие и покрывающие проницаемые породы невозможна, система остается замкнутой), во втором случае
они нарушают замкнутость системы (возможна диффузия за пределы свиты).
Формирование залежей нефти в пласте Юо (битуминозные отложения) происходят только по первому варианту.
По типу промышленные коллекторы пласта Юо баженовской свиты трещинные и кавернозно-трещинные. К особенностям нефтематеринских отложений
баженовского типа следует отнести формирование матричного пустотного пространства псевдогранулярного типа в процессе катагенетического преобразования керогена и последующего структурой напряженных состояний. В ее состав
входят микрокаверны, возникающие в результате вторичного минералообразования, и пустоты со сложной морфологией, возникающие в результате минерального замещения преимущественно органических остатков. Но образование
пустотного пространства за счет вторичного минералообразования имеет подчиненный характер.
Природа промышленной нефтеносности битуминозных отложений баженовской свиты представляет собой процесс механохимического преобразования битуминизированного минерального комплекса в активной тектонозависимой системе, который с одной стороны приводит к образованию сложных коллекторов
(сочетание матричного микротрещинного или псевдогранулярного, трещинного
и кавернзно-трещинного), а с другой – к катагенетическому преобразованию керогена с постепенным накоплением и перераспределением углеводородов
118
(рис.2). Поэтому кероген является универсальным индикаторов процессов формирования и углеводородов, и залежей в синфазных его катгенетическому состоянию коллекторах. Для баженовской свиты пластовые температуры не являются отражением внутренней энергии системы породообразующего битуминозного Если тектонические напряжения не привели к образованию трещинного
коллектора и(или) не создали путей миграции, то углеводородообразование в
керогене тормозится вне зависимости от температуры.
Список используемых источников
1. Белкин Н.М., Ибраев В.И. Прогноз напряженного состояния верхнеюрских отложений по комплексу ГИС-сейсморазведка на Ай-Пимском месторождении.// Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО.-Ханты-Мансийск.-Издательский дом «ИздатНаукаСервис».-2003.-С.233-240
2. Зубков М.Ю., Портместер Я.А., Николюк В.И. Прогноз углеводородных залежей на
основе тектонофизического моделирования на примере Славинского месторождения.//Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО./-Ханты-Мансийск.-2004.С.114-132.
3. Авакумов В.Г. Механические методы активации химических процессов. Новосибирск.-Наука.- 1986.- 356 с.
4. Коровина Т.А. Закономерности формирования и распространения коллекторов в битуминозных отложениях баженовской свиты для оценки перспектив нефтегазоносности
западного склона Сургутского свода. Автореферат дис. на соиск. степени кандидата геолого-минер.наук. Санкт-Петербург, ВНИГРИ, 2004, 27с.
СПОСОБ РАНЖИРОВАНИЯ НЕФТЕПРОЯВЛЕНИЙ
МЕТАМОРФИЗОВАННЫХ ПОРОД ЮЖНО-ТАТАРСКОГО СВОДА
И.П. Косачев, Г.П. Каюкова, Э.М.Косачева, Г.В.Романов
Федеральное государственное бюджетное учреждение науки
Институт органической и физической химии им. А.Е.Арбузова КазНЦ РАН, г.Казань,
kosachev@iopc.ru
We propose a way of ranking oil seeps metamorphosed rocks of the South-Tatar
arch on the basis of the values of the coefficient Aoil integrally reflecting the amount
bituminoid and alifatichnost - affinity to paraffinic hydrocarbons
Привлекательность нетрадиционных коллекторов определяется, в первую
очередь, присутствием в них нефтяных углеводородов, их количеством и составом, для выявления которых применяются самые различные методы. Разнообразие подходов связанное как со сложностью состава органических компонентов,
так и их малым содержанием, не всегда позволяет корректно сравнивать полученные результаты. Поэтому весьма актуальным представляется поиск способа выражения таких проявлений в единой размерности, включающий одновременно как
количественные, так и качественные характеристики и позволяющий путем ран119
жирования найденных величин выделять наиболее перспективные зоны, что, несомненно, приведет к повышению эффективности геолого-разведочных работ.
Для количественной характеристики нефтепроявлений применяется, как правило, один из самых универсальных и надежных способов - экстракция пород
органическими растворителями. В случае метаморфизованных пород, в которых
доля органической компоненты мала и составляет, обычно, не более сотой доли
процента этот метод позволяет за счет большого веса исходного образца выделять измеримые количества продукта. Полученное значение содержания битумоида отражает в определенной степени также и его миграционную способность
в рассматриваемой породе.
Выражением нефтяной фазы в породе может служить величина алифатичности, характеризующая в извлекаемых экстрактах углеводороды с насыщенной
связью, обуславливающих практически значимые свойства нефти. Один из доступных способов вычисления этого параметра основан на анализе полос поглощения в ИК спектрах, позволяющей идентифицировать основные структурные
группы «средней молекулы нефтяного соединения» даже при наличии лишь нескольких миллиграмм органического вещества. Получаемое полуколичественное выражение представляет собой отношение интенсивностей пиков парафиновых и ароматических структур в условных единицах.
На основе предлагаемого подхода по выявлению количественных показателей основных признаков аккумуляции нефтяных углеводородов – сродство к парафиновым структурам и способность к перемещению в плотных породах, можно, хотя и в условных единицах, оценивать нефтеносность глубоких горизонтов
земной коры и анализировать выявляемые нефтепроявления.
Для разработки такого универсального индикатора для нетрадиционных коллекторов привлекалась коллекция образцов метаморфизованных пород, представленная керном семи глубоких скважин, расположенных на разных блоках
Южно-Татарского свода (табл.). Первая составляющая рассматриваемого индикатора была найдена путем экстракции образцов, результаты которой показали,
что наибольшее количество органического вещества находится в
метаморфизованных породах западного склона ЮТС, особенно в образцах,
отобранных скв. 2092 Черешанской (0,182%). А наименьшее значение
определено в породах северного склона Уратьминской площади – 0,011%, в
остальных же – промежуточное положение.
Оценка другой составляющей – алифатичности битумоидов – проводилась на
основе измерения их полос поглощения на ИК спектрах в областях 4000-500 см-1
(табл.). С целью учета сродства к насыщенным углеводородам всего битумоида,
а не одной средней молекулы, полученный параметр алифатичности умножался
на количество выделенного экстракта. В результате этих действий образуется
некое численное значение, отражающее нефтеносность метаморфизованных пород в условных единицах, которое можно представить как коэффициент нефтепроявления Aoil. Для каждого изучаемого интервала глубин, вскрытых рассматриваемыми скважинами, выполнен расчет этого коэффициента, в котором учитывались соответствующие средние значения выделенного битумоида и алифатичности.
120
Таблица.
Характеристика экстрактов образцов
метаморфизованных пород Южно-Татарского свода
№
образца
1.
2.
Скважины
966 Уратьминская
752 Уратьминская
Интервал
отбора, м
Количество
образцов
Среднее значение
Аoil, коэфф. нефтепроявления,
усл.ед.
Содержание
битумоида,
%
Алифатичность,
усл. ед.
0,017
2,00
0,34
0,011
1,90
0,21
Северный склон
1810 –
5
1934
1784 –
4
1931
среднее значение
0,27
16
0,012
4,86
0,58
4
0,022
5,90
1,30
4
0,182
8,20
14,92
Западный склон
3.
4.
5.
6.
7.
20009
НовоЕлховская
2216 Ульяновская
2092 Черемшанская
20020 Бавлинская
3915
Бавлинская
5602 –
5775
2051 –
2155
1857 –
1957
Юго-восточный склон
2273 –
4
2366
2256 –
10
2284
среднее значение
5,60
0,045
7,90
3,55
0,051
1,56
0,79
среднее значение
2,17
Используя количественные выражения коэффициента нефтепроявления Аoil,
можно достаточно корректно, так как используются размерности одного ряда,
провести сравнительную оценку перспектив нефтеносности для различных частей ЮТС. С этой целью образцы пород были поделены на группы по их географической привязке к тому или иному склону и в каждой из групп вычислены
средние значения этого коэффициента. Для формирования более полной картины нефтепроявлний метаморфизованных пород ЮТС дополнительно для расчетов привлекались характеристики битумоидов, выделенные из образцов, отобранных скважинами центральной (купольной) части Южно-Татарского свода.
В качестве исходных использовались результаты, полученные в ходе изучения
экстрактов горных пород семи скважин, расположенных на Сармановской (скв.
23161 Алькеевская, интервал отбора 1894 - 1898м), МиннибаевскоАльметьевской (скв. 20000 Миннибаевская, интервалы отбора 2844 - 2848м,
4060 – 4064м, 5040 – 5043м; скв. 20939 Альметьевская, интервал отбора 1827 –
1832м), Абдрахмановской (скв. 23632 Абдрахмановская, интервал отбора 18191824м; скв. 23784 Абдрахмановская, интервал отбора 1884-1889м) и Лениногорско-Южной (скв. 19941 Зеленогорская, интервал отбора 1934-1939м; скв. 28723
121
Павловская, интервал отбора 1982–1985м) террасах, составляющих Ромашкинскую структуру 1 порядка [1].
Сравнение полученных средних величин показало (табл.), что наибольший
эффект нефтепроявления метаморфизованных пород отмечается для западного,
а наименьший - для северного склонов ЮТС. Максимальную в рассматриваемой
коллекции величину коэффициента нефтепроявления имеют метаморфизованные породы, образцы которой отобраны скв. 2092 Черемшанской, а самую низкую, почти в 70 раз меньше – породы скв. 752 Уратьминской площади. Такое
распределение миграционного органического вещества может быть связано с различными во времени потоками углеводородных флюидов через эти породы. Повидимому, что наиболее поздний из них проходил на западном склоне и мог быть,
вероятно, существенным каналом подпитки вышележащих месторождений осадочного чехла, в частности Ромашкинского. Влияние же пород фундамента других территорий ЮТС на формирование современных залежей нефти в качестве
трансферов углеводородов, судя по полученным данным Аoil, снижается в следующей последовательности: юго-восточный склон, купольная часть, северный
склон.
Таким образом, на основе анализа свойств битумоидов из коллекции 33 образцов 14 глубоких скважин, расположенных на месторождениях Южно-Татарского
свода, предложен способ ранжирования нефтепроявлений метаморфизованных
пород в виде коэффициента Аoil, отражающего как количественные характеристики битумоида, так и качественные - алифатичность. Полученные результаты
дают основание полагать, что коэффициент Аoil может служить дополнительным
критерием для индикации нефтепроявлений в метаморфизированных породах, а
предлагаемый подход стать основой для создания способа прогнозирования углеводородных скоплений нетрадиционных коллекторов в ЮТС и направленности подтока миграционных флюидов в глубоких горизонтов земной коры.
Литература
1. Каюкова Г.П., Романов Г.В., Лукьянова Р.Г., Шарипова Н.С. Органическая геохимия
осадочной толщи и фундамента территории Татарстана. – М.: ГЕОС. - 2009. - 487 с.
ФЛЮИДОГАЗОДИНАМИКА НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОСАДОЧНЫХ
БАССЕЙНОВ В СВЯЗИ С ПОИСКАМИ НЕТРАДИЦИОННЫХ
ИСТОЧНИКОВ УГЛЕВОДОРОДОВ
А.В.Кудельский
Институт природопользования НАН Беларуси, г. Минск
The global shale gas sensation provoked by the USA mass media has no any substantiation,
and an increase of gas extraction in this country is rather associated with exploitation of the socalled shale gas deposits, but than with the development of the earlier suspended free gas deposits (for instance Woodford, etc.), and/or with the interception of gas flows from deep-seated
122
zones of recent oil and gas generation and from oil and gas deposits of oil and gas basins
(Haynesville, etc.).
•Поскольку ресурсы нефти и месторождений свободного газа расходуются с
все убыстряющимися темпами, все интенсивнее становятся усилия и научные
проработки по поиску их возможных нетрадиционных заменителей как энергетического сырья [1, 2, 5, 7]. Особую роль в этом отношении могут сыграть горючие (битуминозные) сланцы (ГС), которые с давних пор используются как для
прямого получения тепловой энергии, так и для получения продуктов, подобных
нефтяным. В последнее время с ГС связываются определенные перспективы
геологических поисков, вскрытия и промышленной эксплуатации сланцевого
углеводородного газа (СГ), продуцируемого на новейшем геологическом этапе
или ранее накопленного в пластовых условиях залегания ГС. Бум подобных геологических ожиданий спровоцирован впечатляющими успехами американских
газодобывающих компаний в добыче т.н. СГ на месторождении Барнет и некоторых других месторождениях в пределах развития сланцевых толщ на СевероАмериканском континенте.
•Литологически, горючие сланцы представляют собой лишенную существенной микро- и макропористости осадочную породу, глинистую, известковистую,
кремнистую, тонкослоистую, содержащую около 16-40 % и более органического
вещества (ОВ) в виде керогена и до 5 % –– в виде битумоидов. Кероген состоит
из полициклических подгрупп, связанных между собой алканами и изопреноидами с длинными цепями. В матрице керогена, кроме того, содержится значительное количество захваченных конденсированных алканов и жирных кислот.
Аналитические данные о керогене эоценовой свиты Грин-Ривер (США) представляются в виде эмпирической формулы С215Н330О12N5S. Современное использование ГС ориентировано в основном на получение сланцевого масла и, попутно, СГ при их нагревании до 500 оС. В естественном залегании (при температурах до 70 оС) ГС не газоносны и не нефтеносны.
•В условиях устойчивого глубинного погружения геологических формаций
горючих сланцев в интенсивно прогретые зоны осадочных бассейнов («зоны крекинга» по В.Б. Порфирьеву и И.В. Гринбергу) процесс их термометаморфизма
сопровождается потерей сапропелевого вещества и газонефтяных продуктов его
разложения. На стадиях, соответствующих угольным стадиям К, ОС (поздняя
стадия мезокатагенеза), Т и А (апокатагенеза), сланцы практически полностью
теряют свою сапропелевую составляющую и превращаются или в чистую породу
(карбонатную или глинистую) или, при наличии в исходном сапропеле гумусового материала, – в углистую породу или уголь. Поэтому обнаружение типичных
горючих сланцев возможно лишь в разрезе слабо измененных (диагенез – ранняя
стадия мезокатагенеза) осадочных пород. В разрезе нефтегазоносных бассейнов
(НГБ), где осадочные горные породы подвергаются (или подвергались в геологическом прошлом) воздействию высоких температур (свыше 125 и до 250–600°С),
типичные горючие сланцы глубокими буровыми скважинами нигде не обнаружены, что лишает генетического смысла устоявшуюся терминологию типа
«сланцевый газ» и «газосланцевые месторождения». Не случайно в учетных ка123
тегориях газа в США прослеживается тенденция [6] замены понятия «сланцевый
газ» (shale gas) на более общее понятие «газ плотных коллекторов» (tight gas). В
терминах геологии догазосланцевого бума это есть обозначение фоновых газов
чрезвычайно плотных горных пород, эксплуатация которых в бассейнах с низкой
тепловой активностью крайне затруднительна и экономически далеко не всегда
целесообразна.
•Формирование нефти и газа рассматривается как необходимое следствие
литогенеза терригенных песчано-глинистых пород в условиях высоких
температур и давлений. Установлено [3 и др.], что и происхождение этих
полезных ископаемых, и их распределение в разрезе НГБ определяются, с одной
стороны, мощностью осадочных песчано-глинистых образований, с другой –
уровнем и продолжительностью теплового воздействия на связанный с ними
комплекс минеральных и органических веществ. Мощность осадочных
образований литосферы, как известно, варьирует в весьма широких пределах: от
нескольких и сотен метров до 3–4 км в осадочных бассейнах неглубокого
заложения и свыше 4–5 км (до 20–25 км) в разрезе типичных нефтегазоносных
бассейнов. Именно при такой мощности осадочного выполнения (в т.ч. и с
учетом мощности пород промежуточных фундаментов в разрезе молодых
платформ – Западно-Сибирской и др.) достигаются необходимые геохимические
и термобарические условия (T>200–250 оС; P>40–50 МПа) для термической
деструкции рассеянного в осадочных породах органического вещества, ОВ
горючих сланцев, а также объемной аккумуляции глубинных продуктов
коромантийной дифференциации и их последующей структурной ассоциации в
молекулярные углеводородные и неуглеводородные комплексы собственно
нефти,
газоконденсатов
•Значительная
частьи газов.
осадочных пород НГБ, в т.ч. и НГБ СевероАмериканского континента, залегает в зоне современных (или палео-) температур, превышающих 200–250°С. Многие из них характеризуются суб- и надкритическими для воды температурами в основании осадочных толщ (Предкордильерская нефтегазоносная впадина провинции Альберта, свыше 300°С; нефтегазоносные бассейны Пермского и Западного внутреннего бассейнов США, например, НГБ Анадарко с мощностью осадочных образований более 11 км и температурами в их подошве 250–300 оС; нефтегазоносные бассейны Северного
Галф-Коста с максимальной мощностью осадочных образований до 15 км и температурами в их основании свыше 300 оС и др.). В объеме осадочного выполнения НГБ с высокими теплоэнергетическими потенциалами легко расслаивающая
материальная система представлена органическим веществом (РОВ), в результате термической деструкции которого при температурах 250–450 оС формируются
гомогенные квазигазовые смеси на основе углеводородов (метан и более тяжелые) и подземного испарения пластовых вод в атмосферу газовых глобул. В результате субвертикального перемещения подобных оводненных, «перегретых» и
высоконапорных геофлюидов и их расслоения в местах пониженных давлений и
температур разломных и приразломных зон формируются газовые, газоконденсатные и нефтегазовые месторождения с пресноводными конденсатами в их подошвенных частях [3].
124
•Крупнейшие НГБ США расположены в пределах обширных территорий
распространения сланцевых толщ. Сланцы свит Barnett, Haynesville-Bosier широко представлены в пределах ближних и дальних побережий Мексиканского залива (нефтегазоносные бассейны Golf Cost); территории распространения сланцев
свит Barnett и Woodford – охватывают территории Пермского и (совместно со
свитой Fayettville) территорию Западного внутреннего нефтегазоносного бассейнов. Сланцы свиты Green River широко представлены в пределах нефтегазоносных бассейнов Уиллистон, Восточных Скалистых гор и Юта-Невадийском, а
сланцы Marcellus и Нижний Гурон – в геологических разрезах Предаппалачских
нефтегазоносных бассейнов. С нефтегазоносным бассейном Иллинойс пространственно связана газоносность сланцев свиты New Albany. Все известные месторождения т.н. «сланцевого газа» в пределах распространения сланцевых свит
Файетвилл, Хайнесвилл, Марцеллус, Вудфорд, Барнет и др. связаны с нефтегазоносными бассейнами, за пределами НГБ сланцы указанных свит не газоносны.
•Обращается внимание на чрезвычайно низкое собственное (или мигрантное?) газосодержание т.н. «сланцегазоносных толщ» – от 1,2–2,4 м3/т (Нью Олбани) до 9–10 м3/т (Хайнесвилл, Барнет, Вудфорд), что свидетельствует об отсутствии какой-либо связи огромных (и по мнению автора, ничем не обоснованных
– А.К.) извлекаемых запасов газа по указанным месторождениям со сланцевыми
толщами свит Файетвилл (1 248 млрд.м3), Хайнесвилл (7 530 млрд.м3), Барнет (1
320 млрд.м3), Марцеллус (7 860 млрд.м3) и др. Последние, судя по их физикохимическим и петрологическим свойствам [4], не являются источниками т.н.
«сланцевого» газа и служат только в качестве относительно газоупорных толщ
(газовое подпруживание) на пути глубинных потоков УВ-газов, корни зарождения которых находятся в глубоко погруженных зонах нефтегазообразования, современного или недавнего по геологическим меркам. С целью искусственного
увеличения газопроницаемости плотных горных пород и степени проточности
глубинных газопотоков газодобывающими компаниями США сооружаются каскады многоэтажных искривленных буровых скважин с гидроразрывом пластов.
•Таким образом, выявлена пространственная и структурно-геологическая
связь т.н. «газосланцевых месторождений» США с нефтегазоносными бассейнами с высоким теплоэнергетическим потенциалом. С учетом чрезвычайно низкого
собственного (или мигрантного?) газосодержания сланцев (от 1,2 до 10,5 м3/т)
выше упомянутые высокие извлекаемые запасы углеводородных газов в местах
их залегания могут быть связаны только с «перехватом» субвертикальных газовых потоков из глубоко погруженных зон современного (или недавнего по геологической шкале времени) нефтегазообразования. Другими словами, мировой газосланцевый бум, спровоцированный средствами массовой информации США,
не имеет под собой геологических оснований, а высокий прирост газодобычи в
этой стране в последние годы связан не с эксплуатацией т.н. «месторождений
сланцевого газа», а с освоением ранее законсервированных месторождений свободного газа (например, Вудфорд и др.) и (или) с перехватом газопотоков из глубоко погруженных зон современного нефтегазообразования и нефтегазовых месторождений НГБ (Хайнесвилл и др.).
125
•Активно разрабатывающиеся в последние годы проекты поисков т.н. «сланцевого газа» неприемлемы для осадочных бассейнов с низкой тепловой активностью типа Припятского НГБ (с температурами 120-125 оС в основании 6-км осадочной толщи) и некоторых других осадочных бассейнов Восточно-Европейской
платформы. Поиски дополнительных ресурсов природного газа в виде углеводородов глубинного происхождения могут быть реализованы с большей или меньшей эффективностью только в бассейнах, пребывающих на этапах современного
или недавнего (по геологической шкале времени) нефтегазообразования. В качестве подобных бассейнов можно назвать Южно-Каспийскую мегавпадину, нефтегазоносный бассейн Черного моря, нефтегазоносные бассейны Предкавказья,
Западно-Сибирской нефтегазоносной области с ее доюрским промежуточным
складчатым фундаментом и множество других бассейнов с мощностью осадочных образований от 4–5 до 15–25 км и высокими температурами переработки
РОВ (250–600 оС) в их подошвенных частях, несомненно, обусловленных тепломассопереносом из теплофизической зоны верхнемантийного заложения.
•В заключение отметим, что в природе не существуют как отдельные типы
ни сланцевый газ, ни газосланцевые толщи. В разрезе осадочных НГБ с высокой
тепловой активностью имеют место только газообразные углеводороды термодеструкции (ОВ) рассеянного в горных породах (в горючих сланцах средних
степеней метаморфизма в том числе), а также, что вполне возможно для глубоко
погруженных осадочных бассейнов, углеводороды верхнемантийного происхождения. В этой связи заслуживает доверия мнение многих комментаторов о том,
что нынешний ажиотаж вокруг сланцевого газа является результатом грамотной
пиар-кампании, за которой стоят Chesapeake Energy, Statoil и другие корпорации, уже вложившие в эти проекты немалые суммы и теперь нуждающиеся в
притоке дополнительных средств.
Литература
1. Варшавская Н.Е., Волож Ю.А., Дмитриевский А.Н., Леонов Ю.Г., Милитенко Н.В.,
Федонкин М.А. Новые подходы к решению проблемы роста ресурсной базы углеводородного сырья // Геология нефти и газа. 2011. № 2. С. 2-13.
2. Дмитриевский А.Н., Высоцкий В.И. Сланцевый газ – новый вектор развития мирового
рынка углеводородного сырья // Газовая промышленность. 2010. № 8.
3. Кудельский А.В., Гарецкий Р.Г., Айзберг Р.Е. Геофлюидодинамика и нефтегазообразование. Мн., ИГН АН Беларуси, 1997. 148 с.
4. Кудельский А.В., Грибик Я.Г. «Газосланцевая» проблематика в свете геологогеохимических исследований // Изв. НАН Беларуси. Серия хим.наук. 2013. № 2. С. 83-95.
5. Лукин А.Е. О природе и перспективах газоносности низкопроницаемых пород осадочной оболочки Земли // Докл. НАН Украины. 2011. № 3. С. 114-123.
6. 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.
7. Якуцени В.П., Жарков А.М., Петрова Ю.Э. Нетрадиционные источники природных
газов: перспективы и проблемы их освоения // Геология нефти и газа. 2012. № 6.
С. 63-78.
126
ФЛЮИДЫ В ОБРАЗОВАНИИ И ВИХРЕВЫХ СТРУКТУР
А.М. Кузин
Институт проблем нефти и газа РАН, amkouzin@ya.ru
The paper analyses certain mechanisms of zones’ of jointing and fractures formation where
fluids influences parameters of these zones’ bedding. The hypothesis about the fluid genesis of
listric faults in the consolidated crust and the upper mantle is considered.
Основными отражающими границами при региональных наблюдениях МОГТ
в консолидированной коре являются листрические разломы. М.В. Минцем была
предложена гипотеза образования чашеобразных структур (овоидов) [Глубинное
строение.., 2010]. Изучения внутренней структуры Токмовского свода и других
синформных структур позволило сделать вывод о том, что их формирование сопровождалось вращением синформного или чашеобразного блока, которое могло быть вызвано вращением вещества плюма. Эта гипотеза была подкреплена
результатами решения задачи по изучению тепловой модели плюма [Добрецов,
Кирдяшкин; 1994]. При моделировании плюмового потока было обнаружено,
что осе-симметричное состояние конвективного перемещения потока вещества
нарушается – восходящее течение по оси канала и нисходящее у стенок канала.
Восходящее течение происходит у одной стенки, нисходящее у другой. Поток
по высоте разбивается на ячейки, длина, которых в 2,5-4 раза больше диаметра
канала. На границе ячеек наблюдается смещение потоков от одной стенки к другой и частичное их перемешивание. В результате канал представляет собой бегущую волну с винтовым вращением около вертикали, проходящей через источник нагрева. Амплитуда отклонения от оси составляет 1-2 диаметра и возрастает
вверх по каналу. По мнению [Добрецов, Киртяшкин; 1994] винтообразные перемещения при функционировании плюма могут вызывать на поверхности земли
образование круговых и S-образных или петлеобразных структур.
Отношение мощности земной коры к мантии приблизительно составляет
1:100. На этом фоне даже локальные конвективные мантийные потоки флюидов
должны оказывать влияние на структуру земной коры и доминировать структуры вращения вещества. Однако такого преимущественного присутствия структур вращения вещества не наблюдается, при фактически повсеместном наличии
кольцевых или вихревых структур. Поэтому более предпочтительным будет
воздействие флюида. Действительно, данные региональных сейсмических наблюдений МОГТ показывают, что наклонные отражающие границы встречаются
на всех глубинных уровнях, включая верхнюю мантию. Отдельные границы почти непрерывно прослеживаются на глубины 70-80 км и более, пересекая все горизонты реологической расслоиности земной коры, включая границу Мохоровичича, например, границы в районе Татарского свода прослеживаются до 50-60 км.
Влияние мантийной конвекции флюидов, в земной коре подтверждается в
схемах тектонического строения территорий современного вулканизма, например расположение речных долин, контролируемых кольцевыми разрывными нарушениями. Дугообразные по форме речные долины создают концентрический
рисунок, совпадающий с кольцевой структурой [Масуренков и др., 2010]. На
127
другом рисунке (рис. 3) из той работы представлена схема, иллюстрирующая
пульсационно-вихревое развитие Эльбрусской вулканической области. Образование этой вихревой структуры авторы связывают с вихревым движением в
мантии.
Преимущественными направлениями простирания отражающих поверхностей в пределах Южно-Татарского свода в консолидированной коре по данным
структурных построений автора являются северо-восточное и северо-западное.
В целом картина распределения отражающих поверхностей в кристаллическом
фундаменте нередко напоминает чашуйчатую структуру, когда отражающие поверхности с меньшей глубиной залегания находятся внутри более глубокозалегающих, то есть образуют лепестковую структуру.
Миграция эндогенной активности в Эльбрусской вулканической области. 1. - траектория
последовательного возникновения вулканических центров: Пятигорский – Кабардинский- Балкарский – Эльбрусский; 2 – кольцевые разломы; 3 – изолинии плотности распределения (к-во на единицу площади) вулканических аппаратов и интрузиий (проведены с шагом одна единица); 4 – изолинии плотности распределения (к-во на единицу
площади) источников минеральных вод (проведены с шагом пять единиц) [Масуренков,
Собисевич, Комкова, Лаверова; 2010].
Лепестковые структуры являются не только открытыми для миграции флюидов структурами, но и могут генерировать очаги землетрясений. На Гармском
геодинамическом полигоне были выявлены наклонные, выполаживающиеся с
128
глубиной сейсмогенные дуги, которые соответствуют надвигам на крыльях
Такжикской депрессии, расположенной в центральной части полигона [Гусева и
др., 1983].
Возможное присутствие вихревых структур связанное с флюидными потоками, по-видимому, имеет место в Памиро-Гиндукушской сейсмогенной зоне. В
ней большинство гипоцентров землетрясений образуют плотное скопление на
глубинах между 70 км и 350 км. Очаги коровых землетрясений лежат по глубине
от 0 до 40 км. Коровая и мантийная сейсмичность отделены друг от друга почти
асейсмичным интервалом глубин 40-70 км. Максимальные глубины очагов под
Гиндукушем, 300-350 км. В целом сейсмофокальная зона ориентирована аструктурно по отношению к Памиру. В Гиндукушской части фокальной зоны при
субширотном её простирании индивидуальные оси укорочения р в очагах в интервале глубин 0-200 км ориентированы диагонально (СЗ-ЮВ) относительно
простирания зоны, а оси удлинения t субвертикальны, что отвечает надвиговому
типу деформирования. По мере перехода от поверхности к более глубоким горизонтам происходит плавный разворот субгоризонтальной оси укорочения (сжатия) от 114о до 182о. Для самого глубокого интервала глубин 200-350 км субгоризонтальная ось сжатия Р тензора сейсмотектонической деформации оказывается ориентированной почти вкрест простирания сейсмофокальной зоны (субмеридионально) [Шевченко и др., 2011].
В тектонике региональные вихревые структуры стали известны с середины
прошлого века. Они были выделены в различных тектонических провинциях.
Вихреобразные структуры в последние годы были установлены в зонах вертикальных разрывных нарушений осадочного комплекса пород. В [Гринь Н.,
Гринь Д., 2008] приведен пример такой вихревой структуры на Черноморском
шельфе, выделенный по данным МОГТ. По-видимому, образование вихревых
структур является общим явлением в геологической среде при миграции флюида.
Выводы
Совместно с результатами из [Грачев, 2007] можно полагать, что зарождение
зон трещиноватости и разрывных нарушений активную роль играют флюиды в
самых разных геологических обстановках и глубинных уровнях.
Изменение внутреннего угла трения в геоматериале при флюидизации меняет
реологию разрушения, что может объяснить существование листрических разломов на разных глубинных уровнях литосферы.
Образование вихревых структур является общим явлением в геологической среде характерным при миграции флюидных потоков.
Возможно, как вода формирует унаследованное простирание трещиноватости в
осадочном чехле, так и сквозькоровые флюиды формируют вихревые, кольцевые, линейные зоны трещиноватости или уплотнения пород.
Вихревой характер миграции флюидов в дальнейшем может быть использован
для объяснения неравномерности распределения месторождений полезных ископаемых флюидного генезиса.
129
Литература
1. Глубинное строение, эволюция и полезные ископаемые раннедокембрийского фундамента Восточно-Европейской платформы: Интерпретация материалов по опорному
профилю 1-ЕВ, профилям 4В и Татсейс: В 2 т. + комплект цвет. прил. – М.: ГЕОКАРТ:
ГЕОС, 2010. – Т.2 400 с. + 32 с. цвет. вкл. (РОСНЕДРА, РАН, ГЕОКАРТ).
2. Гусева Т.В., Лукк А.А., Певнев А.К., Сковородкин Ю.П., Шевченко В.И. Геодинамика района Гармского полигона в Таджикистане // Изв. АН СССР. Сер. Физика Земли.
1983, № 7, 10-36 с.
3. Грачев А.Ф. О природе закономерной ориентировки трещин в горизонтально залегающих осадочных породах Восточно-Европейской платформы // Физика Земли, № 5,
2007, 24-42 с.
4. Гринь Н.Е., Гринь Д.Н. Затухание сейсмических волн и прогнозирование путей движения флюидов // Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть, газ и их парагенезисы. Материалы Всероссийской конференции, 22-25 апреля 2008 г. – М.: ГЕОС, 2008.,
134-237 с.
5. Добрецов Н.Л., Кирдяшкин А.Г. Глубинная геодинамика. Тр. ОИГГМ СО РАН; вып.
830, Новосибирск: НИЦ ОИГГМ СО РАН, 1994. 299 с.
6. Масуренков Ю.П., Собисевич А.Л., Комкова Л.А., Лаверова Н.И. Флюидномагматические системы Северного Кавказа. М.: ИФЗ РАН, 2010, 280 с.
7. Новейший и современный вулканизм на территории России / Отв. ред. Н.П. Лаверов;
ИФЗ РАН.- М.: Наука, 2005, 604 с.
8. Новикова А.С. О трещиноватости осадочных отложений восточной части Русской
платформы // Изв. АН СССР. Сер. Геол. 1951, № 5, 68-85 с.
9. Шевченко В.И., Арефьев С.С., Лукк А.А. Близвертикальные скопления очагов землетрясений, не связанные с тектонической структурой земной коры // Физика Земли, № 4,
2011, 16-38 с.
10. Wu H., Pollard D/D/ An experimental study of the relation-ship between joint spacing and
layer thickness // J. Structural Geol. 1995/ V/ 17/ P/ 887-905.
ИМПАКТНЫЙ КРАТЕР СИЛЬЯН РИНГ: ПЕРСПЕКТИВЫ
ПРОМЫШЛЕННОЙ ДОБЫЧИ ПРИРОДНОГО ГАЗА
В.Г. Кучеров1,2
1
Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина; 2Royal
Institute of Technology
Preliminary studies have shown the presence of natural gas deposit in the impact crater
Siljan Ring area. The deposit, apparently, are located in the cavernous fractured reservoirs in
the crystalline basement rocks, which are covered by layers of impermeable sedimentary rocks
and gabbro layer. Gas in the deposit could have abiogenic origin. To evaluate the size and
location of the discovered gas deposit the next stages of research is discussed.
Теория абиогенного происхождения углеводородов позволяет говорить о
наличии в недрах Земли о практически неисчерпаемых запасов углеводородов.
Одним из громадных источников углеводородов являются астроблемы [1]. Метеоритный или кометный удар, дающий кратер в 20 км и более, дробит земную
130
кору до глубин 30-35 км с образованием гигантской сети ударных трещин. Промышленные запасы нефти и газа разведаны в 14 астроблемах Канады, Мексики и
США. Крупнейшим является мексиканское месторождение Кантарель (импактный
кратер Чиксулуб) [2]. Структура импактного кратера Сильян Ринг в центре Швеции
во много сходна со структурой кратера Чиксулуб. Многочисленные газо- и нефтепроявления в районе кратера, известные многие сотни лет, отсутствие осадочных
пород ниже глубины 250-300 м - биогенного источника для образования углеводородов в глубине, наличие глубинных разломов – все это делает кратер Сильян Ринг
идеальным плацдармом для доказательства состоятельности теории абиогенного
происхождения углеводородов.
Первая попытка поиска промышленных месторождений углеводородов в кратере Сильян Ринг была предпринята в рамках проекта «Gas Deep Exploration
Project» в 1986-1992 гг. В ходе бурения двух глубоких скважин (Gravberg-1, 6941
м и Stenberg-1, 6500 м) получены весьма интересные результаты. Так, анализ газов по глубине скважины Stenberg-1 показал присутствие метана и других предельных углеводородах (до С6Н14) на глубинах ниже 2 км. При этом на глубине
5800 м содержание метана достигало 0,2% от общего объема керна. Кроме того,
обнаруженная температурная аномалия (температура на глубине 400 м достигала значения 210С, вместо ожидаемых 10-120С) свидетельствовала о наличии тепломассопереноса из глубины к поверхностным слоям [3]. По ряду причин проект
не увенчался коммерческим успехом, промышленных запасов углеводородов
обнаружено не было.
В 2009 г. начат новый проект, связанный с поисками скоплений углеводородов в районе кратера. Первоочередными задачами в рамках нового проекта были
составление блоковой структуры кратера и прилегающих к нему зон, обнаружение коллекторов и экранирующих слоев горных пород в массивах осадочного
чехла и кристаллического фундамента и установление генезиса углеводородов в
зоне кратера.
Детальная карта блоковой структуры кратера и прилегающих зон его окружения была составлена с использованием метода морфоструктурного моделирования (Ю.И. Пиковский, М.П. Гласко, 2010). Главной особенностью блоковой
структуры является наличие кольцевой структуры центрального типа, диаметр
которой значительно превосходит диаметр кратера (52 км) и составляет более
100 км. Структура представляет собой систему концентрических и радиальных
зон разных рангов. Установлены четыре концентрических зоны высокого второго ранга. Внутренняя зона соответствует собственно кратеру Сильян. Наиболее
перспективной для поисков углеводородов надо считать наиболее подвижную и
проницаемую зону депрессии, представляющую собой ограничение центрального блока кратера. На юго-востоке этой зоны, в наиболее широкой ее части, выявлены потоки углеводородных газов. В ее западной, наиболее узкой части, известны проявления нефти. Возможно, участки изменения ширины зоны отражают процессы тектонического расширения и сжатия земной коры, влияющие на
миграцию и геохимию флюидов в ее глубинах.
Петрографические исследования образцов керна из двух разведочных скважин, пробуренных с полным отбором керна в юго-восточной (широкой) и за131
падной (узкой) частях зоны депрессии до 500 м, показали следующие результаты. В разрезе обеих скважин выделяются два крупных фрагмента, каждый из которых включает в себя пачки осадочных пород (до глубины 250-260 м) и комплекс пород кристаллического фундамента. Были идентифицированы различные
типы коллекторов. В осадочных породах - это пористые песчаники с пористостью до 15% и известняки водорослевые с пористостью 3-5%. В породах кристаллического фундамента были обнаружены зоны сильного катаклаза, кавернозные пустоты вдоль трещин и микропустоты в матрице вулканитов. Породы
фундамента интенсивно тектонически нарушены. В породах выделяются многочисленные трещины различной ориентировки и первичной раскрытости, заполненные различным материалом. Это дает возможность предположить наличие
нескольких тектонических событий в истории кратера. Все выделенные формы
крупных трещин в осадочном чехле минерализованы преимущественно кальцитом, либо выполнены глинистым материалом. Таким образом, осадочный чехол,
несмотря на наличие отдельных слоев, обладающих пористостью, обладает высокими изолирующими свойствами. В разрезе скважины, пробуренной в юговосточной части зоны депрессии, на глубине 297-370 м обнаружена габброидная
интрузия представляющая собой крупный флюидоупор. В разрезе этой же скважины на глубине 379-381 м обнаружена зона надвига.
В юго-восточной части зоны депрессии были пробурены три разведочные
скважины без отбора керна. Во всех скважинах в породах кристаллического
фундамента на глубинах от 350 м и ниже были обнаружены пласты, насыщенные водой с растворенным в ней газом. Во всех скважинах при вскрытии этих
пластов фиксировалось аномально высокое давление (до 80 бар). В течении 5-7
дней дебит этих скважин по воде был в пределах 8-10 куб. м в час, по газу 24-30
куб. м в час.
Полученные результаты подтвердили предложенную ранее общую геологическую модель залегания возможной залежи природного газа в зоне кратера.
Особое внимание уделялось вопросу происхождения природного газа. Прежде всего, были сделаны анализы состава газа, отобранного из трех разных скважин, отстоящих друг от друга на расстоянии нескольких сот метров. Отбор газа
осуществляли летом 2012 г., анализ его состава и изотопный анализ провели в
лаборатории Французского института нефти (IFP) [4]. Результаты анализа проб
представлены в табл. 1.
Таблица 1.
Скважина
Vattumyren-1
Vattumyren-2
Folkshögskolan
Мольный состав, %
С1
81,34
56,78
96,39
С2
0,54
0,84
0,57
He
0,01
0,02
0,05
Н2
0,00
0,00
0,11
N2
17,55
42,42
3,03
СO2
1,09
0,78
0,42
Результат анализа показал совершенно различный состав проб. Одним из
объяснений этого может быть предположение о наличии газовых пластов с различным по своему происхождению газом: в осадочных породах это может быть
132
сланцевый газ, в коллекторах фундамента – газ, получившийся в процессе серпентинизации. Главной неопределенностью является отсутствие информации о
глубине отбора проб газа.
На основе изотопного анализа французские коллеги сделали вывод о том, что
наиболее вероятным источником газа является деятельность бактерий. Они привели несколько возможных путей метагенеза: автотрофный, в котором СО2 используется в качестве неорганического источника, и гетеротрофный. Вместе с
тем, исследования проб газа из скважины Gravberg-1, опубликованные в [5] однозначно говорят об абиогенном происхождении газа в районе кратера.
Итак, предварительные результаты исследований показали наличие запасов
природного газа в зоне кратера Сильян. Основные запасы, по всей видимости,
расположены в трещиновато-кавернозных коллекторах кристаллического фундамента, которые покрыты слоями слабопроницаемых осадочных пород и слоем
габбро. Сколь велики запасы газа в зоне кратера, и возможно ли их промышленное освоение покажут следующие этапы исследований.
Литература
1. R.R. Donofrio. Impact Craters: Implification for Basement Hydrocarbon Production. Journal
of Petroleum Geology, 3 (3), 279-302,1981
2. V. Kutcherov, V. Krayushkin. The deep-seated abiogenic origin of petroleum: from geological assessment to physical theory / Review of Geophysics. – 2010.- V. 48, RG1001,
doi:10.1029/2008RG000270.
3. Scientific Summary Report of the Deep Gas Drilling Project in the siljan Ring Impact Structure. Vattenfall, 1991.
4. V. Beaumont, E. Deville, V. Rouchon (IFP Energies Nouvelles, France). Survey of the
methane-rich aquifers, Siljan Crater, Mora, Sweden (Preliminary report), December 2012.
5. A.W.A. Jeffrey, I.R. Kaplan. Hydrtocarbons and inorganic gases in the Gravberg-1 well, Siljan Ring, Swede. Chemical Geology, 1988, 71, 237-255.
НЕТРАДИЦИОННЫЕ РЕСУРСЫ УГЛЕВОДОРОДОВ:
ПРИМЕНЕНИЕ МОБИЛЬНЫХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ДЛЯ
ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ ИХ ПРОМЫШЛЕННЫХ СКОПЛЕНИЙ
С.П. Левашов1-2, Н.А. Якимчук1-2, И.Н. Корчагин3
1
Институт прикладных проблем экологии, геофизики и геохимии, Киев, 2Центр
менеджмента и маркетинга в области наук о Земле при ИГН НАНУ, Киев,
Украина, 3Институт геофизики НАНУ, Киев, Украина;
korchagin@karbon.com.ua
The results of experimental application of mobile technologies show that the method of
remote sensing data processing allow to detect and map operatively the anomalies of "reservoir
of gas (oil)" type in non-traditional collectors of various types. These anomalies may be
connected with «sweet spots» areas, within which there is a high likelihood of industrial inflow
of hydrocarbon receiving.
133
Введение. В докладе анализируются практические результаты применения
мобильных геофизических технологий (геоэлектрических методов становления
короткоимпульсного поля (СКИП) и вертикального электрорезонансного зондирования (ВЭРЗ) [2-4, 10], а также метода частотно-резонансной обработки и интерпретации данных дистанционного зондирования Земли (ДЗЗ) [5-7, 10]) для обнаружения и картирования скоплений углеводородов (УВ) в нетрадиционных
коллекторах – угленосных комплексах, кристаллических породах, сланцах, плотных песчаниках.
Отличительная особенность используемых мобильных методов состоит в том,
что они «работают» в рамках «вещественной» парадигмы геолого-геофизических
исследований, сущность которой состоит [10] в «прямых» поисках конкретного
вещества: нефти, газа, золота, серебра, платины, цинка, железа, воды, и т.д.
Обнаружение скоплений метана в пределах шахтных полей. Исследования
в этом направлении проводятся авторами с 2001 г. Значительная часть полученных материалов обобщена в [7]. Они свидетельствуют, что съемкой методом
СКИП могут быть обнаружены и закартированы аномалии типа «залежь свободного газа (метана)». Глубины расположения аномально поляризованных пластов
(АПП) типа «газ» определяются зондированием ВЭРЗ. Метод обработки данных
ДЗЗ также позволяет оперативно выделять и картировать аномалии типа «залежь
свободного газа».
Целесообразно отметить, что некоторые данные применения мобильных методов заверены бурением. В частности результаты бурения двух скважин анализируются в [12]. Из статьи следует, что из пробуренной скважины в пределах закартированной аномалии типа «залежь газа» получены притоки газа. Вторая скважина, пробуренная вне контуров обнаруженных аномалий, притоков газа не дала
[12].
Поиски скоплений углеводородов в кристаллических породах. Мобильные
геофизические технологии предоставили авторам возможность проводить целенаправленные исследования с целью обнаружения скоплений УВ в кристаллических
породах, в том числе и в пределах Украинского кристаллического щита (УКЩ),
где мощность осадочного комплекса составляет первые сотни метров [3, 8]. Такого рода исследования представляют существенный интерес. С одной стороны, они
могут способствовать открытию (Гаврилов В.П., 2006) «нового возможного нефтегазоносного этажа земной коры». С другой стороны, обнаружение значительных скоплений УВ в пределах кристаллических щитов может быть одним из весомых аргументов их глубинного (эндогенного) происхождения.
Анализ полученных материалов показывает, что аномальные зоны типа «залежь углеводородов» фиксируются в пределах крупных тектонических нарушений.
Результаты экспериментов свидетельствуют о целесообразности детального
изучения разломных зон кристаллических щитов с целью обнаружения возможных скоплений УВ в районах их распространения. Мобильные геофизические
методы и технологии также могут быть использовании при проведении такого
рода работ.
134
Картирование залежей газогидратов. Экспериментальные исследования
возможности обнаружения и картирования залежей газогидратов мобильными
геофизическими методами проводились авторами во время сезонных работ Украинских антарктических экспедиций 2004, 2006 и 2012 гг. [9, 13]. Полученные
результаты экспериментов свидетельствуют об эффективности комплексирования технологии частотно-резонансной обработки данных ДЗЗ и геоэлектрических методов СКИП и ВЭРЗ для изучения скоплений газогидратов и построения
глубинных разрезов, содержащих АПП типа «газогидраты». Преимуществом
мобильной технологии является возможность обнаружения скоплений газогидратов в районах со слабо выраженными BSR-границами.
О возможности картирования потенциальных скоплений УВ в сланцах.
Первый опыт обнаружения аномальных зон типа «залежь газа (нефти)» в сланцевых породах (США) анализируется в [7, 11]. Так, на одном из обследованных
с помощью мобильного комплекса «Поиск» (Ковалев и др., 2010) участке (128
км2, штат Техас, США) установлено, что аномалии типа «залежь газа» фиксируются не по всей площади распространения сланцевых пород, а только на отдельных участках с повышенной трещиноватостью пород (выявлено 25 аномалий площадью от 0,1 км2 до 3,1 км2, общая их площадь – 7,2 км2). Газовые скопления залегают в 6 горизонтах на глубинах от 800 м до 2500 м, мощности горизонтов ~ 60 м, а давление газа в них распределено равномерно в пределах 55-60
атм. Установлено, что все аномалии соединены между собой узкими (15-20 м
шириной) коллекторами в трещиноватых породах с двумя более крупными «газовыми залежами» в интервале глубин 3,5-3,65 км и с давлением газа ~ 600 атм.,
расположенными в 1.5-2.0 км западнее участка.
Для двух наиболее крупных и интенсивных аномалий авторами проведена обработка данных дистанционного зондирования Земли (ДЗЗ) крупного (1:10000) масштаба [11, рис. 2-5] с целью детального картирования выявленных АТЗ.
Обнаружение потенциальных скоплений газа в плотных песчаниках.
Интерес авторов к этой проблеме обусловлен началом бурения глубоких скважин в зоне сочленения Днепровско-Донецкой впадины и Донбасского складчатого сооружения, где предполагается обнаружение залежей газа в плотных песчаниках. В этом регионе частотно-резонансным методом обработки данных ДЗЗ
обследованы три участка, в районе расположения Беляевского соляного штока, а
также Новомечебиловской (площадь обследования – 2280 км2) и Славянской
(670 км2) структур. Всего на этих участках обследования обнаружено 9 (девять)
аномальных зон типа «залежь газа (газоконденсата)», одна, шесть и две соответственно. В пределах пяти аномальных зон установлены участки с относительно
повышенными значениями пластового давления в коллекторах, что позволяет
сделать предположение о возможности получения промышленных притоков газа
с интервала глубин свыше 5000 м.
Выводы. 1. В первую очередь целесообразно акцентировать внимание на то,
что практические результаты обнаружения и картирования потенциальных скоплений УВ в нетрадиционных коллекторах в полной мере подтверждают (или
соответствуют) основные положения и выводы статьи [1], в которой всесторон-
135
не анализируется и изучается «природа и особенности пространственного
распространения нетрадиционных ресурсов углеводородов и их скоплений».
2. Мобильные геофизические технологии (частотно-резонансный метод обработки и интерпретации данных ДЗЗ [5-7] и геоэлектрические методы СКИП и
ВЭРЗ) [2-4, 10] позволяют обнаруживать и картировать в областях распространения нетрадиционных коллекторов зоны “Sweet spots” [1], в пределах которых
из пробуренных скважин могут быть получены коммерческие притоки УВ.
3. Использование при поисках и разведке скоплений УВ в нетрадиционных
коллекторах мобильных методов и технологий, позволяющих получать новую
информацию с «прямыми признаками нефтегазоносности», позволяет существенным образом сократить количество поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, а, следовательно, и негативное воздействие на окружающую среду. Для Украины (и многих европейских стран) экологические вопросы при разработке УВ в нетрадиционных коллекторах имеют принципиальное значение.
4. Применение мобильных технологий «прямых» поисков залежей УВ для
обнаружения и разведки участков скопления свободного газа в пределах шахтных полей позволит существенным образом сократить расходы на добычу и
утилизацию метана в Донбассе и в других угольных бассейнах мира.
5. При обработке и дешифрировании данных ДЗЗ конкретных участков достаточно часто проводится выделение и прослеживание крупных разломных зон
по резонансным частотам воды и (или) гелия. В принципе, технология частотнорезонансной обработки данных ДЗЗ может быть использована и для оперативной (в том числе и количественной) оценки масштабов водородной дегазации
Земли.
Литература
1. Валяев Б.М. Природа и особенности пространственного распространения нетрадиционных ресурсов углеводородов и их скоплений // Газовая промышленность, Нетрадиционные ресурсы нефти и газа - приложение к журналу. – 2012. – С. 9-16.
2. Кринин В.А., Проскуряков А.Л., Пьявко А.М., Червоный Н.П., Левашов С.П. Применение геоэлектрических методов СКИП-ВЭРЗ для поисков нефти и газа в районе Ванкорского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 11. – С. 18-21.
3. Левашов С.П., Якимчук Н.А., Корчагин И.Н., Разин Д.В., Юзленко А.Т. О возможности картирования геоэлектрическими методами скоплений углеводородов в кристаллических породах // Геоинформатика. – Киев, 2010. – № 1. – С. 22-32.
4. Левашов С.П., Якимчук Н.А., Корчагин И.Н. Экспресс-технология «прямых» поисков
и разведки скоплений углеводородов геоэлектрическими методами: результаты практического применения в 2001-2005 гг. // Геоинформатика. – 2006. – № 1. – С. 31-43.
5. Левашов С.П., Якимчук Н.А., Корчагин И.Н. Новые возможности оперативной оценки
перспектив нефтегазоносности разведочных площадей, труднодоступных и удаленных
территорий, лицензионных блоков // Геоинформатика. – 2010. – № 3. – С. 22-43.
6. Левашов С.П., Якимчук Н.А., Корчагин И.Н. Оценка относительных значений пластового давления флюидов в коллекторах: результаты проведенных экспериментов и перспективы практического применения // Геоинформатика. – 2011. – № 2. – С. 19-35.
136
7. Левашов С.П., Якимчук Н.А., Корчагин И.Н. Возможности мобильных геофизических
технологий при поисках и разведке скоплений метана в угольных бассейнах и других
нетрадиционных горючих ископаемых // Геоинформатика. – Киев, 2011. – № 3. – С. 5-25.
8. Левашов С.П., Якимчук Н.А., Корчагин И.Н., Прилуков В.В., Якимчук Ю.Н. Обнаружение и картирование геоэлектрическими методами аномалий типа «залежь углеводородов» в разломных зонах кристаллических массивов // Нефть. Газ. Новации. – 2011. – №
4. – С. 10-17.
9. Левашов С.П., Якимчук Н.А., Корчагин И.Н., Пищаный Ю.М., Бахмутов В.Г., Соловьев В.Д., Божежа Д.Н. Геоэлектрические и дистанционные исследования скоплений газогидратов в структурах дна Западной Антарктики (по результатам сезонных геофизических работ 17-ой Украинской антарктической экспедиции, 2012 г.) // Геоинформатика. –
2012. – № 3. – С. 12-21.
10. Левашов С.П., Якимчук Н.А., Корчагин И.Н. Частотно-резонансный принцип, мобильная геоэлектрическая технология: новая парадигма геофизических исследований //
Геофизический журнал. – 2012. – Т. 34, № 4. – С. 167-176.
11. Левашов С.П., Якимчук Н.А., Корчагин И.Н., Божежа Д.Н., Прилуков В.В. Применение мобильных геофизических методов для обнаружения и картирования залежей газа в
сланцевых породах // Геоинформатика: теоретические и прикладные аспекты: XII Международная конференция, 13-16 мая 2013 г.: тезисы докл. – К.: ВАГ, 2013. А101. 6 с. –
CD-ROM.
12. Пимоненко Л.И., Каргаполов А.А., Гуня Д.П., Свистун В.К. Результаты применения
геолого-геофизического метода прогноза зон скоплений метана (на примере шахты им.
А. Ф. Засядько) // Геоинформатика. – 2012. – №4. – С. 22-27.
13. Solovyov V. D. Gas Hydrates Accumulations on the South Shetland Continental Margin:
New Detection Possibilities / V. D. Solovyov, V. G. Bakhmutov, I. N. Korchagin, S. P. Levashov, N. A. Yakymchuk, and D. N. Bozhezha. // Hindawi Publishing Corporation. Journal of
Geological Research. Volume 2011, Article ID 514082, 8 pages. doi:10.1155/2011/514082.
НИЖНЕКАМЕННОУГОЛЬНЫЕ ГЛИНИСТО-КАРБОНАТНЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ ЮГО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ РУССКОЙ ПЛАТФОРМЫ КАК
ВОЗМОЖНЫЙ ИСТОЧНИК СЛАНЦЕВОГО ГАЗА
С.П.Левшунова
ФГУП «ВНИГНИ», г. Москва
Юго-восточная часть Волго-Уральской НГП является густо населенным регионом со своей сложившейся инфраструктурой, высокими потребностями в углеводородных ресурсах и значительной выработанностью Оренбургского ГК
месторождения. Одним из наиболее простых вариантов получения дополнительных объемов газа является разработка газосланцевых полей, содержащих
скопления сланцевого газа. При этом в качестве уже ставшего традиционным для
Русской платформы объектом рассматриваются доманиковые отложения верхнедевон-нижнекаменноугольного возраста. Меньшие глубины залегания нижнекаменноугольных отложений по сравнению с верхнедевонскими могут сделать их
более экономически выгодным объектом для целей получения сланцевого газа.
137
Определяющими условиями для формирования залежей сланцевого газа являются высокие содержания органического вещества (ОВ) соответствующей катагенетической зрелости, ощутимое содержание в формации пород, способных формировать трещинные коллекторы (примесь алевролитов, кремнистого вещества, карбонатов), и наличие покрышек, способных удерживать сланцевый газ.
Нашими исследованиями установлена одна из главенствующих ролей водорода
внешних источников как в формировании углеводородов (УВ) и, соответственно,
нефтегазоматеринских свойств пород, так и в создании трещинных коллекторов.
Это обусловлено способностью водорода входить в межкристаллическое пространство решетки карбонатных минералов. Происходящий при этом непосредственный
контакт с ОВ путем его гидрирования обусловливает усиление образования УВ.
Одновременно высокие концентрации водорода внешних источников вызывают явление “водородного охрупчивания”, что при наложении соответствующих тектонических напряжений обусловливает повышенную трещиноватость. Эта методика защищена авторскими свидетельствами на изобретения и патентом. Данная информация получалась при изучении сорбированных породами газов. Последние извлекались из пород действием 5% НС1 в вакууме с последующим поглощением образовавшейся СО2 раствором 35% КОН.
С этих позиций был проведен сопоставительный анализ карбонатно-глинистых
образований нижнего карбона отдельных районов юго-востока Русской платформы,
отличающихся как фациальными обстановками в нижнекаменноугольных отложениях, так и степенью тектонической нарушенности. В качестве района со спокойным залеганием нижнекаменноугольных отложений была выбрана Бузулукская
впадина и южная часть Камско-Кинельских прогибов (Евгеньевская, ЮжноНеприковская, Лещевская и Ясеневская площади), в качестве тектонически напряженного – северный борт Прикаспийской впадины (Долинная площадь) и Ольховский грабен.
Начало турнейского века ознаменовалось погружением Восточно-Европейской
платформы, начавшимся на юго-востоке. В восточной части платформы основным структурным элементом, определяющим осадконакопление, являлась система Камско-Кинельских прогибов, которые в начале века были некомпенсированными и в них происходило накопление относительно глубоководных осадков
доманикового типа. В визейский век эти прогибы превратились в компенсированные, к началу тульского времени они заполнились мощной толщей терригенных осадков. В тульское время произошло расширение морской трансгрессии, а
в алексинское – она охватила всю платформу. Мелководономорской режим существовал до конца визейского века. В протвинское время морской бассейн стал
несколько более глубоким, в нем на огромной территории навапливались однообразные, преимущественно известковые илы. В конце протвинского времени
Восточно-Европейская платформа испытала региональный подъем. В яснополянское время она представляла собой обширную карбонатную сушу, а мелководноморской режим существовал только в Бузулукской впадине.
Соответственно, геохимические обстановки преобразования ОВ в стадию седиментогенеза и раннего диагенеза в осевых частях депрессий, особенно в турне
и тульское время, были резковосстановительные и восстановительные, а в при138
брежно-морских условиях – слабовосстановительные сульфидно-лептохлоритосидеритовые (К.Ф.Родионова, С.П.Максимов, 1981). Исходный тип ОВ был гумусово-сапропелевый с ростом сапропелевой составляющей в центральной части впадин и гумусовой – в прибрежной. Особенно обогащены гумусовой компонентой бобриковские отложения. Содержания ОВ колеблются от 0, п% до 25% и
выше, битумоидов – 0,00п-0,п%. При этом максимальные количества ОВ и битумоидов характерны для осевых зон некомпенсированных впадин. Стадия катагенетической превращенности ОВ колеблется от ПК до МК 1-2.
Проведенные десорбция и анализ сорбированных породами газов позволил
дифференцировать качество нефтематеринских (НМ) пород нижнего карбона от
бедных с суммой сорбированных УВГ менее 1см3/кг до богатых с суммой сорбированных УВГ до 313,0 см3/кг. При этом выявлена интересная закономерность: по мере роста в глинах карбонатной составляющей, опосредованно указывающей на палеофациальную обстановку (рост мористости), происходит
улучшение качества НМ пород, а сами сорбированные УВГ становятся более
жирными (СН4=53,62%, сумма ТУВГ=46,38%, скв.15 Лещевская, С1 турне, черные глины). При уменьшении карбонатности тех же черных глин турне до 0-3%
(скв.1 Евгеньевская) они характеризуются как бедные НМ (сумма сорбированных УВГ=1,2-3,4 см3/кг), а сами сорбированные УВГ становятся более сухими:
СН4=68,9-79,6%, сумма ТУВГ=20,4-31,1%. Этому сопутствует и уменьшение
концентраций сорбированного водорода с 0,465 до 0,10-0,11 см3/кг.
Доманикоидные формации обладают низкими коллекторскими свойствами.
Улучшению их фильтрационно-емкостных свойств способствуют постседиментационные процессы (выщелачивание, вторичная доломитизация) и тектоническая трещиноватость пород. Как установлено нашими исследованиями, карбонатная составляющая является ловушкой для диффундирующего в земной коре
водорода. Происходящее при этом явление водородного охрупчивания при наложении соответствующих тектонических напряжений ведет к росту трещиноватости. Проанализированные из бортовой зоны известняки доманикоидных фаций верхнего девона (скв. 101 Долинная, гл. 4949-4954 м) показали очень большой рост концентраций сорбированного водорода до 345,3 см3/кг. Еще больший
рост его концентраций (до 535 см3/кг) выявлен в аналогичных известняках Ольховского грабена. Это позволяет осуществить следующий прогноз относительно
рассмотрения нижнекаменноугольных глинисто-карбонатных доманикоидных
формаций юго-востока Русской платформы в качестве возможных источников
сланцевого газа. В случае их приуроченности к зонам глубинных разломов, по
которым поступают содержащие водород глубинные тепломассоносители, не
только повышается их качество как источников сланцевого газа (рост генерации
УВ), но и улучшаются их фильтрационно-емкостные свойства за счет роста
трещиноватости. В качестве таковых на юго-востоке Русской платформы можно
рассматривать дислокации внешнего бортового уступа Прикаспийской впадины,
дислокации западного борта Бельского прогиба, а также Сурско-Мокшинские,
Жигулевские, Радаевско-Елховские, Большекинельские, Малокинельские, Лебяжинско-Кулешовские и другие дислокации.
139
ПРИНЦИП НАСЛЕДОВАНИЯ В ГЕНЕЗИСЕ НЕФТИ
И.Е.Лейфман
leifmany@yahoo.com; Израиль
Inheritance of information about prior levels of development is a characteristic of the
mineral world and of oil. Biomarkers of oil inherit the comprehensive molecular information. Inherited genetic information should be considered as conclusive evidence
for the deep nature of oil and for identification of genesis of various types of unconventional hydrocarbon accumulations.
Наследование признаков предшественников новообразованиями имеет общий
характер, будучи присуще как живым системам, так и минеральному миру. Наследование в минеральном мире характеризует принцип наследования в кристаллогенезисе (А.П.Хомяков, Н.П.Юшкин, 1981) и принцип наследования в
минералогенезисе (Н.П.Юшкин, А.П.Хомяков и Н.З.Евзикова, 1984). Принцип
наследования структурных, вещественных и морфологических признаков минералов, как и наследование минеральными системами генетической информации,
относятся к фундаментальным эволюционным закономерностям минералогенезиса, составляющим основу онтогенического анализа в минералогии
(Б.И.Пирогов, 2009).
К специальным законам минералогической информации Б.И.Пирогов (2009) относит следующие: а) минералогического резонанса (всякое изменение в минерале является отражением изменений в минералобразующей среде); б) обязательного наличия генетической информации в минерале; в) многообразия форм записи генетической информации;
г) сложения генетической информации; д) вытеснения первичной информации
информацией из наложенных процессов; е) инерции в приложении к информации (сохранение первичной информации на каком-либо уровне памяти).
Принцип наследования генетических черт от всех предыдущих уровней развития является во многих разделах геологической науки определяющим (Прикладная синергетика..., Томск, 2002). Это характеризует и геологическую историю
органического вещества (ОВ) осадочных пород, которое наследует разнообразную информацию о своём генезисе. Общее в наследовании информации ОВ осадочных пород связано с наследованием информации о биогенезе исходного ОВ,
что выражает принцип биогеохимического наследования в генезисе ОВ осадочных пород: в ОВ стратисферы унаследованные элементы молекулярной структуры и морфологии исходного биогенного вещества сохраняются геологически
долго в широком диапазоне условий осадочной толщи (И.Е.Лейфман, 1990).
Нефти характеризуют молекулярный и изотопный уровни наследования информации. Молекулярный уровень наследования информации является исключительно информативным. Биомаркеры (биометки) как носители информации –
это хемофоссилии с разной сохранностью молекулярной структуры биомолекул,
достаточной для установления генетической связи с биомолекуламипредшественниками. Генетически хемофоссилии – это остатки органических соединений организмов, распознаваемые на химическом молекулярном уровне
(А.Н.Гусева, И.Е.Лейфман, 1983). Хемофоссилии наследуют хемотаксономиче140
скую информацию об организмах палеобассейна осадконакопления, что определяет наследование палеонтологической информации на молекулярном уровне
(Современная палеонтология, т.1, 1988; и др.). Хемофоссилии наследуют биогеохимическую информацию о процессах геохимической трансформации биомолекул при осадконакоплении и в пост-фоссилизационной истории ОВ
(И.Е.Лейфман, 1990).
Молекулярный уровень информативности нефти определяют а) характерные
для осадков, пород и других горючих ископаемых реликтовые (неизмененные)
биомолекулы (например, часть н-алканов, фитана и пристана) и геохимические
дериваты, сохранившие углеродный скелет О-содержащих биомолекулпредшественников (например, часть н-алканов, стеранов, гопанов), и б) уникальные нефтяные дериваты жирнокислотной и изопреноидной природы, сохранившие структурные элементы биомолекул-предшественников.
Хемофоссилиям нефти свойственны особенности, отличающие их от хемофоссилий других объектов, в том числе ограниченность по типам наследуемых фрагментов биомолекул, различная степень сохранности углеродного скелета биомолекул, высокие концентрации индивидуальных хемофоссилий, особенности стереоизомеров – наличие форм, близких к природным, из многих возможных, и «нефтяных» стереоформ гопанов и стеранов вместо «биологических», гомологичность как
характерная черта хемофоссилий нефти. Типичные хемофоссилии нефти – налканы, монометилалканы, изопреноидные алканы, моноциклические нафтены и
арены с боковыми цепями н- и изопреноидного строения, нафтены, арены и нафтеново-ароматические углеводороды с циклами, характерными для терпеноидов, каротиноидов и стероидов или образованными при их деструкции. Типичные хемофоссилии нефти среди кислородных соединений – жирные, изопреноидные и стероидные кислоты, а среди азотистых соединений – гетероциклические (порфирины,
пирролы, пиридины, хинолины и др.).
Хемофоссилии нефти наследуют генетическую информацию о предыстории
нефти — этапе осадконакопления (тип и условия седиментации исходного ОВ,
возраст и тип нефтематеринских отложений и др.), геодинамической и термальной истории ОВ нефтематеринских пород, условиях реализации процесса генерации нефти, а также о геохимической истории самой нефти. Генетическая информативность хемофоссилий нефти широко используется в региональных исследованиях и подробно проанализирована в монографиях (например,
Ал.А.Петров, 1984, K.E.Peters, J.M.Moldovan, 1993, и др.) и обзорах (например,
Ал.А.Петров, 1994, Е.В.Соболева, 2003, и др.).
Представляет интерес сопоставление законов наследования информации в
минеральном мире и наследования молекулярной информации при генезисе
нефти из биогенных предшественников.
Легко показать, что при простой замене «минерал» на «нефть» в законах минералогической информации формулируются законы молекулярной информации, наследуемой нефтью, аналогичные приведенным выше специальным законам минералогической информации. Эти законы адекватно отражают наследование молекулярной информации о всех этапах генезиса нефти и истории нефти
в залежи:
141
а) резонанса – состав нефти отражает изменения в постфоссилизационной истории исходного ОВ и истории нефти в залежи, б) обязательного наличия в нефти генетической информации, в) многообразия молекулярных форм записи генетической информации в нефти, г) сложения генетической информации от всех
этапов нефтеобразования и истории нефти в залежи,
д) вытеснения первичной информации информацией из наложенных процессов (например при биодеградации, выветривании, переформировании залежей),
е) инерции – сохранения первичной генетической информации на молекулярном
уровне.
Наследуемый нефтью изотопный уровень информации (особенно изотопный
состав углерода) широко используется при корреляции нефтей, например при
оценке возраста нефтей, при региональных и генетических сопоставлениях.
Вместе с тем, во многих работах показано, что для нефти использование изотопных критериев (13C) в качестве возрастных и генетических доказательств не однозначно. Это связано с вариациями изотопного состава карбонатного и органического углерода в истории Земли как результата «...взаимообусловленности геохимических и биологических процессов в земной коре» (А.А.Ивлев, 1986, с. 46).
В частности, выявлено периодическое изменение изотопного состава органического углерода в отложениях докембрия. Отмечено появление в девонекарбоне до того отсутствовавших различий изотопного состава углерода между
керогеновой и битумоидной частью ОВ (Э.М.Галимов, А.Б.Ронов,
А.А.Мигдасов, 1975, А.А.Ивлев, 1986). Эти и другие вариации изотопного состава органического углерода в истории Земли могли отразиться в изотопном
составе углерода нефти.
Нефти различаются по изотопному составу углерода также вследствие перераспределения 13C между компонентами. Например, отмечена зависимость изотопного состава углерода нефтей от содержания метановых углеводородов в
бензинах (Э.В.Чайковская, И.Б.Кулиба-кина, 1982, и др.). «Анализ нефтяных
компонентов более чем ста нефтей из месторождений разного возраста – от мелового до девонского – позволил обнаружить, что содержание этого изотопа зависит вовсе не от возраста, а от количества графитоподобных фаз в нефти. В тех
нефтях, где этой фазы нет, невелико и содержание тяжёлого углерода. А в смолах и асфаль-тенах, где графитоподобной фазы больше всего, много и 13C»
(Ю.М.Королев, 2005, с. 29) .
Видимо, изотопный уровень наследования информации в генезисе нефти менее информативен по сравнению с молекулярным уровнем.
Общий вывод: как минеральные образования, так и органические соединения биогенного генезиса в минеральной среде наследуют специфическую генетическую информацию. Можно предполагать, что и любые образования земной
коры наследуют информацию о своем происхождении.
Поэтому органические соединения абиогенного синтеза также должны иметь
свои «метки», в том числе молекулярные свидетельства (маркеры) абиогенного
синтеза. Это тем более важно, поскольку «...«Биомаркеры» присутствуют во
всех разновидностях нефти независимо от условий их залегания в недрах. В качестве примеров можно привести те разновидности, обосновать формирование
142
которых из биогенного источника довольно трудно» (В.Н.Флоровская,
Ю.И.Пиковский, М.Е.Раменская, 2012, с. 170).
Пока не доказано существование молекулярных маркеров органических соединений неорганического генезиса, маркеров ювенильных органических соединений. Это показано, например, при изучении ОВ гидротермальных систем
рифтовых зон Мирового океана, характеризующихся условиями, допускающими
абиогенный ювенильный синтез углеводородов. По заключению B.R.T.Simoneit,
A.Yu.Lein, V.I.Peresypkin, G.A.Osipov (2004): «A search for molecular evidence for
abiogenic thermocatalytic synthesis of organic compounds was negative. However,
methane in the hydrothermal fluids and possibly a minor amount of the alkanes in the
sulfides may be of an abiogenic origin in the Rainbow vent field». Аналогичен вывод
Е.А.Романкевича, А.А. Ветрова, В.И. Пересыпкина (2009, с. 408): «Однако каких-либо надежных молекулярных маркеров ювенильных органических соединений не обнаружено, хотя в лабораторных экспериментах неоднократно воспроизводился синтез высоко-молекулярных алифатических и других органических соединений».
Также недостаточна сохраняемая нефтью изотопно-генетическая информация. «Глубинный характер природы нефти и газа в их скоплениях, аномалиях и
разгрузках все ещё вызывает дискуссию. Во многом это связано с трансформацией глубинных флюидов в процессах миграции и смешения продуктов глубинной дегазации с приповерхностными флюидами. В усложнение ситуации, связанной с использованием изотопно-геохимических данных и построений, вносит
свой «вклад» и рециклинг. Возврат корового вещества в мантию создает трудности при использовании изотопных критериев в генетических построениях»
(А.Н.Дмитриевский, Б.М.Валяев «Дегазация Земли..., 2010», с. 4).
Видимо, принцип наследования генетической информации от предшествующих стадий развития должен являться определяющим при доказательствах глубинной природы нефти и выяснения генезиса разных типов нетрадиционных
скоплений углеводородов.
АСПЕКТЫ ПРИОБЩЕНИЯ НЕКОНВЕНЦИОНАЛЬНЫХ РЕСУРСОВ
УГЛЕВОДОРОДОВ
В.А. Лотарев
НФ ЗАО «ССК», г. Нефтеюганск
В работе рассматриваются влияние технологических условий вскрытия пластов на латентные свойства геологической среды c проявлениеv эмерджентных
(неожиданных) эффектов при заканчивании и освоении скважин. Технологии
базируются на новом способе повышения продуктивности нефтяных скважин методе георыхления, обоснованным академиком С.А. Христиановичем и его
школой - специалистами ООО «НИЦ Геомеханика и технологии».
Ключевые слова: условия депрессии, дилатансия, коллектор, виброакустическое,
ударно-волновое воздействие, перекристаллизация, кратный дебит.
143
Латентные свойства геологической среды
Изучение латентных свойств геологической среды позволяет понять условия:
технической и технологической оптимизации воздействий на слабоприточные
объекты разработки, при которых возможна рентабельная добыча углеводородов. Отдельные, удачные производственные решения, не способствуют выработке общих оптимальных решений разработки этих ресурсов. Поэтому необходим переход от традиционных методов решения этой задачи к выработке как
методов исследования технологических процессов (ТП) для корректировки и
оптимизации преобразований геологической среды в необходимом направлении,
так и методики ведения ТП. Методы увеличения нефтеотдачи (МУНы) до настоящего времени проводятся примитивным образом без сопровождения регистрирующей автономной аппаратурой всех этапов процесса.
Современная организация добычи у/в сырья напоминает построение маркетинговых сетей: от разработки – одного объекта перешли к разработке многопластовых объектов; от строительство одиночных вертикальных скважин ушли
к кустовому бурению наклонно-направленных скважин и успешно бурятся
многоствольные с горизонтальным многокилометровым проложением по
пластовым системам.
Преобразования геологической среды при разработке н/г объектов специалистами геологических и технологических служб добывающих и сервисных компаний практически неизвестны и должным образом не воспринимаются, полагаясь на универсалии и доминанту техники и технологий. Только необходимо
помнить: эффективные технологии обычно являются и самыми агрессивными.
Метод георыхления, обоснован академиком С.А. Христиановичем и его школой - специалистами ООО «НИЦ Геомеханика и технологии». В основе метода
используется эффект воздействия переменным гидродинамическим нагружением по системе: «репрессия – депрессия». Переменное гидродинамическое поле
включает иные физические волновые поля, которые активизируют геологическую среду, изменяя при этом параметры пористости и проницаемости при
сложных литогидрогеохимических процессах преобразований ГС. В природе
хорошо известен эффект консонанса – возникновения «созвучия» физических
полей при появлении хотя бы одного из них: фильтрационного, поля давлений,
вибрационного, электромагнитного, акустического и других. Так при производстве ГРП изменяются геофизические параметры среды БКЗ, ПС, ЯМК и др. (отмечается при ГИС); при выполнении промысловых ГИС отмечается волновой
характер изменения забойного давления по барометрии и возникновение фильтрационных потенциалов.
Параметры простирания преобразованной зоны пласта
в процессе георыхления
Представляет интерес определения, как параметров зоны простирания, так и
действующих природных механизмов георыхления.
К достоинствам метода относятся результаты возрастания дебитов и расходов: в открытом стволе дебит возрастает в 2 – 4 раза; в обсаженной скважине - в
1,5 – 2 раза; по нагнетательным скважинам расход увеличивается в 10 и более
раз [1].
144
Проанализируем на основе задачи о кратных дебитах изменение радиусов скважин, способных обеспечить этот эффект. В идеале преобразованную георыхлением зону с бесконечно малым фильтрационным сопротивлением можно представить как скважину большего диаметра, рис. 1., [2].
Рис. 1. Замена преобразованной зоны на скважину большего диаметра
Q=
nQ =
2πkh( P − Р )
пл
з , (1)
R
к
ln
+s
r
c
2πkh( P − Р )
пл
з , (2)
R
к
ln
+s
r
n
Скин-фактор s = 0 (из-за его ничтожной значимости в процессе георыхления).
Зависимость изменения радиуса скважины кратно увеличивающей её дебит выводится делением уравнения (2) на (1) и последующими вычислениями:
n=(lnRк /rc)/(lnRк /rn) → n(lnRк /rn)=(lnRк /rc) → ln(Rк /rn)n = lnRк /rc → (Rк /rn)n= ψc
(2*)
n
Rк
r =n
n
ψ
с
где ψ = Rк/rc
145
, (3)
1
r =R n
к
n
ψ
, (4)
с
Отметим, что при увеличении n, rn → Rк (5)
Результаты расчётов определения радиуса скважины с кратным дебитом при
различных радиусах контура питания сведены в Таблицу 1.
Таблица 1
Зависимость радиуса скважины с кратным дебитом ( Rк = 500 м)
№ п/п
1
2
3
4
n
1
2
4
10
rc, м
0,1
0,1
0,1
0,1
ψ
5000
5000
5000
5000
rn , м
rc = 0,1
7,072
59,46
213,34
Из этих соотношений следует сделать вывод, что процесс георыхления сопровождается не только механической трансформацией с образованием зоны трещиноватости в окрестности скважины, но и физико-химическими процессами
преобразованиями геологической среды с изменением пористости и проницаемости при литогидрогеохимических процессах (n = 10 для нагнетательных
скважин) в активной геологической среде, рис. 2.
Для практического пользования в расчётах удобна зависимость, полученная
Э.Б. Чекалюком для скважины, пущенной в эксплуатацию с постоянным забойным давлением [2]:
R(t ) = r + π * χ * t , (6)
c
Учитывая, что rc является ничтожной составляющей, а пьзопроводность χ со
временем возрастает и может быть представлена степенной зависимостью отношений текущей и начальной проницаемостей вычисляемом численными методами анализа:
χ (t ) = χ f (k / k ) n , (7)
0
t
0
и выводится результирующая зависимость:
R (t ) = π * χ (k / k ) n * t , (8)
0 t 0
Процессы георыхления возникают и самопроизвольно, при этом. развиваются
эффекты разрушения ГС со всеми вытекающими негативными последствиями,
рис. 3.
Отметим, что и разработка баженовской свиты сопряжена с процессами георыхления.
146
Рис. 2. Разрушение литологических границ по данным термометрии, регистрация эффекта фильтрационных потенциалов по локатору муфт
Рис. 3 А – метасоматизм:; Б – преобразование плотного прослоя; В – переход песчаника
в песок при гидролизе; Г – преобразование алевролитов в плывун
147
Литература
1. В. Карев, «Управление напряжённым состоянием – способ строительства идеальной
скважины», 30.11. 2012 г., //oilandgaseurasia.ru./news/управление.
2. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. «Подземная гидромеханика», М.: Недра,
1993 г. с. 102, с. 171.
ПАЛЕОБАССЕЙНЫ ЭВКСИНСКОГО ТИПА – МЕГАЛОВУШКИ
СЛАНЦЕВОГО ГАЗА
А.Е. Лукин
Институт геологических наук НАН Украины, г. Киев
Shale gas resources is demonstrated to be connected with black shale (hydrocarbopelites)
formations of euxinic type. They are the deposits of back-arc basins resulting in shapes and
lithological features of gasiferous black shale formation bodies North-American (mega)fields
(plays) of shale gas and similar prospecting targets in other countries (and Ukraine among
them).
Грандиозные успехи США и Канады в освоении сланцевого газа (СГ), помимо мощного экономического и технического потенциала, обусловлены различными геологическими факторами и, прежде всего, особенностями истории осадконакопления на Северо-Американском континенте. Вследствие своеобразия
тектоно-геодинамических и палеогеографических условий здесь в широком
хроностратиграфическом диапазоне (кембрий – эоцен) образовались многочисленные черносланцевые (black shale) формации. С ними связаны ареалы сланцевой газоносности, которые можно рассматривать как группировки месторождений СГ, его (мега)месторождения или как плеи (plays). Под последними следует
понимать связанные с указанными формациями перспективно газоносные поля,
в пределах которых целесообразно проводить геологоразведочные работы. По
многим из них дана оценка прогнозных ресурсов газа, а девять успешно разрабатываются, что и обеспечило пресловутый скачок США в добыче природного
газа с его общеизвестными глобально-энергетическими и геополитическими последствиями. Показательно, что список двадцати наиболее крупных газовых месторождений Северной Америки (по оценке доказанных запасов на 2012 г.) возглавляют Барнет (точнее его сегмент Нью-Арк) и Марцеллус, связанные с одноименными черносланцевыми формациями. В их число также входят Хейнесвилл, Файетвилл, Энтрим и Биг Сэнди, занимающие соответственно четвертое,
пятое, пятнадцатое и восемнадцатое места. Кроме того, в указанном перечне –
восемь (из 20!) газовых месторождений центральнобассейнового типа, связанных с депрессионными отложениями, в составе которых, наряду с плотными
терригенными коллекторами, большую роль играют черные сланцы (ЧС) – black
shales в тонком переслаивании с фанероморфными породами. И таких "гибридных" нетрадиционно-газоносных формаций, по-видимому, больше, чем сугубо
148
сланцевых или плотных терригенных коллекторов. При этом именно ЧС, благодаря катагенетической мобилизации нефтяных масел из исходного преимущественно сапропелевого органического вещества (ОВ) и неравномерной гидрофобизации пород, являются фактором включения капиллярного "насоса", который
обеспечивает поступление метана из разных источников в неравномерно гидрофобизованные породы.
Промышленно газоносные ЧС представляют собой листоватые (тонкорасщепляющиеся) преимущественно темноокрашенные (реже – зеленовато-серые,
оливковые, коричневые и т.д.) тонко- и микрослоистые породы с содержанием
ОВ от 3 до 20%, которые присутствуют в разнообразных континентальных
(озерных, болотных), переходных (заливно-лагунных, приморско-озерных, лиманных, маршевых) и морских (в широком диапазоне глубин – от мелководья до
больших глубин) фациальных обстановках. Они характеризуются разнообразием
минерального состава, структурно-текстурных особенностей, химизма ОВ, что
обусловлено, в свою очередь, различной степенью катагенеза их исходного субстрата в широком диапазоне тектоно-геодинамических и палеогеографических
условий.
Горючие сланцы (субстрат формирующихся в катагенезе ЧС), распределение
которых в стратисфере, помимо формационного контроля, определяется катагенетической зональностью и ограничивается зоной диагенеза – протокатагенеза
("низкокачественные" горючие сланцы – с содержанием ОВ 20-30% – встречаются и в верхней части зоны мезокатагенеза), как и их современные аналоги –
сапропелевые илы, являются не только эвриклиматическими, эвригидрологическими, но и эврилитогеодинамическими отложениями. Условия накопления в
больших количествах фито- и (или) зоопланктонного (с подчиненной ролью
бентоса) ОВ возникают, как известно, в седиментационных бассейнах с различным газовым режимом и солевым составом как при гумидном, так и аридном
литогенезе. При всем фациальном разнообразии горючих сланцев и формирующихся на горючесланцевом субстрате ЧС это преимущественно морские отложения, в которых Н.М. Страховым свыше 50 лет назад было выделено четыре
фациальных типа накоплений органического вещества: 1) приустьевой (подводно-дельтовый), обусловленный расцветом планктона в связи с поступлением
биогенных компонентов, сносимых с водосборных площадей; 2) пелагический,
связанный с накоплением в больших масштабах и объемах планктоногенного
ОВ среди тонкозернистых глинистых и (или) карбонатных отложений; 3) отложения подводных водорослевых лугов или подводных зарослей морских трав; 4)
рифовый тип (межрифовые депрессии). Согласно Н.М. Страхову, "приустьевой
и рифовый типы горючих сланцев имеют совершенно ничтожное значение в
общем балансе морских накоплений органики", в то время, как "пелагические
отложения второго и третьего типов характеризуются огромными массами горючих сланцев".
В то же время, Н.М. Страхов полностью отрицал роль сероводородного заражения придонных вод в накоплении сапропелевых илов. Однако в свете современных тектоно-геодинамических и прежде всего литогеодинамических
представлений
это
выглядит
явно
неубедительно.
Закономерности
распределения фаций и основных скоплений ОВ в доманиковом горизонте
149
фаций и основных скоплений ОВ в доманиковом горизонте свидетельствует о
мощном влиянии на биогенную седиментацию, во-первых, Уральского глубоководного бассейна (апвеллинг), а во-вторых, – процессов активизации рифтогенеза (Печоро-Колвинский, Варандей-Адзьвинский, Вятский, СерноводскоАбдулинский, Бирско-Верхнекамский, Припятско-Днепровско-Донецкий и др.
авлакогены Восточно-Европейской платформы.
При этом следует подчеркнуть существенные различия во влиянии на газовый режим рифтовой и субдукционной геодинамики. Наиболее длительным стабильным сероводородным заражением (судя по изотопным данным – при значительной роли глубинного сероводорода) характеризуются задуговые морские
бассейны эвксинского типа, а соответствующие тектоно-геодинамические фазы
(историко-геологические этапы) соответствуют наиболее длительным эпохам
накопления гидрокарбопелитов. Более того, эвксиниты (гидрокарбопелиты с явными признаками микробиологических сульфатредуцирующих процессов –
осадки с Н2S-заражением придонной воды) являются важнейшими литогеодинамическими типами отложений и, в то же время, характерными индикаторами
специфических геодинамических условий. Именно с черносланцевыми формациями эвксинского типа связаны основные ресурсы СГ.
Ярким примером в этом отношении является уникальное месторождение СГ
Марцеллус, которое совместно с Нижним Гуроном и Аттикой образует единый
гигантский ареал (территория штатов Огайо, Западная Виржиния, Пенсильвания
и частично Нью-Йорк) верхнедевонских и миссисипских ЧС с огромными нетрадиционно-газовыми ресурсами. Собственно месторождение Марцеллус в административном отношении расположено на территории Пенсильвании (вплоть
до границы со штатом Нью-Йорк), а в тектоническом – это сегмент внешней зоны Предаппалачского прогиба и часть огромного сланце- и угленосного Аппалачского бассейна. ЧС в виде пластов, пачек и толщ широко распространены
здесь в среднем и верхнем девоне, миссисипии, а также в пенсильвании. Уникальной является толща или точнее пачка (member) среднедевонских ЧС (20-80
м и более), залегающая на площади ~17500 км2 и повсеместно газоносная. Пока
это основной газодобывающий горизонт, залегающий на глубинах 1500-2400 м.
Содержание ОВ в среднем составляет 5%; степень катагенеза варьирует от ПК3
до МК2 и более; пористость 1-5%. Несмотря на относительно низкую плотность
эксплуатационного бурения (~500 скважин со средней длиной горизонтального
ствола ~1250 м с начальными дебитами до 200 000 м3/сут.), в ближайшей перспективе это наиболее крупное (по доказанным запасам) газовое месторождение
США. Прогнозные ресурсы Марцеллуса и нижнего Гурона суммарно превышают 600 трлн м3. Огромный газовый потенциал этого недавно выделенного автором нового газового полюса планеты связан с ЧС эвксинского генетического типа с характерными фациальными признаками (интенсивная фрамбоидальная пиритизация в ячеях лептопелитовой структуры, специфическая биота и т.п.). Характер взаимоотношения ЧС с терригенными отложениями свидетельствует о
ведущей роли апвеллинга из глубоководной части палеоокеанического бассейна
при периодическом подавлении накопления сапропелевых илов (в широком
диапазоне палеоглубин) терригенной седиментацией. Разновозрастные (ордовик
150
– пенсильваний) черносланцевые формации представляют собой запечатленные
в стратисфере осадочные бассейны черноморского типа. В тектоногеодинамическом отношении это – система задуговых морей (малых океанических бассейнов), расположенных с внутренней (тыловой) стороны островной дуги и ограниченных задуговым хребтом (остаточной дугой) или континентом.
При этом в тылу островных дуг может выделяться несколько генераций задуговых бассейнов, что в полной мере проявляется в Предаппалачском прогибе.
Механизмы формирования задуговых бассейнов и, в частности, природа процессов растяжения как фактора, по-видимому, разнообразны: рифтогенез, pullapart, дегидратация субдуцирующей плиты с образованием мантийного магматического диапира с импульсным "откатыванием" придугового глубоководного
желоба, возникновение вторичных конвективных ячеек в надсубдукционном
клине и др. По-видимому, универсального механизма нет, и для различных тектонических условий справедлива та или иная геодинамическая модель. В данном случае важно то, что возникает асимметрично-глубоководный бассейн, газовый режим которого в значительной мере обусловлен процессами глубинной
дегазации. Сочетание геоморфологических, гидрологических и флюидодинамических
факторов
обуславливает
интенсивное
углекисло-метановосероводородное (при различных соотношениях их парциальных давлений) заражение придонных слоев воды, что создает условия, благоприятные для накопления потенциально газоносных терригенно-гидрокарбопелитовых формаций. При
длительном многоэтапном характере указанных тектоно-геодинамических процессов возникает система таких разновозрастных эвксинских палеобассейнов – в
будущем практически неисчерпаемых источников нетрадиционного газа.
Следует отметить определенную аналогию южной части территории США
(Мексиканский залив – Примексиканская впадина – Пермская впадина и другие
структуры) и Украины (Черное море – Причерноморская моноклиналь – Придобруджинский прогиб – Донбасс и ДДВ). Это подтверждается присутствием
ЧС эвксинского типа в широком возрастном диапазоне (нижний палеозой – кайнозой) в нефтегазоносных бассейнах Украины: в верхнем девоне и нижнем карбоне Днепровско-Донецкого авлакогена и Придобруджинского прогиба, верхнем триасе, верхней юре и олигоцене (майкопская серия) Азово-Черноморского,
нижнем мелу (шипотская и спасская свиты) и олигоцене (кроссненская, менилитовая свиты) Карпатского регионов.
Таким образом, основные перспективы нетрадиционных источников газа,
диспергированного в породах с малопроницаемой, лишенной эффективной пористости матрицей (ЧС, уплотненные терригенные породы, тонкие переслаивания тех и других) следует связывать в первую очередь с разновозрастными
(верхний протерозой – кайнозой) мощными относительно глубоководными отложениями задуговых морей. Соответствующие формации слагают центральные
("ядерные") части нефтегазоносных бассейнов, в значительной мере определяя
их общий углеводородо-генерирующий потенциал. Особого внимания заслуживает аномально высокая гелиеносность СГ черносланцевых формаций эвксинского типа (с возможно большими содержаниями 3Не).
151
ЮЖНАЯ ЧАСТЬ СЕВЕРО-ЗАПАДА РОССИИ - ПЕРСПЕКТИВНЫЙ
РАЙОН ДЛЯ ВЫДЕЛЕНИЯ СЛОЖНЫХ ОБЪЕКТОВ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ
В.Н. Макаревич, С.С. Челышев, С.С. Суханов, И.Р. Макарова
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт» (ФГУП «ВНИГРИ)»
The areas, located in the southern part of the North-West region of Russia are notable for
high industrial level but have not the own hydrocarbon resources. This substantially reduces
their possibilities for sustainable development in the modern Russian economical circumstances. That is why the regular discoveries within these areas of the oil and gas fields (even of
small or medium size) would ensure their energy balance for a long time.
Тaking in account the new information about the distribution of the promising oil source
beds (like black shale or basement rocks) allows allocation of the number of new exploration
targets in platform basins. The most important of this rocks are:the rocks of the intermediate
complex; on the ancient platforms they are represented by Upper Proterozoic rocks;the rocks of
the Lower and Middle Ordovician; their characteristics are similar to those rocks in USA that
are the source beds for hydrocarbons including the shale gas of biogenetic origin (for instance,
Antrim Formation, USA).
The geological data concerning source rocks in the South of North-West Russia, accumulated at the present time, allow one to consider the discoveries of new hydrocarbon fields as
properly plausible. At the same time the insufficient detailedness of the information prevents
making proper assessments of oil producing capacity of the source rocks. Therefore the renewal of the exploration work in these areas is quite necessary.
Минерально-сырьевой комплекс РФ обеспечивает более половины ВВП и
доходов федерального бюджета страны. Несмотря на то, что в последнее время
фактическая добыча нефти достигла и даже превысила запланированные показатели по самым благоприятным вариантам развития, значительно хуже складывается ситуация в вопросах расширения ресурсной базы УВ и ее воспроизводства,
не поспевающих за темпами прогнозируемой добычи УВС. В связи с этим возникает необходимость интенсивного изучения и переосмысления имеющейся
геолого-геофизической информации новых и перспективных направлений. Одним из таких направлений могут быть южные районы Северо-Западного федерального округа (СЗФО) – Вологодская, Новгородская, и отчасти, Псковская и
Ленинградская области.
Признаки традиционных углеводородов на этих территориях известны давно,
а проблема их поисков неоднократно обсуждалась в печати прошлых лет. Южная часть Северо-Запада России характеризуется высоко развитой промышленностью, но не располагает собственными ресурсами углеводородного сырья, что
существенно снижает возможности их устойчивого экономического развития в
условиях современной российской экономики.
Поиски и разведка месторождений нефти и газа на территориях южной части
Северо-Запада России производились еще в предвоенное время. В послевоенные
годы (пятидесятые-шестидесятые) здесь были проведены целенаправленные региональные геофизические работы, произведено бурение ряда опорных скважин,
152
а также – большого числа картировочных. Однако, в семидесятые годы эти работы были свернуты.
В настоящее время в связи с развитием рыночных отношений для южных
территорий Северо-Запада России может быть экономически целесообразным
возобновление поисков месторождений углеводородов с применением современных методик, технологий и оборудования. Хотя вероятность обнаружения
здесь значительных по запасам залежей невелика, открытие даже мелких месторождений, позволит обеспечить собственную энергетическую базу.
Для возобновления геологоразведочных работ на нефть и газ в южной части
северо-западных районов России имеются достаточно серьезные основания. Дело в том, что сторонники замораживания работ на северо-западе исходили из
возможности нефтегазоносности только палеозойских отложений, при этом, не
отрицая возможности обнаружения здесь мелких и средних по крупности месторождений. За истекшие со времени свертывания работ годы уровень наших знаний в отношении закономерностей размещения углеводородов в земной коре
существенно возрос, что позволило выделить дополнительные объекты разведки
нефти и газа в пределах платформенных областей.
Во-первых, это отложения промежуточного комплекса, представленные на
древних платформах верхнепротерозойскими породами.
Во-вторых, это отложения нижнего и среднего ордовика, по комплексу геологических характеристик, способных генерировать сланцевый газ биогенного
генезиса.
Несмотря на то, что работы по оценке сланцевого газа на территории юга Северо-Западного федерального округа не проводились, сопоставление геологических показателей сланценосных территорий юга СЗФО с месторождением сланцевого газа биогенного генезиса Antrim в США, позволяет предполагать на российской территории аналогичных месторождений сланцевого газа биогенного
происхождения (Макаревич. Макарова, Суханов, 2011). Сравнительная характеристика геологических показателей сланценосных отложений юга СЗФО и месторождения Antrim приведена в таблице 1.
В целом биогенный сланцевый газ имеет следующие отличительные характеристики по составу и способу образования. Биогенный газ образуется из незрелого органического вещества в результате микробиальной деятельности. Глубина залегания сланценосных отложений, где метагены активны и производят метан, до1000 м. В составе биогенного газа месторождения Antrim в среднем содержится метана – 62–81%, этана – 3–4%, пропана – 0,29–1%, углекислого газа –
2–4%, азота –11–29%.
Появление дополнительных объектов разведки заставляет пересмотреть перспективы нефтегазоносности юга северо-западных областей России.
Таким образом, накопленные к настоящему времени геологические материалы
позволяют делать экспертные оценки о вероятности обнаружения месторождений углеводородного сырья в северо-западном регионе России, но недостаточная степень изученности этой территории не позволяет сделать определенные
выводы о масштабе нефтегазоносности. Следует отметить, что степень изученности областей северо-запада Российской Федерации значительно хуже, чем,
153
например, акватории морей, поэтому для окончательной оценки перспектив
нефтегазоносности данного региона требуется проведение комплекса геологоразведочных работ.
Таблица 1
Сопоставление геологических показателей сланценосных отложений юга СЗФО
России и месторождения Antrim (США)
Геологические
показатели
Возраст
Глубина, м
Мощность, м
Органическое
вещество, %
Зрелость органического вещества, (градации
катагенеза)
Россия, юг СЗФО (Ленинградская , Вологодская, Псковская, Новгородская
области
Диктионемовые
Кукерситы
сланцы
О1
O2
(ранний ордовик) (средний ордовик)
10–1200
30–100 и более
0,5–18
> 1,5
США
Antrim
D3
(поздний девон)
180–700
4–21
4–20
20–50
1-20
Незрелое, зрелое
(ПК3- МК1)
Незрелое
(ПК)
Незрелое
В связи с тем, что перспективные объекты на нефть и газ в данном районе
могут быть как простыми, так и сложными, работы по их выявлению и подготовке для последующего лицензирования необходимо вести одновременно по
двум направлениям: поиски традиционных залежей нефти и газа и поиски нетрадиционных скоплений УВ в сланценосных толщах Северо-Запада РФ (диктионемовые сланцы и т.п.), включая оценку связанных с ними попутных компонентов (в первую очередь тяжелых и редкоземельных металлов), некоторые из
которых, например рений, достигают содержания, рентабельного для промышленного освоения.
154
ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ОКСФОРДСКИХ И НИЖНЕВОЛЖСКИХ ВЕРХНЕЮРСКИХ ЧЕРНЫХ СЛАНЦЕВ
МОСКВЫ И ОКРЕСТНОСТЕЙ
С.Ю.Маленкина
Геологический институт (ГИН) РАН, Москва, maleo@mail.ru
PRELIMINARY RESEARCH RESULTS ON THE UPPER JURASSIC OXFORDIAN AND LOWER VOLGIAN BLACK SHALES OF THE MOSCOW
AND THE VICINITY
S. Yu. Malenkina
Geological institute (GIN) RAS
There are two stratigraphic interval of black shale common in the study sections
(Kolomenskoe, Kapotnya, Kamennaya Tyazhina), one of which belongs to Oxford,
and the other the Volgian. Analytical studies for the first time conducted in the
Geological Institute of RAS chemical laboratory, showed a fairly high content of
organic matter similar to their analogs in the Kostroma region.
В последнее время значительно вырос интерес к сланцам, не только как к
вместилищам широкого спектра полезных ископаемых, включая месторождения
золота, урана, марганца, железа, ванадия, свинца и цинка, но в первую очередь
как к нетрадиционным ресурсам углеводородов, особенно с появлением целого
ряда инновационных технологий и ростом мировых цен на углеводородное сырье. В свете этого, исследование распространения сланцев и реконструкция условий их образования приобретает особое значение. Несмотря на то, что первые
упоминания о существовании верхнеюрских горючих сланцев на территории
Москвы и окрестностей появились довольно давно (Иванов, 1912; Розанов,
1927) однако конкретные сведения о них, также как и данные их химических
анализов в литературе до сих пор отсутствовали. Вероятно, это произошло в
связи с отсутствием их промышленной значимости. Надо отметить также, что
поскольку общепринятой типизации этих сланцев, несмотря на огромное количество посвященной им литературы, нет (их называют битуминозными сланцеватыми глинами, сапропелевыми сланцами, углеродистыми глинистыми сланцами, горючими сланцами, черными сланцами и др.), мы будем придерживаться
терминологии, разработанной следующими исследователями (Юдович, Кетрис,
1988; Карпузов и др., 2008). На изученной территории существует два интервала
этих пород, один из которых принадлежит оксфорду, а другой волжскому ярусу.
Ближайшие их аналоги в пределах Московской синеклизы расположены в Костромской области в разрезах по р. Унжа на протяжении от г. Макарьева до г.
Мантурово. В остальных частях синеклизы они неизвестны и, по-видимому,
размыты.
Нижний – оксфордский интервал представлен в разрезе Каменная Тяжина
(близ с. Еганово Моск. обл.) темно-серыми и черными сланцами, плотными, с
тонкой (до микрослоистости) горизонтальной слоистостью, легко раскалывающимися на тонкие плитки, иногда листоватые пластины. На поверхности напластований наблюдаются гастроподы, крупные и мелкие двустворки, а также ам155
мониты, биодетрит и плоские стяжения пирита. По присутствующим аммонитам
относятся к зоне Alternoides (подзона Ilovaiskii) верхнего оксфорда. Изредка отмечаются ходы типа Chondrites, выполненные более светлой глиной или пиритизированные. Нижняя граница пачки очень резкая и отчетливая, явная поверхность перерыва, с порошкообразными присыпками пирита. Непосредственно
ниже ее в кровле нижележащих темно-серых и серых плотных слоистых глин,
спорадически наблюдаются известковисто-глинистые, с зеленым глауконитом и
пиритом линзы строматолитового строения (до 10 см мощности и 15-35 см в поперечнике), крупные давленные пиритизированные аммониты, а также прослой
округлых мелких фосфоритовых конкреций. Верхняя граница маркируется обилием детрита, порошкового пирита, а также заметным усилением биотурбации, выразившейся, как в увеличении количества ихнофоссилий типа Chondrites, чаще
всего пиритизированных, так и в нарушенности первоначальной текстуры глин,
их «раздробленности» на отдельные куски, часто разноориентированных. Мощность сланцевой пачки 0,1-0,3 м. Под микроскопом, в прозрачных шлифах, видно,
что неравномерная тонкая горизонтальная слоистость сланцев обусловлена неоднородным распределением фрагментов коллоальгинита, имеющего вид уплощенных линзочек желтовато- и красновато-коричневого цвета, растительного детрита,
тонкодисперсного ОВ и глинистых частиц. Такое линзовидно-слоистое распределение органики говорит о ее сингенетичном по отношению к породе происхождении. Аналитические исследования (табл.1), проведенные в лаборатории химикоаналитических исследований Геологического института РАН, показали в них
полное отсутствие CO2 (т.е известковистости) и одновременно довольно высокое
содержание Сорг 8,20, хотя и несколько ниже, чем в унженских разрезах (10,40–
15,50 % – в разрезе у г. Макарьева (Бушнев и др., 2005, 2006)). Содержание других
элементов: никеля, молибдена и ванадия несколько меньше, чем в Макарьеве: Ni –
151 г/т (280–590 – в Макарьеве); Mo 22,9 г/т (39,9–60,8), хотя и заметно превышает их кларковое содержание; V – 194 г/т (250–330) близко к кларковому, серы же 4,68% существенно выше, чем в Макарьеве (S –1,82–2,84 %), при этом
содержание железа (9,92%) также превышает кларковое, то есть показывает
некоторое обогащение сланцев пиритом, а не только сераорганическими соединениями.
Верхний – волжский интервал сложен в оврагах у Коломенского темными серовато-зелеными сланцеватыми глинистыми алевритами с глауконитом, в средней части переходящими в тонкослоистые черные и горючие сланцы, наверху
несколько песчанистые, с мелкой галькой фосфоритов, с деформированными
раковинами Ilowaiskya pseudoscythica (Ilov.), I. ianshini (Ilov.). Нижняя граница
очень отчетливая, маркируется прослоем небольших сгруженных окатанных
черных глянцевых фосфоритов. В кровле сланцев встречаются крупные бурые
мергели и мергелистые фосфориты, в которых из других обнажений (Капотня,
Борисовские выселки) найдены Ilowaiskya cf. pseudoscythica (Ilov.), мощность
интервала 0,2-0,25 м. (зона I. pseudoscythica нижневолжского подъяруса) (Школин и др., 2013). Ранее и до последнего времени этот интервал относился к зоне
D. panderi средневолжского подъяруса (Герасимов, 1971). Сланцы представляют
собой темно-серые до буровато-черных и черные породы (при выветривании по156
является желтый налет) с очень тонкой горизонтальной слоистостью и листоватой или плитчатой отдельностью. На поверхностях напластований отмечаются
различная макрофауна и биодетрит, на поперечных сколах иногда видны мелкие
ходы типа Chondrites обычно более светлые. В прозрачных шлифах, также как и
в оксфордском интервале наблюдается неравномерная тонкая горизонтальная
микрослоистость, выраженная неоднородным распределением фрагментов коллоальгинита, в виде уплощенных линзочек оранжевого и красноватокоричневого цвета, растительного детрита, тонкодисперсного ОВ и глинистых
частиц. Аналитические исследования (табл.1), показали вариации содержаний
Сорг от 11,20 до 19,20 (довольно близкие к аналогичным в разрезе Ивкино Костромской области (Щепетова, 2005; Гаврилов, 2008). Также колеблются содержания CO2 от полного отсутствия до 2,8 (тогда как в Ивкино все сланцы в той или
иной степени известковисты. Выделяются повышенные содержания хрома, меди
и мышьяка (особенно в Капотне) даже по сравнению с Ивкино (Гаврилов, 2008).
Остальные элементы, хотя и колеблются в довольно широких пределах, но также близки Ивкинскому разрезу. Интересно, что фосфорит, залегающий непосредственно над сланцами также содержит значительное количество Сорг. Что
касается условий их формирования, пока еще мало данных для их подробной
интерпретации, но в целом картина близка той, что рисуют исследователи костромской части бассейна (Щепетова, 2005; Гаврилов, 2008).
Работа выполнена при поддержке гранта РФФИ 12-05-00246.
Литература
1. Бушнев Д.А., Щепетова Е.В., Лыюров СВ. Оксфордский высокоуглеродистый горизонт Русской плиты: новые седиментологические и геохимические данные // Мат-лы
Первого Всероссийского совещания "Юрская система России: проблемы стратиграфии и
палеогеографии"/ Под ред. В.А. Захарова, М.А. Рогова, О.С. Дзюбы. М.: ГИН РАН, 2005.
С. 32-35
2. Бушнев Д.А., Щепетова Е.В., Лыюров СВ. Органическая геохимия оксфордских высокоуглеродистых отложений Русской плиты //Литология и полезные ископаемые, 2006.
№ 5. С. 475—488.
3. Гаврилов Ю.О., Щепетова Е.В., Рогов М.А., Щербинина Е.А. Седиментология, геохимия и биота волжских углеродистых отложений северной части Среднерусского моря
(Костромская область)//Литол. и полез, ископ. 2008. № 4. С. 396—424.
4. Герасимов П.А. Юрская система // Геология СССР. Т.IV. Центр Европейской части
СССР. Геологическое описание. М.: «Недра», 1971. С.373-416
5. Иванов, А. П. Геологическое исследование фосфоритовых отложений в Клинском,
Московском и Дмитровском уездах Московской губ. и Егорьевском у. Рязанской губ. //
Труды Комиссии по исследованию фосфоритов. 1912. т. IV. С. 389-463.
6. Карпузов А.Ф., Соболев Н.Н., Миронов Ю.Б., Мозолева И.Н., Бузовкин С.В., Карпунин А.М. Черные сланцы: вопросы типизации и минерагении. //Разведка и охрана недр,
2008, No7, С. 21-25.
7. Розанов А.Н. Горючие сланцы Европейской части СССР // Геологический комитет.
Материалы по общей и прикладной геологии. Вып.73. 1927. 59 с.
8. Школин А.А., Рогов М.А., Малёнкина С.Ю. Об отложениях и аммонитах нижневолжского подъяруса (верхняя юра) в Москве и Подмосковье // в: XI Международн. Конфе-
157
ренция «Новые идеи в науках о Земле». Москва, РГГРУ, 09-12 апреля 2013 г. Доклады.
Т.1. М., 2013. С.97-100
9. Щепетова Е.В. Седиментационные и геохимические обстановки формирования толщи
волжских горючих сланцев Dorsoplanites panderi в северо-западной части Московской
синеклизы // Мат-лы Первого Всероссийского совещания "Юрская система России: проблемы стратиграфии и палеогеографии" / Под ред. В.А. Захарова, М.А. Рогова, О.С.
Дзюбы. М.: ГИН РАН, 2005. С. 256-261.
10. Юдович Я.Э, Кетрис М.П. Геохимия черных сланцев. — Л.: Наука, 1988. 272 с.
Табл. 1. Содержание химических элементов в изученных разрезах
№ обр.
Характеристика образца
Местонахождение
1.
КТ-1
Верхнеоксфордский черный сланец
(зона Alternoides)
2.
К-1
Нижневолжский горючий сланец
(зона I. pseudoscythica)
Обнажение Капотня
3.
КС-1
Нижневолжский черный сланец
(зона I. pseudoscythica)
Обнажение Коломенское
4.
КС-2
Нижневолжский черный сланец
(зона I. pseudoscythica)
Обнажение Коломенское
5.
Ко-3
Нижневолжский фосфорит над сланцами,
(зона I. pseudoscythica)
Обнажение Коломенское
Sample
Обнажение Каменная Тяжина
Cорг
(%)
CO2
(%)
SiO2
(%)
Al2O3
(%)
P
(%)
S
(%)
34,50
8,39
0,24
4,68
194
Mn
(%)
Fe
(%)
Co
(PPM)
69
0,036
9,92
16
Cr
V
(PPM) (PPM)
1
КТ-1
8,2
нет
2
К-1
19,2
нет
37,39
9,69
0,32
2,53
170
229
0,015
6,34
33
3
КС-1
11,5
2,8
39,38
8,98
0,41
2,30
157
124
0,028
6,18
45
4
КС-2
11,2
2,65
39,19
8,98
0,40
2,31
160
128
0,028
6,21
41
5
КО-3
4,3
3,7
18,70
4,12
10,6
<0,01
78
30
0,035
3,59
15
SamNi
Cu
Zn
Ga
As
Ba
Pb
Th
U
Mo
ple (PPM) (PPM) (PPM) (PPM) (PPM) (PPM) (PPM) (PPM) (PPM) (PPM)
1 КТ-1
151
49
146
10
76
269
88
2 К-1
149
229
159
15
113
322
110
3 КС-1
238
107
350
10
45
311
63
4 КС-2
242
105
343
10
46
313
71
5 КО-3
82
26
41
5,0
15
98
<1,0
158
5,4
3,6
22,9
15
31
110,4
7,6
14
47,2
7,2
14
46,1
3,4
58
12,6
ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЙ И МОЛЕКУЛЯРНО-ХИМИЧЕСКИЙ ПОДХОДЫ В ГЕОХИМИИ ЭНДОГЕННОГО УГЛЕВОДОРОДНОГО СИНТЕЗА
А.И.Малышев
Институт геологии и геохимии УрО РАН, Екатеринбург; malyshev@igg.uran.ru
There are two parts of common physics having common aims and tasks, but very
different in methods of researches – thermodynamics and molecular physics. Thermodynamics operates with empirical data (macrofunctions and macroconditions) and ignores the gist of processes on molecular level. Contrariwise molecular physics analyses the gist of processes on molecular level, but has difficulties with processing of
complex macrosystems. So thermodynamics and molecular physics must be used together if we want to understand the gist of natural processes. Molecular physics may
be very useful in this case, as its methods well describe the gist of some endogenous
processes (for example, physical-chemical evolution of high-temperature volatiles,
genesis of oil and ore deposits).
Как известно, существуют два раздела общей физики, изучающие свойства
тел и изменение состояний вещества, имеющие общие цели и задачи, но резко
различные в методах исследования, термодинамика и молекулярная физика.
Термодинамика изучает макроскопические свойства тел и явлений природы,
оперируя эмпирическими данными (макрофункции и макросостояния) и абстрагируясь от сути процессов, протекающих на молекулярном уровне. Молекулярная физика, напротив, стремиться проникнуть в суть этих процессов, но испытывает затруднения с анализом сложных макросистем. Если макропараметры
системы известны, термодинамика гарантирует точные количественные оценки
макрореакций и макропроцессов. Молекулярная физика раскрывает качественную суть молекулярных процессов в системе. Другими словами, в вопросах состояния вещества методы термодинамики обеспечивают "мощь" физической
науки, тогда как молекулярно-кинетическая теория представляет собой то "зрение" физической науки, которое обеспечивает проникновение в суть процессов
и явлений. Именно поэтому "подходя к рассмотрению изменений состояния вещества с различных точек зрения, термодинамика и молекулярно-кинетическая
теория взаимно дополняют друг друга, образуя по существу одно целое" [3, с.
263]. По крайней мере, так должно быть. В реальности ситуация иная: в эндогенной геохимии давно и безраздельно господствуют термодинамические методы, тогда как молекулярные методы анализа не применяются. Значение количественных термодинамических методов для анализа эндогенных природных процессов падает вместе с ростом числа неизвестных параметров: системы термодинамических уравнений становятся плохо обусловленными или вырожденными, а термодинамические построения – субъективными. Как правило, их "научность" или "ненаучность" определяется согласием или несогласием большинства
научного сообщества с используемыми для расчетов исходными параметрами,
т.е. "общепринятостью" подхода. Однако "общепринятые" исходные положения
далеко не всегда адекватны реальности. Отсюда следует как нестабильность самих геохимических парадигм, построенных на базе термодинамике, так и воз159
можность возникновения на их фоне ряда столь же "научно обоснованных", но
довольно экзотических концепций. В условиях плохой обусловленности или вырожденности термодинамических систем молекулярно-химические методы могут быть особенно полезны.
Наиболее существенны и значимы для геохимии нафторудогенеза различия
между термодинамическими и молекулярными методами в интерпретации критических параметров вещества. Термодинамика, базируясь на макроподходе,
интерпретирует критические параметры вещества с позиций исчезновения межфазных границ. С термодинамической точки зрения критические параметры
простых веществ большого значения не имеют: в природе чистые вещества
практически не встречаются, а критические параметры их смесей уникальны для
каждой смеси. С точки зрения молекулярной физики критические параметры
вещества – это, прежде всего, физико-химические константы чистых веществ,
определяющие возможность или невозможность возникновения межмолекулярных связей (конденсация вещества). Параметры уникальны для каждого вида
молекул (чистых веществ) и не зависят от химического состава смесей. Они определяют направленность газожидкостного разделения в природных процессах и
поэтому имеют большое практическое значение.
Суть критических параметров с молекулярной точки зрения можно охарактеризовать следующим образом. Критическая температура для каждого вида молекул определяет тот уровень энергии теплового движения молекул, при превышении которого образование устойчивых связей между этими молекулами
невозможно вне зависимости от степени сжатия (величины эффективного расстояния между молекулами). При меньшем уровне тепловых колебаний образование межмолекулярных связей становится возможным прежде всего для наименее активных молекул. При этом чем меньше эффективное расстояние между
молекулами (чем выше давление) и чем меньше энергия теплового движения
молекул (ниже температура), тем большее число молекул будет входить в состав
связанных молекулярных агрегатов (в конденсат). Таким образом, вещество при
температуре выше критической – это безусловно газ, тогда как при температуре
ниже критической оно может находиться как в жидком, так и в газообразном состоянии.
Что касается критического давления, то с термодинамической точки зрения
любые различия между газообразным и жидким состояниями вещества исчезают, если величина давления превышает критическое значение. С молекулярной
точки зрения, между газообразным и конденсированным состояниями сохраняется главное фундаментальное различие – наличие межмолекулярных связей в
конденсированном состоянии или их отсутствием в газообразном. За счет наличия межмолекулярных связей вещество в конденсированном стремится сформировать компактные агрегаты. Эти агрегаты имеют низкую мобильность по сравнению с молекулами газа, который более подвижен и стремиться распространиться на все доступное пространство. Возможность быстрой пространственной
дифференциации определяет направленность очень многих природных процессов. Поэтому данное различие становится ключевым для эволюции газовых смесей в условиях открытых природных системах.
160
Что касается величины общего газовой смеси, то при температурах ниже
критической для входящего в состав смеси вещества оно лишь определяет баланс между его газовой и конденсатной составляющими – в составе газовой
смеси остается лишь та часть вещества, парциальное давление которой не превышает давление насыщения для данного вещества в чистом виде. Таким образом, если в состав газовой смеси входят вещества, критические температуры которых превышают текущую температуру смеси, то эти вещества могут находиться как в жидком, так и в газообразном состоянии при сколь угодно высоком общем давлении смеси; изменения (рост) общего давления будут вызывать
соответствующие изменения (уменьшение) относительных парциальных давлений этих веществ, тогда как их абсолютные парциальные давления будут оставаться постоянно на уровне давлений насыщения этих веществ при данной
температуре.
Можно привести следующие примеры различий между термодинамическим и
молекулярным подходами в интерпретации критических параметров для смешанных веществ. В термодинамике критическая температура 10%-ного раствора
NaCl в воде составляет 423°С. С точки зрения молекулярной химии фазовые
границы действительно исчезают при 423°С, но нетрудно показать [2], что в образовавшейся "газовой" смеси присутствуют четыре вещества с различными
критическими параметрами (H2O, HCl, NaOH, NaCl). Более того, NaOH и NaCl
еще не достигли своих критических температур по-прежнему частично находятся в конденсированном (аэрозольном состоянии) состоянии. Следующий пример: с точки зрения термодинамики для воздуха критическая температура соответствует 140.6°С, критическое давление – 3.77 МПа; с молекулярной точки
зрения воздух является смесью простых веществ с индивидуальными критическими параметрами, конденсация и испарение каждого вещества (H2O, C2O, N2 и
др.) происходит независимо в соответствии с его критическими характеристиками и парциальными давлениями насыщения.
Возможности термодинамического подхода в анализе изменений агрегатного
состояния флюидных потоков с целью построения модели образования залежей
нефти и газа исчерпывающе иллюстрирует работа О.Ю. Баталина и Н.Г. Вафиной [1]. Несмотря на детальную проработанность предложенной модели, она
имеет адаптационный характер, представляя собой довольно сложный вариант
объяснения наблюдающихся фактов, не затрагивая сути процессов нафтогенеза
и практически не имея прогнозной значимости. Молекулярный подход, напротив вскрывает суть нефтеобразования и позволяет прогнозировать где и с какой
интенсивностью протекают процессы естественного углеводородного синтеза.
Природа сама свидетельствует в пользу молекулярно-физического подхода:
планетарные атмосферы, как правило, представляют собой сложные многокомпонентные смеси, но именно по законам простых веществ на Земле идет дождь,
на Марсе образуется изморозь диоксида углерода, на Венере формируются облака концентрированной серной кислоты, а на Титане выпадают осадки жидких
углеводородов. По тем же законам эволюционируют смеси газообразных соединений и в недрах планет. На Земле, в частности, из потоков газообразных соединений по мере снижения температуры выпадают [2]: сначала конденсат элемен161
тарной серы (что обусловливает практически все процессы рудообразования),
затем воды (водный барьер нейтрализации и волна кислотности, формирование
вторичных кварцитов и месторождений золота), диоксида серы (гипс), сероводорода и диоксида углерода (естественный углеводородный синтез, возникновение предбиогенных состояний).
Что касается естественного углеводородного синтеза, то нетрудно показать,
что наиболее активно он протекает в специфических PT-условиях (PTловушках). По мнению автора, среди этих ловушек наибольшее значение имеют
ловушки критической температуры (K-ловушки) и ловушки принудительного
охлаждения (T-ловушки).
Работа выполнена при поддержке по проекту № 12-И-5-2060 Программы
инициативных проектов УрО РАН.
Литература
1. Баталин О.Ю., Вафина Н.Г. Конденсационная модель образования залежей нефти и
газа. М.: Наука, 2008 248 с.
2. Малышев А.И. Сера в магматическом рудообразовании. Екатеринбург: ИГГ УрО
РАН, 2004. 189 с.
3. Савельев И.В. Курс общей физики. Т. 1. М.: Наука, 1987. 432 с.
НЕТРАДИЦИОННЫЕ РЕСУРСЫ УГЛЕВОДОРОДОВ В МИРОВОМ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКОМ БАЛАНСЕ: НЕКОТОРЫЕ ОЦЕНКИ И ПРОГНОЗЫ
А.М. Мастепанов
Институт проблем нефти и газа РАН
119333 Москва, ул. Губкина д. 3.
The report shows that the world is on the threshold of global energy change, that the energy
deficit does not threaten mankind, that the global surplus of energy resources is coming. Thus,
the main task is not energy supply as such, but minimization of the total costs of energy supply.
This will lead to fierce competition between different sources of conventional and unconventional hydrocarbons, and between hydrocarbon, low-carbon and non-carbon energy in General.
Анализ развития экономики и энергетики за последние десятилетия свидетельствует, что мир стоит на пороге глобальных энергетических изменений, находясь в состоянии, характеризующимся необходимостью решения таких проблем, которые означают серьёзные качественные сдвиги в развитии глобальной
энергетики, которая, возможно, вступает в фазу формирования нового
энергетического порядка.
В частности, начало ХХI века ознаменовалось созданием эффективных технологий разработки и освоения разных типов нетрадиционных ресурсов углеводородов, которые, наряду с возобновляемыми источниками энергии (ВИЭ), заставляют переосмыслить сложившиеся представления о проблемах и перспективах всего мирового энергетического баланса.
162
Так, развитие знаний о природе и генезисе углеводородных ресурсов и создание соответствующих технологий их эффективной разработки привело к тому,
что тезис об угрозе энергетического дефицита звучит всё реже. В последние годы о нём говорят либо по инерции, либо в чисто конъюнктурных, спекулятивных целях, для «проталкивания» тех или иных решений, проектов или технологий. Особенно злоупотребляют такими заявлениями ярые поборники ВИЭ.
Тем самым можно прогнозировать перелом в энергетической философии философии угрозы нехватки энергии, которая довлела над человечеством более
полувека со времён так называемого Римского клуба. Более того, эти же научные и технологические достижения дают основание с высокой вероятностью утверждать, что энергетический дефицит человечеству не грозит, что на него
надвигается глобальный профицит энергоресурсов.
Этот энергетический профицит обуславливается совокупностью целого ряда
условий и факторов, совпадающих во времени:
• развёртыванием процессов глобализации;
• развитием и распространением технологий эффективного использования
нетрадиционных ресурсов углеводородного сырья;
• формированием новой технологической базы экономических систем, основанной на использовании новейших достижений в области биотехнологий, информатики и нанотехнологий, что может существенно снизить их потребности в первичных энергоресурсах;
• неизбежностью появление и принципиально новых, прорывных, революционных высокоэффективных технологий как производства новых энергоресурсов, так и их дальнего транспорта;
• исчерпанием к 2030-2035 гг. последней волны быстрого индустриального роста и, соответственно, роста энергопотребления, что может привести к стабилизации потребления природных ресурсов и индустриальной экономики в целом. Это означает, что в долгосрочной перспективе (за пределами 2040-2050 гг.)
спрос на сырьё и традиционные энергоносители будет расти всё медленнее, затем стагнировать, а затем и вовсе снижаться.
Кроме того, новые технологии и технические решения, обеспечившие эффективную добычу углеводородов из нетрадиционных источников (сланцевого газа
и метана угольных пластов, тяжёлой и высоковязкой нефть, нефти из природных
битумов и сланцев), не только увеличивают ресурсы этих энергоносителей, но и
кардинально меняют геополитическую ситуацию в мире. Причём, складывающаяся тенденция к расширению вовлекаемого в эксплуатацию спектра природных объектов, содержащих нефть и газ, характеризующихся не только разными
условиями нахождения в земной коре, но и географией размещения, может повлиять на дальнейшее развитие мировых энергетических рынков и существенным образом изменить «расстановку сил» и деление государств на страныэкспортёры и страны-импортёры.
В условиях энергетического профицита главной задачей становится не энергообеспечение как таковое, а минимизация совокупных затрат общества на своё
энергообеспечение, что приведёт к ожесточённой конкурентной борьбе как ме163
жду различными источниками традиционных и нетрадиционных углеводородов,
так и между углеводородной и неуглеводородной энергетикой в целом.
Более того, в конкурентном глобализирующемся мире в ближайшие годы и
десятилетия будет происходить своеобразное соревнование технологий. И от того, какие из них быстрее выйдут на рынок – новые технологии производства новых энергоресурсов (использование газогидратов, матричной нефти, энергии
приливов и отливов, температурного градиента океана, того же термояда и др.),
или технологии, обеспечивающие эффективный транспорт традиционных энергоресурсов на большие расстояния (природного газа в гидратном состоянии, использование эффекта сверхпроводимости при передаче электроэнергии по криогенному кабелю, хемотермическая передача энергии, в частности – атомное хемотермическое дальнее теплоснабжение, и др.), будет зависеть мировой энергетический ландшафт середины XXI века. И, конечно же, судьба основных экспортёров энергоресурсов, в том числе и России.
Энергетика является важнейшей составной частью всех мирохозяйственных процессов, причём каждый этап или стадия экономического развития опирается на определённый тип энергетики, набор источников энергии, доминирующие технологии,
особенности пространственной и корпоративной организации. В частности, в настоящее время в развитых странах начался переход к постиндустриальному типу
развития, который выражается в первую очередь в возрастающей конвергенции
энергетики с другими сферами экономики и общества. Эта конвергенция ведёт к
повышению роли структурной, организационной и интеллектуальной составляющей в общем энергетическом потенциале. Тем самым развитые страны перейдут к формированию новой технологической базы экономических систем, основанной на использовании новейших достижений в области биотехнологий, информатики и нанотехнологий, что также может существенно снизить их потребности в первичных энергоресурсах.
Одновременно резко возрастают экологические ограничения развития энергетики: и как требование охраны окружающей среды как таковой (сохранения её в
максимально возможной степени), и в целях ограничения (сокращения, снижения)
эмиссии парниковых газов, и в целом - в рамках философии устойчивого развития
экономики и энергетики. Экологические требования лежат в основе и стремления
к опережающему развитию неуглеродной энергетики.
Развитие добычи углеводородов из нетрадиционных источников и возобновляемой энергетики, ставшее технически возможным и экономически целесообразным в результате разработки и применения новых технологий и технических
решений, в свою очередь сопровождается необходимостью использования ещё
более новых и более сложных технологических решений. При этом создание новых энергетических технологий отличается региональной неравномерностью и
высокой степенью концентрации в отдельных странах.
В каждый конкретный период времени предстоящего периода в целях энергообеспечения общества будет решаться балансовая оптимизационная задача,
учитывающая не только всё многообразие факторов спроса и предложения, и
необходимые для этого финансовые ресурсы, но и учитывающая последние достижения научно-технологического прогресса. Так, например, новейшие техни164
ческие и технологические решения в части добычи углеводородов на шельфе
арктических морей, повышения нефте- и газоотдачи разрабатываемых месторождений и освоения нетрадиционных источников нефти и газа позволят найти
оптимальное соотношение каждого из этих направлений нефтегазодобычи.
Говоря о стоимости энергии, надо понимать, что для потребителя важна конечная её стоимость, то есть та цена, по которой он покупает тот или иной энергоресурс. В этом отношении нетрадиционные углеводороды, как и ВИЭ, проигрывая в стоимости добычи (производства), выигрывают в том, что они разрабатываются рядом с районами потребления при минимальных затратах на транспортировку. Собственно говоря, именно отсутствие подобных затрат и делает
нетрадиционные ресурсы конкурентоспособными в настоящее время.
Имеющиеся оценки издержек производства различных видов традиционных
и нетрадиционных углеводородов, сделанные зарубежными и отечественными
специалистами, при всех их различиях и спорности, показывают, что общая тенденция прослеживается достаточно определённо: в перспективе ожидается
ожесточённая конкурентная борьба как между различными источниками нефти
и газа, так и районами их производства. Причём итоги этой борьбы предсказать
достаточно трудно. Во-первых, стремительно снижаются издержки производства,
связанные с добычей нефти и газа из нетрадиционных источников. Во-вторых,
достаточно появиться двум-трём новым прорывным технологиям, и ожидаемая
картина может поменяться самым кардинальным образом.
Однако хотя издержки производства, связанные с добычей нефти и газа из нетрадиционных источников, быстро снижаются, надо понимать, что для инициирования крупных новых проектов с использованием новых технологий цены на углеводороды, и энергию в целом, должны быть с одной стороны - достаточно высокими, чтобы стимулировать их производство, но с другой - оставаться приемлемыми для потребителей, стимулируя рост энергоэффективности, но не препятствуя экономическому развитию.
В целом в мировой энергетике можно спрогнозировать следующий глобальный тренд: переход от нефти и газа к новым и возобновляемым источникам энергии будет лежать через освоение нетрадиционных источников углеводородного
сырья, ресурсы которого на порядок превышают традиционные источники нефти
и газа. Поэтому с экономической точки зрения подготовка и промышленное освоение альтернативных нетрадиционных объектов добычи, например, газа, будут
оправданными.
165
ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НАХОЖДЕНИЯ НЕКОНВЕНЦИОНАЛЬНЫХ СКОПЛЕНИЙ УВ В ЮГО-ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ ДОНБАССА
С.А. Мачулина
Институт геологических наук НАН Украины, ул. О. Гончара 55-б, г. Киев, 01054
The geologic conditions of the unconventional hydrocarbon accumulations in the southwestern part of the Donbass, where are widespread tectonic and magmatic-hydrothermal
processes and carbon-bearing sediments of Devonian and Carboniferous age are described. Accumulations anthraxolite and rare bitumen (elaterity) in this part of the Donbass allow to predict here the opening of commercial hydrocarbon accumulations and natural bitumen.
Открытым полигоном для исследования особенностей залегания, распространения и условий образования неконвенциональных (нетрадици-онных) скоплений углеводородов (УВ) является юго-западная часть Складчатого Донбасса
(СД) (зона Южно-Волновахского глубинного разлома), где в последние десятилетия в зоне развития мощной углеродисто-терригенно-карбонатной формации выявлены проявления нафтидов, а также природные производные нефти разного типа и генезиса (кериты, асфальтиты, оксикериты, антраксолиты и др.). Не маловажно, что в данной зоне широкое распространение получили толщи черных сланцев верхнедевонско-нижнекаменноугольного возраста, обогащенные Сорг, развиты
процессы углеродистого метасоматоза в карбонатных толщах нижнего карбона
(рис. 1), подводный вулканизм, глинистый диапиризм, дайковый магматизм, гидротермальные поля с сульфидными образованиями типа черных курильщиков
(Мачулина, 2004, 2008, 2010) и др.
Рис. 1. Обнажение визейской части углеродисто-терригенно-карбонатной формации
Южно-Волновахской зоны разлома (Донбасс).
166
Следует отметить, что юго-западная часть СД входит в состав широтной
Центрально-Украинской мегазоны активизации, которая является частью общепланетарной системы сквозных долгоживущих линейных структур (Галецкий и
др., 2004). Эти структуры отличаются повышенной эндогенной и геодинамической активностью, длительной историей геологического развития (архей – современный етап), высокой проницаемостью гидротермальных растворов, высокой
рудонасыщенностью, а также нефтегазоносностью. В пределах СД ЦентральноУкраинская мегазона активизации контролирует месторождения флюорита
(Волновахское, Бахтынское), ртути (Никитовское и др.), золота, серебра, полиметаллов (Бобриковское, Острый Бугор, Журавское и др.). Многие месторождения полезных ископаемых выявлены в углеродистых карбонатно-терригенных
отложениях нижнего карбона и имеют гидротермальный генезис. Следует отметить приуроченность таких месторождений к зонам разломов, узлам их пересечения или оперяющим трещинам. Например, в зоне пересечения ЮжноВолновахской и Грузско-Еланчикской разломных зон, образовалась ПокровоКиреевская грабеновая структура, где открыто месторождение флюоритовых руд.
Это
рудопроявление
сопровождается
образованием
гидротермальной
минерализации представленной флюорит-кварцевой ассоциацией, формировавшейся при температурах 280-2200С с образованием углеродистых осерненных
оксикеритов. Ранее предполагалось, что образование последних произошло в
результате экстрагирования битумоидов из доломитизированных известняков и
черных аргиллитов, обогащенных ОВ (Диденко, 1985).
В Докучаевском районе юго-западной части СД в карбонатных отложениях
нижнего карбона локализованы ртутные рудопроявления. Здесь же, в ассоциации
с киноварью, кальцитом, флюоритом, баритом, пиритом, халькопиритом и галенитом в кварце были выявлены ксеногенные микровключения антраксолита –
продукта высшей карбонизации битумов. Крупное проявление антраксолитов было исследовано автором в разломной зоне Восточно-Доломитового карьера. Здесь
значительное скопление антраксолита было сосредоточено в жилах кальцита и в
пористых турнейских доломитах в парагенезисе с флюоритом. Исходным веществом антраксолитов могли быть как гумусовый и сапропелевый материалы нижезалегающих черных сланцев, так и природные битумы, преобразованные под действием термальнометаморфических, гидротермальных и миграционных процессов. В этой связи, антраксолиты интересны как возможные показатели условий
миграции углеводородных флюидов, а также как источники редких, рассеянных и
редкоземельных элементов.
В глубоких карьерах Южно-Волновахской зоны разломов нашими исследованиями были выявлены проявления миграционных битумоидов в известняках и
мергелях визейского яруса, а также в турнейских пористых доломитизированных
известняках куполообразной формы (биогермных постройках), приуроченных к
тектонически дислоцированным зонам. Невысокие (6-10 м) биогермы были буквально пропитаны миграционным битумом, который сочился из крупных каверн. Кроме этого, в разрушенных взрывными работами биогермах, наблюдалось глинисто-битуминозное вещество пластичной консистенции, которое заполняло вертикальные трещины шириной от 5 до 40 см, уходившие на глубину.
167
Пластичное битуминозное вещество было названо стылитом (по названию карьера, в котором были обнаружены самые большие объемы пластичного битума)
(Мачулина, Полетаев, Баженова и др., 2003) (рис. 2).
Рис. 2. Природный пластичный битум – стылит (Донбасс)
Стылит медленно затвердевает на поверхности, образуя корки; по своим
внешним и физическим свойствам он имеет сходство с битумами класса элатеритов. Природа таких нафтоидных битумов до конца не изучена в силу их редкой встречаемости. Известные в мировой практике элатериты, куда входит редкий битум – вурцелит, позволяют исследователям связывать их происхождение
с полимеризацией углеводородов первичного возгона. При этом, в низкотемпературную фазу гидротерм осевшие по трещинам продукты возгонов подвергаются бактериальной переработке и изменениям (Успенский и др., 1964). Основная масса элатерита, придающая ему пластичные свойства, сложена нерастворимыми полимерными веществами способными только набухать в органических
растворителях. В мировой геологической практике наиболее изученными являются элатериты из нижнекаменноугольных отложений Дербишайра (Англия),
элатерит из Боливии и элатерит из провинции Онтарио в Канаде. Сопоставление
результатов битуминологического анализа донбасского стылита с элатеритами
США и Англии представлено в таблице, из которой следует, что стылит отличается повышенным содержанием углерода (С) и пониженным водорода (Н), что,
возможно, свидетельствует об образовании исходных (первичных) УВ в более
жестких термобарических условиях. Стылит, элементный анализ и физические
свойства (пластичность, набухание) которого схожи с элатеритами, требует
дальнейшего изучения. Автор считает, что вертикально жильная форма залегания стылита обусловлена воздействием тектонических напряжений. Корни жилвыпотов могут быть связаны с глубоко залегающей нефтью или отложениями,
обогащенными ОВ. Жильные битумы известны как среди нафтидов, так и среди
168
нафтоидов. В большинстве известных случаев формированию жил способствует
изначально вязкая консистенция нефти, что убедительно доказывается фактом
нахождения в теле жилы обломков вмещающей породы. По этой причине в стылите присутствуют мелкие и острые обломки кремнистых сланцев.
Сравнительная битуминологическая характеристика элатеритов Англии,
США и Донбасса.
Образец
Элатерит (Англия)
С
82,74
82,55
H
12,74
11,59
N
0,77
0,97
S
1,34
0,61
O
2,44
4,48
Вурцилит (Юта, США)
82,18
10,89
1,81
3,24
1,88
Стылит (Донбасс)
86,53
2,03
0,10
5,62
5,72
В некоторых карьерах юго-западной части СД стылита так много, что он вывозится БЕЛАЗами в отвалы.
Приведенные данные о наличии битумопроявлений разного типа и генезиса,
наличия широкого спектра углеродистых веществ в пределах юго-западной части СД, позволяют связывать с зоной Южно-Волновахского глубинного разлома
определенные перспективы в отношении открытия промышленных скоплений
УВ и природных битумов на относительно небольших глубинах.
ЛИТОЛОГО-ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ДОМАНИКОИДНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН
В.П.Морозов, И.Н.Плотникова, А.Н.Кольчугин, А.А.Ескин, Э.А.Королев,
Ф.Ф.Носова, Пронин Н.В.
Казанский федеральный университет
В связи с изучением проблемы сланцевой нефти и сланцевого газа особый
интерес представляют высокоуглеродистые толщи доманикоидного типа, широко развитые в в пределах Волго-Уральского региона. Стратиграфически они
приурочены к среднему отделу франского яруса, и представлены семилукским и
речицким горизонтами. На большей части Татарстана и в целом УралоПоволжья отложения этих горизонтов представлены типичными доманикоидными фациями – переслаиванием известняков, мергелей, кремнистых тонкослоистых сланцев, в различной степени битуминозных. Мощности отложений горизонта на территории Татарстана меняются от 10-15 м в центральных частях
некомпенсированных Камско-Кинельских прогибов, до 50-60 м на ЮжноТатарском своде. Содержание органического вещества Сорг в пределах Татарстана и в целом Волго-Уральского региона по данным Кирюхиной, Фадеевой и др.
169
(Кирюхина, Фадеева и др., 2013) меняется в широких пределах и может достигать 10-15%. При этом распространение органического вещества имеет явно выраженную закономерность. Так наибольшие содержания органического вещества приурочены к прослоям черных кремнистых тонкослоистых сланцев, наименьшие – к серым по окраске прослоям карбонатных пород.
Внешне породы характеризуются тонкой горизонтальной и субгоризонтальной слоистостью, с чередованием черных, темно-серых и светло-серых по окраске
слойков различной мощности от долей миллиметра до десятков сантиметров. Согласно большому числу исследователей (Маклеод, 2005; Хаин, Полякова, 2012;
Карпунин, Миронов, 2012; Готтих, Писоцкий, 2006 и др.) накопление черносланцевых формаций, в том числе и доманикитов Волго-Уральского региона осуществлялось в условиях тектонической и вулканической активизации региона и повышенной активности флюидных систем, поступающих в бассейн осадконакопления. В частности в пределах Волго-Уральской области формирование данных отложений совпадает с развитием внутриплатформенных некомпенсированных
Камско-Кинельских прогибов. Кроме того, на территории Татарстана отмечены
толщи вулканических пород в нижнем отделе франского яруса (Тектоническое и
нефтегеологическое …, 2006), которые также свидетельствуют о тектономагматической активизации региона во франском веке. По данным Р.С.Сахибгареева (Сахибгареев, 1976) развитие доманиковых фаций по времени совпадает с развитием
интенсивных тектонических движений, а высокая биологическая продуктивность
обязана появлению аномально повышенных температурных полей за счет поступления по тектоническим флюидопроводящим путям эксгаляций и гидротерм, а
вместе с ним и питательных солей. На последнее также указывает К.М.Седаева
(Седаева, 2011), связывающая всплеск развития кремнистых организмов с периодами вулканической активизации, и поступлением больших объемов кремнезема с
гидротермальными растворами. Это же подавляло биогенную карбонатную седиментацию, в том числе и вследствие увеличения количества углекислоты, которая
также в больших объемах поступала в бассейн седиментации.
При этом по мнению Маклеода (Маклеод, 2005) повышенные содержания углекислоты, метана, железа и других продуктов вулканической деятельности
сначала приводит к всплеску биологической жизни, а затем к быстрому массовому вымиранию, что и провоцирует появлению толщ обогащенных органическим веществом.
Данные Афанасьевой (Афанасьева, 2000) по палеоэкологическим реконструкциям доманикового времени в Тимано-Печорском бассейне, также не отрицают влияния вулканизма, как фактора всплеска биологической жизни, о чем
свидетельствуют находки значительного числа органических остатков в карбонатных прослоях доманиковых толщ. Они же по ее мнению, при условии застойных условий могут вызывать сероводородное заражение придонного слоя
воды, тем самым сохраняя последующие массы накапливающегося планктоногенного органического материала от окисления (рис. 2).
Таким образом, в условиях осадконакопления доманиковых толщ среднего
девона не последнюю роль оказывал активизировавшийся к тому времени тектонический и сопутствующий ему вулканический режим. Это проявлялось в пе170
риодическом пульсационном поступлении продуктов вулканических излияний в
морской бассейн, что приводило к всплеску биологической активности и последующему захоронению больших объемов органического вещества. В связи с
чем, в строении доманикитов, довольно отчетливо проявляется цикличность в
строении, где кремнистые с высоким содержанием органики породы перемежаются с карбонатными, содержащими значительно меньше рассеянного органического вещества.
Объектом собственных исследований авторов послужил керновый материал
3-х скважин, вскрывших отложения доманика. Основными методами его исследования были: оптико-микроскопический анализ, рентгеновская дифрактометрия, термический анализ, электронная микроскопия, рентгеновская томография,
методы геохимического исследования органического вещества.
Результаты анализов показали, что изученные отложения сложены пелитоморфно-мелкозернистым материалом, иногда формирующим тонкую слоистость. Интересными, на наш взгляд, оказались наблюдения за текстурами пород. В керне отчетливо наблюдается слоистость, обычно она является горизонтальной, что свидетельствует в пользу формирования отложений в спокойных
гидродинамических условиях, однако нередко, особенно в тонкослоистых образованиях, обнаруживаются следы перемыва осадков (рис. 1). Подобные текстуры не относятся к числу распространенных, т.к. чаще наблюдается горизонтальная слоистость, однако они обнаруживаются в керне достаточно регулярно. Последнее, вероятно, указывает, что формирование осадков происходило на глубинах ниже уровня базиса волнового воздействия, но кратковременно осадконакопление осуществлялось и выше него, что может быть связано с эвстатическими
колебаниями уровня моря.
Диагностика
горных
пород
показала, что среди них присутствуют
кремнистые образования, известняки и
смешанные по составу кремнистокарбонатные породы. При этом
разрезы сложены преимущественно
пелитоморфными
известняками
и
кремнисто-карбонатными породами,
кремнистые породы встречаются довольно редко.
Органическое вещество, присутствующее в породах в количестве до
20%, связано с кремнистыми и кремнисто-карбонатными образованиями.
Причем наблюдается довольно строгая
зависимость «чем больше кремнезема,
Рис. 1. Микрослоистость в карбонатнотем больше в породах органического
кремнистой породе. Данные рентгеноввещества».
ской томографии
По
минеральному
составу
в
объектах
исследования,
согласно
171
данным рентгенографического аналиаанализа, кроме известных минералов таких как кальцит, доломит, кварц, мусковит, пирит обнаруживаются Mg-кальцит
и Fe-доломит. Два последних минерала, согласно данным электронной микроскопии, следует относить к вторичным. Глинистые минералы в изученных образцах не обнаружены, хотя подобные образования часто называют глинистокремнисто-карбонатными.
Весьма интересные данные получены при изучении образцов под электронным микроскопом. Они свидетельствуют, что все компоненты пород в той или
иной мере подверглись перекристаллизации, что проявляется в укрупнении зерен и их идиоморфности. Эти же данные свидетельствуют, что породы не являются плотными, т.к. поры, размер которых меньше размера слагающих породу
минералов, встречаются постоянно (рис. 2).
Присутствующее в породах органическое вещество – углеводороды – обнаруживается в двух видах. Первый – это рассеянное сингенетичное органическое
вещество, присутствующее в кремнистых или
кремнисто-карбонатных
породах. Второй вид ОВ –
эпигенетическое органическое вещество, которое,
по-видимому, представляет собой подвижные
миграционные
углеводороды.
Эти два вида органического вещества довольно существенно отличаРис. 2. Кремнисто-карбонатная порода по данным
ются друг от друга по
электронной микроскопии
групповому составу. Органическое вещество второго типа состоит из более легких и, соответственно,
более подвижных углеводородов, что подтверждается данными термического
анализа, а также результатами изучения группового состава битумоида.
Литература
1. Афанасьева М.С. Радиолярии и экологические особенности бассейнов доманикового
типа // Геология, геофизика и разработка и газовых месторождений. – М., 2000. – С. 24-33.
2. Хаин В.Е., Полякова И.Д. Углеродистые металлоносные отложения океанской аноксии в фанерозойской истории Земли // Океанология. – 2012 – Т.52. – № 3. – С. 423-437.
3. Геология Татарстана: стратиграфия и тектоника / Под ред. Б.В.Бурова – М.: ГЕОС,
2003. – 402 с.
4. Кирюхина Т.А., Фадеева Н.П., Ступакова А.В., Полудеткина Е.Н., Сауткин Р.С. Доманиковые отложения Тимано-Печорского Волго-Уральского бассейнов // Геология
нефти и газа. – 2013. – № 3. – С. 76-87.
172
5. Маклеод Н. Причины массового вымирания организмов: статистическая оценка многофакторных сценариев // Геология и геофизика. – 2005. – № 9. – С. 993-1001.
6. Седаева К.М. Особенности биоминерализации на критических рубежах позднего палеозоя // Теория минералогии, минералы и минераловедение, биоминералогия «Минералогические перспективы – 2011». – Сыктывкар: . ИГ Коми УрО РАН, 2011. – С. 148-150.
7. Карпунин А.М, миронов Ю.Б., Бузовкин С.В., Соболев Н.Н. Эпохи уранового седиментогенеза черносланцевого типа в осадочных бассейнах Земли // Отечественная геология. – 2012. - № 1. – С. 18-28.
8. Готтих Р.П., Писоцкий Б.И. К вопросу о формировании нефтематеринских толщ //
Георесурсы. – 2006. – № 4(21). – С. 6-11.
9. Тектоническое и нефтегеологическое районирование территории Татарстана /
Р.С.Хисамов, Е.Д.Войтович, В.Б.Либерман и др. / под. ред. Р.С.Хисамова. – Казань: Издво «Фэн» АН РТ, 2006. – 328 с.
10. Сахибгареев Р.С. О связи литологии с флюидодинамическими процессами (на примере доманика русской платформы в аспекте формирования углеводородных скоплений)
// Труды ВНИГРИ. – 1976. - № 387. – С. 47-68.
МОДЕЛИРОВАНИЕ ГЛУБИННОГО АБИОГЕННОГО СИНТЕЗА УГЛЕВОДОРОДОВ: ВЛИЯНИЕ ПРИРОДЫ ДОНОРА УГЛЕРОДА И ВРЕМЕНИ
ВЫДЕРЖКИ РЕАКЦИОННОЙ МАССЫ
Е.Д. Мухина, А.Ю. Колесников, В.Г. Кучеров
Кафедра физики, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина,
г. Москва, Ленинский пр-т, 65
The influence of the carbon donor and exposure time on the composition of products of
abiogenic synthesis of hydrocarbons has been studied at 1200°С and 60 kbar. The experiments
with CaCO3 and MgCO3 as donors of carbon and 40 min and 4 h as exposure time have been
carried out. It is shown that higher exposure time leads to higher hydrocarbon yield and higher
methane concentration.
Согласно теории глубинного абиогенного происхождения углеводородов,
глубинный углеводородсодержащий флюид генерируется в астеносфере Земли,
на глубине от 70 до 250 км, при давлении от 15 до 70 кбар и температуре от
600°С до 1400°С. Затем по глубинным разломам флюид мигрирует к поверхности Земли, где углеводороды аккумулируются преимущественно в осадочных
породах.
Результаты экспериментальных исследований, проведенные разными группами ученых с использованием различных типов оборудования высокого давления [1-8] подтверждают образование углеводородов из различных неорганических веществ, обязательно включающих донор углерода и донор водорода, при
сверхвысоких термобарических параметрах. В некоторых экспериментах в качестве реагента использовалось вещество-восстановитель, в частности
железосодержащие соединения – чистое железо [1,2,7], FeO [2,5,6,7] и оливин
[3].В качестве реагентов в этих работах рассматривались только те вещества,
присутствие которых в мантии Земли не вызывало сомнений. В частности, авто173
ры работы [5] указывали, что при давлении 50 кбар и температуре 1200°С реакция синтеза проходит следующим образом:
nСaCO3 + (9n+3)FeO + (2n+1)H2O Æ nCa(OH)2 + (3n+1)Fe3O4 + CnH2n+2 (1)
В работе группы профессора Кучерова [1] были впервые осуществлены эксперименты, в которых получались углеводородные смеси, аналогичные по составу природному газу. Причём при изменении природы донора углерода были
получены в одном случае «жирный», а в другом случае «сухой» газ. Было показано, что увеличению количества образующихся углеводородов способствует
медленное охлаждение реакционной смеси.
Для исследования влияния природы донора углерода и времени выдержки
реагентов в условиях реакции на процесс абиогенного синтеза углеводородов
при сверхвысоких термобарических параметрах нами были проведены следующие эксперименты:
1) Исходная смесь: CaCO3, FeO, H2O (соотношение масс - 1:13:3), время выдержки – 40 минут. Р = 60 кбар, Т = 1200°С, Время охлаждения – 5 сек (закалка).
2) Исходная смесь: MgCO3, FeO, H2O (соотношение масс - 1:13:3), время выдержки – 40 минут. Р = 60 кбар, Т = 1200°С, Время охлаждения – 5 сек (закалка).
3) Исходная смесь: MgCO3, FeO, H2O (соотношение масс - 1:13:3), время выдержки – 4 часа. Р = 60 кбар, Т = 1200°С, Время охлаждения – 5 сек (закалка).
Для проведения экспериментов использовалась установка высокого давления
УРС-2 (пр-во ТИСНУМ, г.Троицк) и камеры типа «Чечевица». Объем медных
капсул, в которые загружались реагенты, составлял 0.8 см3. Для анализа был использован газохроматографический комплекс на основе прибора «Хроматэк
КРИСТАЛЛ-5000» со специально сконструированным устройством вскрытия
капсул после извлечения их из установки высокого давления и ввода газообразных веществ.
В результате анализа в газообразных продуктах реакции был обнаружен ряд
углеводородов (рис. 2).
Рис. 2. Хроматограмма результатов эксперимента с реагентами CaCO3, FeO, H2O, врем.
выдержки – 40 минут, Р = 60 кбар, Т = 1200°С, врем. охлаждения – 5 сек.
174
В Таблице 1 приведены результаты трёх экспериментов по синтезу углеводородной смеси из неорганических веществ при 60 кбар и 1200°С.
Таблица 1.
Анализ данных, приведенных в таблице 1, показывает, что синтезированные
в экспериментах 1 и 2 углеводородные системы сходны по своему составу. Относительное содержание метана в эксперименте 3 увеличивается по сравнению с
экспериментами 1 и 2, а количество более тяжёлых компонентов, соответственно, уменьшается.
Выводы:
• Установлено, что замена карбоната кальция на карбонат магния не влияет на состав получаемой углеводородной смеси.
• Впервые обнаружено, что увеличение выдержки образца при сверхвысоких термобарических параметрах влияет на общее количество углеводородов и
их состав – выход продуктов увеличивается, образуется более сухой газ.
• В продуктах реакции непредельные углеводороды, об образовании которых сообщалось в работах [3,8] не обнаружены.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Кучеров В.Г., Колесников А.Ю., Синтез сложных углеводородных систем при термобарических параметрах, соответствующих условиям верхней мантии. ДАН, 433, № 3,
361-364, 2010;
2. Sharma et al., In Situ Diamond-Anvil Cell Observations of Methanogenesis at High Pressures and Temperatures. Energy & Fuels, DOI: 10.1021/ef9006017, 2009;
3. Weng, K., Wang, B., Xiao, W., Xu, S., Lu, G. & Zhang, H., Experimental study on hydrocarbon formation due to reaction between carbonates and water or water-bearing minerals in
deep Earth. Chin. J. Geochem. vol. 18, p. 115, 1999;
4. Kolesnikov A., Kutcherov V.G., Goncharov A.F., Methane-derived hydrocarbons produced
under upper-mantle conditions. Nature Geosci, № 2. P. 566–570, 2009;
175
5. Kutcherov, V. G., N. A. Bendiliani, V. A. Alekseev, and J. F. Kenney, Synthesis of hydrocarbons from minerals at pressure up to 5 GPa. DAN, 387(6), 789–792, 2002;
6. Scott, H. P., R. J. Hemley, H. Mao, D. R. Herschbach, L. E. Fried, W. M. Howard, and S.
Bastea, Generation of methane in the Earth’s mantle: In situ high pressure-temperature measurement of carbonate reduction. Proceedings Nat. Ac. Sci., 101, 39, 14023-14026, 2004;
7. Jakobsson S., Holloway J. R., Mantle melting in equilibrium with an Iron–Wustite–
Graphite buffered COH-fluid. Contrib Mineral Petrol, 155:247–256 DOI 10.1007/s00410-0070240-6, 2008;
8. Chepurov A.I., Fedorov I.I., Experimental study of intake of gases by diamonds during
crystallization. Journal of Crystal Growth 198/199, 963967, 1999.
O ВОЗМОЖНОМ МЕХАНИЗМЕ ГАЗОГЕНЕРАЦИИ
В ПЕРСПЕКТИВНЫХ НА “СЛАНЦЕВЫЙ” ГАЗ ОТЛОЖЕНИЯХ
(НА ПРИМЕРЕ ВОЛЫНО-ПОДОЛИИ, ЗАПАД УКРАИНЫ)
И. М. Наумко, И. М. Куровец, С. С. Куровец
Институт геологии и геохимии горючих ископаемых НАН Украины,
ул. Наукова, 3-а, г. Львов, 79060, Украина, e-mail: igggk@mail.lviv.ua
Ивано-Франковский национальный технический университет нефти и газа,
ул. Карпатская, 15, г. Ивано-Франковск, 76000, Украина, e-mail: kurovec@i.ua
We have proposed a possible mechanism of gas generation in a porous space with further capturing of methane into fluid inclusions and closed pores of argillites in promising for “shale”
gas Paleosoic complexes of the Volyn-Podillya already, strictly speaking, as the “shale” gas
based on the received data about a composition of volatile with an attraction of literary information about sorption-generation processes of methane formation in the coal.
Мировой опыт свидетельствует, что перспективность породных комплексов
на “сланцевый” газ в общем определяется такими основными показателями как
содержание органического вещества (не ниже 1 %), степень термической зрелости органического вещества по отражающей способности витринита (больше
единицы) и содержание глинистого материала (не более 50 %) (к примеру [1]).
Выполненные исследования граптолитовых аргиллитов породных комплексов нижнего палеозоя (ордовик, силур) Волыно-Подолии (запад Украины) показали [12], что в них выдерживаются данные критерии, что согласуется с материалами по прилегающей территории Польши [13, 5]. Это позволило сделать вывод о наличии условий для прохождения процессов газообразования при превращении органического вещества в “сланцевый” газ, однако неясным оставался
механизм газогенерации.
С этой целью нами использованы первые данные о составе летучих компонентов флюидных включений в минералах и закрытых пор аргиллитов по разрезу
параметрической скважины 1-Лищынская во Львовском палеозойском прогибе
[12] (с учетом [9]) с привлечением сведений о сорбционно-генерационных процессах образования метана в угле [2, 10]. При этом мы исходили из принципиального единства природы и путей преобразования рассеянных и концентриро176
ванных форм органического вещества, ведь исследованные нами граптолитовые
аргиллиты и уголь отличаются лишь количеством органического вещества.
Состав летучих веществ, относительные газонасыщенность и водонасыщенность определяли мас-спектрометрического химическим методом [8]. Пробу измельчали в специально сконструированной металлической ступке, что сближает
процесc с условиями дробления в зоне искусственного гидравлического разрыва. Установлено преобладание СН4 (до 100 об. %) и наличие, что важно отметить, С2Н6 (первые %), а также СО2 и N2. Низкие значения относительной газонасыщенности в аргиллитах (0,08–0,27 Па) подтверждают традиционные представления, что источником летучих соединений является органическое вещество, преобразование которого происходило при невысоких (преимущественно,
литостатических) давлениях. Это соответствует термодинамическим расчетам
[11] о граничных давлениях генерации газов в процессе дегидратации органического вещества в земной коре. Отсутствие паров воды может указывать на “сухость” углеводородсодержащих систем в аргиллитовой толще, т. е. на преобладание метанизации над углефикацией. Очень высокая суммарная весовая концентрация летучих компонентов во флюидах (12,440–61,600·10-6 г/г пробы), а также на порядок высшая относительная газонасыщенность и изотопный состав
углерода, преобладание метана и появление паров воды в прожилковом кальците, залечивающем субвертикальные трещины в аргиллитах, указывает на возможный приток трещинными системами мигрирующих флюидов. Ведь и общий
баланс “сланцевого” газа в мире [1] убедительно свидетельствует об необходимости перманентного подтока природного газа [7], в т. ч. глубинного происхождения независимо от источника [8].
По данным растровой электронной микроскопии [2] установлено, что сорбция и генерация метана в угле происходят одновременно в несколько этапов: 1)
исходная метаногенерация – выделение радикалов СН3 из матрицы исходного
угля и ее обрамления и образование молекулы СН4; 2) сорбция метана – образование равновесной системы “сорбат (измененные угольная матрица и ее обрамление) – сорбент (молекулы метана)”; 3) десорбция – разрушение системы “сорбат–сорбент”; 4) фильтрация отделившегося газа – его перенос через окружающую пористую среду.
По механизму [10] генерация метана в поровом пространстве угля происходит при разложении высокомолекулярного органического вещества вследствие
цепочечных свободнорадикальных реакций метильного радикала в поровом
пространстве литобазы с увеличением объема и с локальними проявлениями высокой степени разрежения, создающейся путем комбинации нано-, микро- и макроструктур в гетерогенной системе газ–уголь (сильно дробленный).
В итоге, экстраполируя данные исследований процессов сорбции и генерации
метана в микро- и наноструктурах угля [2, 10] на преобразование органического
вещества перспективно сланцевогазоносных комплексов с учетом данных о составе летучих веществ [12, а также 9], нами предложен следующий механизм газогенерации в поровом пространстве с дальнейшим захватом газа в свободном
состоянии во флюидные включения в минералах и закрытые поры, каверны и
трещины, а также сорбированного уже собственно как “сланцевый” газ.
177
В начале преобразования осадочних толщ в спокойных геодинамических
условиях в захороненном органическом веществе происходят медленные структурные перестройки и, как следствие, химические изменения в направлении карбонизации с образованием как метана (СН4), так и свободных радикалов, прежде всего СН3, для образования этана (С2Н6) и других углеводородов – в процессе
диагенетического газообразования образуется биогенный газ верхней зоны газогенерации.
В дальнейшем на соответствующих стадиях катагенеза при термодеструкции
пород в условиях возросших температур и давлений структурные изменения органического вещества интенсифицируются, что способствует усилению газогенерации и образованию термобарического газа.
При достижении же определенной критической концентрации свободных радикалов наступает цепочечная реакция. Условием достижения такой критической концентрации становится неожиданное мгновенное нарушение локального
динамического равновесия в пласте. Это приводит к новообразованиям газа в
микро- и макропорах, возможно, аж до наноразмерных на уровне структуры
минералов [2, 10].
К таким факторам принадлежат: 1) природно созданный – гидродинамический удар (например трансформация сейсмического удара в гидравлический в
понимании В.П. Линецкого [4]) в зоне внедрения глубинного высокотемпературного флюида [8] и соответствующего притока глубинного газа и 2) искусственно созданный – гидродинамический удар в зоне искусственного гидравлического удара при гидравлической стимуляции трещиноватости – стимулированное
газообразование.
Заметим, что именно в условиях воздействия глубинных флюидов чрезвычайно усиливаются каталитические свойства глинистых минералов [3], интенсифицируя газогенерационные процессы, которые, впрочем, имели место и на
предыдущих этапах формирования “сланцевого” газа [6] при интенсивном диагенетическом образовании метана, адсорбции органических соединений поверхностью породообразующих минералов, гидрофобизации пород как на микро-,
так и на макроуровнях [7] прочее.
Таким образом, именно перечисленные выше процессы и факторы, проходящие при формирования и преобразования осадочных толщ, способствуют прохождению процессов газогенерации и образованию “сланцевого” газа.
Литература
1. Дмитриевский А.Н., Баланюк И.Е., Высоцкий В.И., Каракин А.В. Полигенная модель
формирования битуминозных поясов планеты // Дегазация Земли и генезис нефтегазовых месторождений (к 100-летию со дня рождения академика П.Н. Кропоткина). – М. :
ГЕОС, 2011. – С. 370–389.
2. Кирюков В.В., Новикова В.Н., Кущ О.А., Новгородцева Л.А. Надмолекулярно-поровая
структура и сорбционная способность углей в комплексе геологических и термодинамических факторов прогноза и оценки метаноносности угольных пластов юго-западного
Донбасса // Наукові праці УкрНДМІ. – Донецьк : УкрНДМІ, 2009. – № 5 (частина ІІ) – С.
274–281.
178
3. Косачев И.П., Изотов В.Г., Ситдикова Л.М., Косачева Э.М. Глубинные геофлюиды
как потенциальный источник месторождений углеводородного сырья // Дегазация Земли: геотектоника, геодинамика, геофлюиды; нефть и газ; углеводороды и жизнь: Мат-лы
Всерос. конф. с междунар. участием, посвящ. 100-летию со дня рождения академика
П.Н. Кропоткина (Москва, 18–22 октября 2010 г.). – М. : ГЕОС, 2010. – С. 378–381.
4. Линецкий В.Ф. О критериях флюидопроводимости глубинных разломов // Геология и
геохимия горючих ископаемых. – Киев : Наук. думка, 1974. – Вып. 39. – С. 3–9.
5. Локтєв А. В., Павлюк М. І., Локтєв А. А. Перспективи відкриття покладів “сланцевого” газу в межах Волино-Подільської окраїни Східноєвропейської платформи // Геологія
і геохімія горючих копалин. – 2011. – № 3–4 (156–157). – С. 5–23.
6. Лукин А.Е. Сланцевый газ и перспективы его добычи в Украине. Статья 1. Современное состояние проблемы сланцевого газа (в свете опыта освоения его ресурсов в США) //
Геол. журн. – 2010. – № 3. – С. 17–32. Статья 2. Черносланцевые комплексы Украины и
перспективы их газоносности в Волыно-Подолии и Северо-Западном Причерноморье //
Там же. – № 4. – С. 7–23.
7. Лукин А.Е. О природе и перспективах газоносности низкопроницаемых пород осадочной оболочки Земли // Доп. НАН України. – 2011. – № 3. – С. 114–123.
8. Наумко І.М. Флюїдний режим мінералогенезу породно-рудних комплексів України (за
включеннями у мінералах типових парагенезисів) // Автореферат дис. ... д-ра геол. наук:
04.00.02 / ІГГГК НАН України. – Львів, 2006. – 52 с.
9. Наумко І.М., Куровець І.М., Сахно Б.Е., Чепусенко П.С. Комплексування мінералофлюїдологічних і петрофізичних методів: нетрадиційний підхід до вивчення порідколекторів вуглеводнів (на прикладі Львівського палеозойського прогину) // Доп. НАН
України. – 2009. – № 1. – С. 106–113.
10. Храмов В., Любчак О. Механізм генерації метану в поровому просторі вугілля // Геологія і геохімія горючих копалин. – 2009. – № 3–4 (148–149). – С. 44–54.
11. Чекалюк Э.Б. Предельные давления генерации угольных газов в процессе метаморфизма углей // Геология и геохимия горючих ископаемых. – Киев : Наук. думка, 1990. –
Вып. 74. – С. 1–4.
12. Kurovets I., Drygant D., Naumko I., Kurovets S., Koltun Yu. Geological and physicalchemical characteristics of Lower Paleozoic deposits of Volhyno-Podillya, Western Ukraine //
Geological and hydrogeological studies of the Polish-Ukrainian borderland : Biuletyn
Państwowego Institutu Geologichnego. – Warszawa : Państwowy Institut Geologichny–
Państwowy Institut Badawczy, 2012. – Nr 449. – РР. 119–130.
13. Poprava P. Potencjał występowania złóż gazu ziemnego w łupkach dolnego paleozoiku w
basenie bałtyckim i lubelsko-podlaskim // Przegląd Geol. – 2009. – Vol. 58, No. 3. – S. 226–
249.
179
МИГРАЦИОННЫЕ ПРОЦЕССЫ В ГЕОЛОГИЧЕСКИХ РАЗРЕЗАХ
НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПРОВИНЦИЙ И ИХ ОТРАЖЕНИЕ
В ПОРОДНЫХ КОМПЛЕКСАХ КРОСНЕНСКОЙ ЗОНЫ
УКРАИНСКИХ КАРПАТ
И. М. Наумко, Б. И. Писоцкий, Г. О. Занкович
Институт геологии и геохимии горючих ископаемых НАН Украины
ул. Наукова, 3-а, г. Львов, 79060, Украина, e-mail: igggk@mail.lviv.ua
Институт проблем нефти и газа РАН
ул. Губкина, 3, г. Москва, 119333, Россия, e-mail: pisotskiy@list.ru
Migration processes taking place in geological sections of oil-and gas provinces are revealed in veinlet-impregnated mineralization and relicts of occluded fluids allowing to identify
a promising hydrocarbon potential in the studied areas. А possibility of finding gas accumulation in compact Oligocene sediments of the Krosnо zone of Ukranian Сarpathians is demonstrated.
Продуктивность плотных, низкопористых пород различного литологического
состава (в т. ч. метаморфических и интрузивных) на углеводородное сырье (УВсырье) доказана для многих геологических разрезов. Эффективная емкость коллекторов в данном случае обеспечивается трещиноватостью пород, которая
формируется в периоды тектонических разрядок. Флюиды различного генезиса,
фильтрующиеся по образованной системе трещин, оставляют следы своей миграции в виде законсервированных включений, новообразованной прожилкововкрапленной минерализации и участвуют в формировании углеводородных скоплений. Изучение реликтов флюидов, их состава и Р–Т условий консервации,
минерального выполнения прожилков и их геохимических особенностей несет
важную информацию о перспективности того или иного геологического разреза
на УВ-сырье.
Например, температуры гомогенизации включений флюидов, ответственных
за продуктивность рифейских резервуаров в трещиноватых доломитах крупнейшей Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления в Восточной Сибири
составляют 200–260 °С, а пределах кристаллического основания и низов осадочного разреза Непского свода – 140–280 °С [2]. Состав водно-солевой фазы включений соответствует минеральному выполнению трещин, а газовой, наравне с
палеотемпературой на соответствующем уровне геологического разреза, – фазовому состоянию углеводородов в залежи.
Аналогичная картина фиксируется и при изучении плотных кварцевых песчаников нижнего карбона в центральных зонах Днепровско-Донецкого авлакогена. В продуктивных горизонтах на глубинах от 3,5 до 5,5 км температуры гомогенизации включений и фазовый состав УВ-скоплений взаимозависимы [2].
Температуры здесь составляли 160–260°С, а минеральное выполнение трещин
несет информацию, как об источнике флюидов, так и о сложных процессах
трансформации вещества в зонах разломов и оперяющих трещинах [3, 8].
Следует отметить одну важную особенность геологических разрезов осадочных бассейнов: вне ореола вторжения глубинных восстановленных
180
флюидов, фиксируемых по указанным проявлениям, залежи углеводородов
отсутствуют.
В сообщении рассмотрены комплексные материалы по реликтам восстановленных флюидов и сопутствующим миграции минеральным проявлениям по нескольким нефтегазоносным провинциям, включая полученные материалы по
Кросненской зоне Карпат.
Геологическая структура Украинских Карпат, ее покровно-складчатое строение были сформированы под влиянием геодинамических процессов, обусловивших дрейф Паннонской плиты в направлении Восточно-Европейской платформы [1]. Кросненская структурно-фациальная зона Карпатской депрессии,
выполненной мел-палеогеновыми отложениями, простирается на расстояние более 100 км при ширине ~ 40 км. Геофизическими методами в ее основании (по
поверхности Мохоровичича) выделяется грабеноподобная структура. В рамках
депрессии гравитационное поле отрицательное, на фоне которого проявляется
значительный гравитационный минимум [4].
В Кросненской нефтегазоносной зоне на территории Польши открыты небольшие месторождения, из которых 40 нефтегазовых и 6 газовых. На смежных
бортовых участках в пределах Украинских Карпат фиксируется большое количество нефтепроявлений. Мощные, но кратковременные притоки газа были получены в северо-западной части зоны на Боринской площади (~ 5000 м ) и стабильный приток газа дебитом до 14 тыс. м3/сутки с незначительным количеством конденсата в юго-восточной части на Гринявской площади (4410–4602 м)
[6]. Но, несмотря на большие объемы структурно-поискового, поисковоразведочного и параметрического бурения, в плане газоносности Кросненская
зона изучена слабо. Учитывая глубины выявленных в Складчатых Карпатах залежей (от первых десятков до 2000 м), получение промышленного притока газа
на Гринявской площади, сложность бурения на большие глубины и значительное удорожание работ, возрастает значение выявления зон газонакопления на
меньших глубинах, в частности, в менилитовых олигоценовых отложениях – уплотненных породах-коллекторах. Данные отложения в последнее время вызывают повышенный интерес геологов как перспективный на “сланцевый” газ объект. Так, содержание С орг в породах меняется от долей процента до 20 %, при
средних значениях 4–8 % [5], а по параметру нефтегазогенерационных свойств
пород (S 1), на который влияют также процессы наложенной миграции, эти аргиллиты характеризуются хорошими и очень хорошими нефтегазогенерационными свойствами.
Поскольку тангенциальное сжатие вещественно-породных комплексов при
формировании крупных надвигов сопровождалось массовым образованием трещин с соответствующим проявленим миграционных процессов, изучение жильного выполнения полостей представляет особый интерес для оценки перспектив
геологического разреза на УВ-сырье.
Обобщенные данные [4, 9] указывают на широкое распространение прожилково-вкрапленной минерализации в осадочных толщах украинской части Карпатской нефтегазоносной провинции. Были исследованы прожилковые образования в коренных выходах терригенных пород кросненской свиты, залегающей
181
стратиграфически выше менилитовой, в пределах Яворивской и Боринской чешуй Битлянского субпокрова и Яблунивской, Ропавской, Лимницкой и Гронзивской чешуй Турковского субпокрова в пределах северо-западной части Кросненской зоны. Развитые здесь в песчаниках и алевролитах кальцитовые жили и
прожилки преимущественно субпаралельные, иногда разноориентированные,
мощностью от микроскопических размеров до 55 мм и более, с углами падения
60–80 °. В кальците присутствуют мельчайшие включения УВ, захваченные при
залечивании трещин из единого флюида. Детальное изучение включений из
кальцитовых прожилков, но уже в керне скважин на Битлянской и Лютнянской
структурах, показало присутствие в них метана и его гомологов (по данным
масс-спектрометрического химического анализа, об. %) [11, 7], в частности, в
скважине 1-Битля: СН4 – 91,2, С2Н6 – 3,3, С3Н8 – 3,8, С4Н10 – следы; в скважинах
1 и 10-Лютня: СН4 – 98,2–99,3, С2Н6 – до 1,3, С3Н8 – до 0,7, С4Н10 – следы.
Таким образом, анализ кратко изложенных результатов исследований указывает на восходящую миграцию восстановленных флюидов в Кросненской зоне
Украинских Карпат и их унаследованный от глубоких горизонтов разреза до поверхности характер. В случае развития в менилитовых отложениях горизонтальной трещиноватости, определяемой интенсивностью тектонических процессов,
продуктивность толщи на УВ-сырье может иметь практическое значение. В данном геологическом разрезе, правда, продуктивность будет определяться не столько сингенетичными углеводородными газами, сколько унаследованными из
более глубинных источников.
До настоящего времени остаются неясными вопросы высоких начальных
температур флюидов, превышающих температуры кондуктивного прогрева
недр, если под изучаемыми нефтегазовыми объектами отсутствуют магматические очаги. Участие эндогенных флюидов в нефтенакоплении можно допускать
для Закарпатской и Паннонской нефтегазоносных областей, Лено-Тунгусской
провинции.
Вполне возможно, что подобные эксфильтрационные флюидные системы
формируются в энергетических полях, возникающих в разломных зонах в периоды активизации тектоно-термальных процессов в регионах. Основой их образования служит, по-видимому, связанная в породах вода. При тектонических
подвижках и возникновении резких перепадов давлений в трещинах эти флюиды, с изначально низким рН, вовлекаются в области деформаций, в которые могут подсасываться и захороненные в породах растворы. В разломных зонах, судя
по всему, происходят различные достаточно сложные физико-химические
процессы [10, 3], приводящие, как к инверсии редокс–потенциала флюидов, так
и их вариациям кислотности-щелочности, определяющей характер выполнения
прожилковой минерализации в породах.
Литература
1. Вялов О.С., Гавура С.П., Даныш В.В. и др. История геологического развития Украинских Карпат / О.С. Вялов (отв. ред.). – Киев : Наук. думка, 1981. – 180 с.
2. Готтих Р.П., Писоцкий Б.И. Битумогенез и некоторые аспекты эволюции флюидов /
Генезис углеводородных флюидов и месторождений. – М. : ГЕОС, 2006. – С. 23–37.
182
3. Готтих Р.П., Лукин А.Е., Писоцкий Б.И. Парагенезис самородных элементов, интерметаллидов и нафтидов в глубокозалегающих горизонтах осадочного чехла Днепровского грабена // Докл. РАН. – 2009. – Т. 428. – № 3. – С. 376–381.
4. Колодій В.В., Бойко Г.Ю., Бойчевська Л.Т. та ін. Карпатська нафтогазоносна провінція / В.В. Колодій (відпов. ред.). – Львів–К. : ТОВ “Український видавничий центр”,
2004. – 390 с.
5. Колтун Ю.В., Курилюк Л.В., Сеньковський Ю.М. Палеоокеанографічні умови нагромадження органічної речовини в осадках карпатського флішового бассейна // Геологія і
геохімія горючих копалин. – 1996. – № 1–2 (94–95). – С. 9–15.
6. Крупський Ю.З. Геодинамічні умови формування і нафтогазоносність Карпатського та
Волино-Подільського регіонів України. − Київ : УкрДГРІ, 2001. − 144 с.
7. Куровець І.М., Крупський Ю.З., Наумко І.М. та ін. Перспективи пошуків покладів вуглеводнів у відкладах олігоцену зони Кросно (Українські Карпати) // Геодинаміка. – 2011.
– № 2 (11). – С. 144–146.
8. Лукин А.Е. Самородно-металлические микро- и нановключения в формациях нефтегазоносных бассейнов – трассеры суперглубинных флюидов // Геофиз. журн. – 2009. – Т.
31. – № 2. – С. 61–92.
9. Наумко І.М. Флюїдний режим мінералогенезу породно-рудних комплексів України (за
включеннями у мінералах типових парагенезисів) : Автореф. дис. ... д-ра геол. наук :
спец. 04.00.02 “Геохімія”. – Львів, 2006. – 52 с.
10. Сворень Й.М., Наумко І.М. Нова теорія синтезу і генезису природних вуглеводнів :
абіогенно-біогенний дуалізм // Доп. НАН України. – 2006. – № 2. – С. 111–116.
11. Naumko I.M., Kovalyshyn Z.I., Svoren′ J.M. еt аl. Towards forming conditions of veinlet
mineralization in sedimentary oil- and gas-bearing layers of Carpathian region (obtained by
data of fluid inclusions research) // Геологія і геохімія горючих копалин. – 1999. – № 3
(108). – С. 83–91.
БАЖЕНОВСКАЯ СВИТА – ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ АНОМАЛИЯ
Г.Г. Номоконова, А.Ю. Колмаков, А.О. Расторгуева, И.В. Парубенко
Томский политехнический университет, Томск, nomokonova@tpu.ru
The results of geophysical studies show that abnormal physical properties of the Bazhenov
Formation (and its oil content) are genetically related to the deep geodynamic processes.
Битуминозные карбонатно-глинисто-кремнистые породы баженовской свиты
– уникальное геологическое образование Западно-Сибирского НГБ. Это - региональный флюидоупор, перекрывающий верхнеюрский нефтегазовый комплекс,
сильный отражающий сейсмический горизонт, разделяющий меловые и юрские
отложения бассейна. Баженовская свита содержит нефтяные залежи, как в аномальных разрезах, так и в самой матрице высокоуглеродистых пород (сланцевая
нефть).
Породы баженовской свиты, исключая аномальные ее разрезы (АР), обладают аномальными физическими свойствами и используются в качестве репера
при геофизических исследованиях скважин (ГИС), в первую очередь, по методам сопротивления (КС) и гамма-каротажу (ГК). С учетом данных акустическо183
го (АК), плотностного (ГГК) и нейтронного (НКТ) методов ГИС, а также спектрометрического гамма-каротажа, раздельно определяющего содержания калия,
Th и U, баженовская свита является исключительной и как геофизическая аномалия (рис.1, табл.1).
Рис. 1. Баженовская свита - геофизическая и радиогеохимическая аномалия.
Результаты ГИС по разрезу Федоровского месторождения. На оси глубин отмечены интервалы нефтенасыщенности и границы свиты
Нижеперечисленные свойства и тем более их сочетания не обнаруживаются в
других частях мезозойского разреза Западно-Сибирского НГБ и являются уникальной геофизической характеристикой баженовской свиты.
• Аномально высокая радиоактивность (ГК>30 мкР/ч), исключительно урановая ее природа. Содержание U на порядок выше, а калия и Th - в разы ниже, чем
во вмещающих породах и других частях разреза.
• Аномально низкая плотность (по данным ГГК), особенно в интервалах с
высокой радиоактивностью и нефтенасыщенностью.
• Высокое удельное электрическое сопротивление (КС) при повышенной радиоактивности ГК>30 мкР/ч, регулярное сопровождение максимумов сопротивления минимумами содержаний калия.
• Расхождение показаний разноглубинных зондов ВИКИЗ с принципиально
иным, чем у коллекторов, соотношением сопротивлений. Максимальные расхождения показаний зондов ВИКИЗ соответствуют максимальным содержаниям U
(ГК).
• Смещение аномалий радиоактивности (U, ГК) относительно аномалий сопротивления к кровельной части разреза баженовской свиты (рис. 1), наименее
плотной, более глиноземистой и менее карбонатной, с более нефтесодержащей
высокоуглеродистой матрицей.
184
Таблица 1
Медианные значения петрофизических и радиогеохимических параметров
юрского разреза Сургутского месторождения
Свита_ разрез
К,
%
Th,
г/т
U,
г/т
ГК,
КС,
АК, ГГК,
НКТ
мкР/ч Омм мкс/м г/см3
Баженовская
1,1
4,6
49
44,2
76,1
302
2,16
Баженовская
АР
2,0
7,0
3,3
7,7
12,5
258
Васюганская
2,3
8,8
3,8
9,6
8,9
265
ВИКИЗ, Омм
1
3
5
2,0
14
23
30
2,42
2,4
9
4
4
2,48
2,5
5
4
5
Наиболее тесные связи выявлены для U (ГК), ГГК и КС – базовые параметры.
При этом связи с ураном во всех случаях сильнее, чем с ГК. Самые сильные статистические связи наблюдаются в системе «U-ГГК». Поскольку плотность (ГГК)
пород баженовской свиты определяется преимущественно содержанием углерода (Гурари и др., 1988), то причина геофизической аномальности баженовской
свиты геохимическая – избыточное накопление в ней урана и углерода.
Глубоководные условия накопления осадков – наиболее упоминаемая причина образования пород самой свиты, но не их аномальных физических свойств.
Определения урана в обогащенных органическим углеродом донных осадках
озера Байкал (Федорин и др., 2001) дают повышенные содержания U порядка
10-15 (до 23) г/т, что в баженовитах обеспечило бы ГК максимум до 20 мкР/ч.
Была исследована юго-восточная часть Западно-Сибирского НГБ (Томская
область), для которой составлены планы изолиний показаний методов ГК и КС
для баженовской свиты (В. Конторович, 2002) и проведена интерпретация результатов аэромагнитной съемки, отражающей магнитные неоднородности доюрского фундамента (Номоконова, 2010 и др.). Результаты совместного анализа
этой информации представлены на рис. 2 и кратко сводятся к следующему.
Основными элементами магнитного поля являются - линейные субмеридианальные и северо-восточные структуры, соответствующие триасовым континентальным рифтам; линейные северо-западные структуры, контролирующие развитие палеозойских базит-ультрабазитовых образований; кольцевые геомагнитные структуры разных порядков. Кольцевая мегаструктура юго-востока ЗС развивается относительно пересечения линейных структур названных направлений,
центр которого приходится на Средневасюганский мегавал (рис.2). По отражению в магнитном поле она аналогична Уренгойской кольцевой структуре.
Баженовская свита весьма неоднородна по своим базовым свойствам – естественной радиоактивности (ураноносности) и электрическому сопротивлению
(битумизация и карбонатизация). Судя по генерализированным планам ГК и КС
(рис. 2), изменение этих параметров контролируется глубинными геомагнитными
структурами, в первую очередь рифтами, и элементами кольцевой структуры.
Кроме того, что рифтовым зонам соответствуют интенсивные аномалии ГК и
КС баженовской свиты, по отношению к ним и центру кольцевой мегаструктуры
физические свойства баженовской свиты изменяются зонально. Аномалии КС
кольцом окружают центр магнитной мегаструктуры с пониженным КС баженов185
ской свиты, а аномалии ГК несколько ассиметрично смещены относительно аномалий КС к внешним, преимущественно западным, флангам (рис.2), ровно так же, как
это имеет место в вертикальных разрезах баженовской свиты (рис. 1).
Рис. 2. Зональное изменение базовых (ГК, КС) свойств пород баженовской свиты в пределах кольцевой геомагнитной мегаструктуры юго-востока Западно-Сибирсого НГБ
(Томская область). Использованы материалы В.А. Конторовича (2002).
1-4 – глубинные геомагнитные структуры: Колтогорско-Уренгойский (КУ) и Усть-Тымский (УТ)
рифты (1), другие линейные геомагнитные структуры (2), оси положительных магнитных аномалий (3), отрицательные магнитные аномалии, совпадающие с КС<100 Омм (4), СВ – центральная
часть кольцевой мегаструктуры; 5-7 - геофизические параметры баженовитов: породы с КС > 200
и > 300 Омм (5), восточная граница ГК > 50 мкР/ч (6), породы с ГК > 100мкР/ч (7), 8-10 - месторождения: нефтяные (8), нефтегазоконденсатные (9), газоконденсатные (10).
Месторождения углеводородов встроены в геофизическую зональность и
усиливают ассиметричность кольцевой мегаструктуры (рис. 2). С ее внешнего
западного (уранового) фланга размещены (в границах положительных магнитных аномалий) нефтяные месторождения, залежи которых локализованы под
баженовской свитой – горизонт Ю1, наиболее продуктивный на юго-востоке ЗС
верхнеюрский НГК. Крупные газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения этого комплекса центральной части мегаструктуры локализованы в
границах интенсивных отрицательных магнитных аномалий и пониженных КС
(<100 Омм) и ГК (<70 мкР/ч) баженовской свиты. В пределах слабо пониженно186
го магнитного поля и практически за границей аномальной радиоактивности
баженовской свиты (ГК<50 мкР/ч) локализованы нефтегазоконденсатные месторождения юго-востока мегаструктуры, основные запасы УВ которых приурочены к выступам фундамента.
Выявленные закономерности можно было бы объяснить просто унаследованностью осадочным чехлом структур фундамента, если бы ни ураганные содержания урана в баженовской свите, зональное их развитие относительно аномалий КС (углерода), а также масштабы геофизической мегаструктуры. Аномальные физические свойства пород баженовской свиты (и ее нефтеносность), скорее всего, генетически связаны с глубинными геодинамическими процессами.
МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
НА ПРИМЕРЕ НЕТРАДИЦИОННЫХ РЕСУРСОВ КАЗАХСТАНА
Д. Нукенов1, Д. А. Нусупбекова 2
1
Мангистауский институт «Болашак», Актау, РК
2
ТОО «Акай», Алматы, РК
The report examined Unconventional hydrocarbon resources of the Republic of Kazakhstan-natural bitumen and heavy oil. Are developed by the author of methods to increase oil recovery from the depths.
Казахстан уверенно входит в элиту мировых производителей углеводородов.
За годы независимости Республики уровень добычи нефти вырос почти в 4 раза
– с 20 млн. тонн в 1994 году до 80 миллионов тонн в 2010-м. В обозримом будущем Казахстан планирует увеличить добычу практически в два раза, в связи с
чем, активно ведутся работы над увеличением ресурсной базы и объемов добычи нефти. Например, в 2010 году было открыто месторождение нефти на блоке
Лиман. Залежь располагается на южном склоне соляного купола Новобогатинска и находится в непосредственной близости от разрабатываемого ПФ «Эмбамунайгаз» нефтяного месторождения Новобогатинское. В мае 2011 года был получен фонтанный поток нефти и газа при испытании первой разведочной скважины в карбонатной толще КТ-2 на месторождении Урихтау [1-3]. Перспективные геологические ресурсы углеводородов на открытой залежи составляют более 200 миллионов тонн. По прогнозам, в 2020 году уровень консолидированной
добычи в РК может достигнуть 132 млн. тонн в год.
Как известно, извлечение нефти (оценка полноты использования запасов месторождения) это отношение величины добычи к балансовым запасам, которое
зависит от вязкости нефти, коллекторных свойств вмещающих пород, режимов
и методов интенсификации при эксплуатации залежи. Извлечение нефти составляет 30-70% по конечной нефтеотдаче.
В Казахстане добываемая нефть в основном высоковязкая, тяжелая, относится к категории нетрадиционных ресурсов. И, если на территории России средний
показатель коэффициента извлечения нефти (КИН) зафиксирован на уровне 33
187
%, то на многих площадях Казахстана эта величина в среднем составляет 30 %.
Так как в настоящее время в РК порядка 70 % нефти остается не извлеченной из
недр, то по прогнозам общая добыча нефти и газового конденсата в 2015 г составит 95,0 млн. т, при том, что в недрах останется 221,7 млн. т не извлеченной
нефти и газового конденсата [2].
Разработка и применение новых технологий позволит использовать «остаточные запасы» для развития ресурсной базы и повышения добычи, что особенно актуально при повышении цен на нефть. В этой связи актуальным является
повышение КИН.
В настоящем докладе приведена разработанная авторами технология резонансно-волнового воздействия (РВВ) на высокомолекулярные углеводородные
соединения с целью их деструкции для снижения вязкости. РВВ подразумевает
равенство частот внешнего волнового воздействия и собственных частот колебаний больших молекул обрабатываемых объектов. Затраты энергии на деструкцию этих молекул в резонансном режиме на 2 порядка (в 100 раз) меньше,
чем при волновой обработке известными способами [4, 5].
Экспериментальные исследования, проводимые на нефти месторождения
Кумкольское, содержащей до 15 % парафинов, показали, что обработка РВВ позволила увеличить содержание бензина в нефти на 74 %, практически исчезли
высокоплавкие парафины С20-С35. Время обработки РВВ составило 30 минут в
лабораторных условиях.
Применение РВВ в ультразвуковом диапазоне эффективно для высокопарафинистых нефтей. Но даже если в состав нефти входит 1-3 % масс парафинов,
но вязкость ниже 20мм²/с, применение РВВ целесообразно, поскольку это позволяет значительно увеличить дебит скважины. Деструкция парафинов увеличивает содержание светлых фракций, что способствует снижению вязкости добываемой нефти и росту дебита. Например, на месторождении Караган в Атырауской области на глубине 1400 м пластовая температура равнялась 57ºС,
плотность при пластовом давлении 0,8218 г/см³, дебит скважины имел значение
2 м³/сут. После обработки РВВ дебит скважины увеличился до 12 м³/сут. Содержание парафина в нефти составляло 1,38% масс. Затрубное давление поднялось
с 1 атм. до 8 атм.
Необходимо отметить, что деструкция парафинов при РВВ происходит при
частоте, которая помимо состава нефти зависит от температуры. Если не учитывать этот фактор, то можно вместо деструкции вызвать синтез тяжелых фракций
молекул, и скважина перестанет функционировать. На том же месторождении
Караган в соседней скважине, где нефть имела температуру 49ºС, а глубина 1138
м воздействие колебаний той же частоты применяемой ранее привело к закупорке скважины и нефть перестала подниматься по напорно-компрессорной трубе.
Скважина перестала функционировать. Только после резонансно-волнового воздействия удалось реанимировать скважину и восстановить ее работу. В опытах
на промысле время воздействия РВВ составляло 20 часов. После обработки РВВ
повышенный дебит скважины наблюдался в течение шести месяцев.
Для интенсификации процесса деструкции тяжелых молекул нефти, например с месторождений Каламкас, Каражанбас, Бузачи Северные необходим дру188
гой спектр частот. Как Каражанбасская так и Каламкасская нефть и Бузачи Северные содержат оксиды ванадия соответственно 92,04 мг/кг, 73,87 мг/кг, 87,91
мг/кг. Присутствие в нефти оксидов металла приводит наряду с наличием смол,
парафинов и асфальтенов к значительному росту вязкости нефти. Например, несмотря на то, что в Кумкольской нефти содержится 14,4 % парафина, в Каражанбасской – 3,1 %, в Каламкасской – 5 %, в Бузачи Северные – 1,77 %, а доля
смол и асфальтенов разнится не столь значительно, вязкость Кумкольской нефти
значительно меньше, чем вязкость нефти с месторождения Каламкас, Каражанбас, Караган и Бузачи Северные. В таблице приведены справочные данные этих
нефтей (Справочник, Алматыкiтап, 2005).
Таблица. Физико-химические свойства исследованных нефтей
Плотность при
20 ºС, кг/м³
Парафины, %
Смолы селикагелевые, %
Асфальтены, %
Кинематическая вязкость
при 20ºС
Кумколь
810,4
14,4
7,6
0,1
8,0
Каламкас
901,1
5,0
18,6
4,7
111,7
Каражанбас
938,2
3,1
22,7
5,9
262,4 при
40ºС
Караган
821,8
1,38
10,39
0,08
16,9
940
1,77
19,1
5,1
178,3
Месторождения
Бузачи Северные
Для нефти месторождений Бузачи Северные, Каражанбас и Каламкас из-за
высокой вязкости, значение которой является определяющим при выборе частот
РВВ, ультразвуковой диапазон не эффективен. Дополнительно были исследованы электромагнитные волновые колебания, воздействующие на Каламкасскую
нефть. С этой целью был разработан и изготовлен генератор радиочастот с широким спектром изменения от единиц МГц до 200 МГц. Входная мощность генератора составляла 45 ВТ. Учитывая, что в нагрузку генератор радиочастот отдает мощность 45 ВТ только на максимально генерируемой частоте 200 МГц, а
на боле низких частотах мощность снижается, были проведены опыты для определения резонансных колебаний на частотах 40-140 МГц. Поскольку в некоторых скважинах присутствует соленная пластовая вода, были исследованы влияния резонансно-волнового воздействия на деструкцию соленой воды и высоковязкую нефть, а также на их смесь.
Как показали исследования (рисунок) в резонансном режиме температура воды и нефти заметно возрастает. Этот эффект можно использовать в водоподогревателях, водогрейных котлах и печах нагрева на магистральных нефтепроводах как экономичный и экологически безопасный. Эксперименты по влиянию
радиочастотного РВВ на минерализованную смесь 10% Н2О и тяжелую, высоковязкую нефть показали снижение вязкости в 2-2,5 раза.
189
Температура нефти оС
50
45
40
35
30
25
20
0
5
10
15
20
25
30
Волновые колебания
Рисунок. Изменение температуры нефти месторождения Каламкас при воздействии радиоволновыми колебаниями (резонансный режим) ∆τ мин
Таким образом, приведенные выше результаты исследований по низкочастотному РВВ позволяют утверждать, что с помощью низкочастотной кавитации
можно изменять физико-химические свойства высокопарафинистой высоковязкой нефти. Учитывая, что низкочастотные колебания распространяются в среде
на значительные расстояния, использованием длинноволновых РВВ можно как
повышать дебит скважин, так и улучшать качество извлекаемой нефти. Под действием РВВ увеличился процент выхода светлых фракций Кумкольской и Каражанбасской нефтей и их смеси с минерализованной водой. На примере изменения компонентов нефти показано, что РВВ вызывает деструкцию высокомолекулярных соединений и увеличивает содержание низкомолекулярных соединений.
Литература
1. Надиров Н. К. Высоковязкие нефти и природные битумы в 5 т. Алматы: Гылым.
2001.
2. Кабылдин К. «Казмунайгаз делает ставку на развитие» Казахстанская правда. 01.09.
2011.
3. Бузова О. В., Жубанова К.А. Перспективные методы в добыче высоковязкой нефти. //
Вестник КазНТУ. 5. 2010.
4. Нукенов Д. Нетрадиционные ресурсы Казахстана: комплексное использование и методы повышения нефтеотдачи. XII-th International Conference on GeoinformaticsTheoretical and Applied Aspects. Kiev, Ukraine. 2013.
5. Shpirt M.Y., Nukenov Д. et al. Principles of the Production of Valuable Metal Compounds
from Fossil Fuels // ISSN 0361-5219, Solid Fuel Chemistry. Allerton Press, Inc. Vol. No. 2,
2013.
190
ГЕОДИНАМИЧЕСКИЙ ФАКТОР ИЗМЕНЧИВОСТИ СВОЙСТВ НЕФТИ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЮГО-ВОСТОКА РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН
Д.К. Нургалиев, И.Ю. Чернова, Н.Г.Нургалиева, И.И. Нугманов
420111, Казань, ул. Кремлёвская, д.4/5, Казанский (Приволжский) федеральный университет
Annotation. The purpose of this research is to establish the relation between variability of
physical and chemical properties of oil and geodynamic activity of the oil fields of the Republic of Tatarstan on the basis of generalization, systematization and analysis of information on
physical properties of oil collected during the period from 1956 to 2004. It has been
experimentally established that oil extracted from reservoirs located within zones with low
geodynamic activity differs a lot by its mean density from the oil related to geodynamically
active areas.
Изучение свойств нефти Республики Татарстан (РТ) началось вместе с открытием и началом эксплуатации первых месторождений и продолжается по настоящее время. В период с 1956 по 2004 гг. накоплен большой объем информации по составу и свойствам нефти. Две закономерности - первая, уменьшение
значений плотности и вязкости нефти сверху вниз по разрезу осадочного чехла и
вторая, уменьшение значений плотности и вязкости нефти по латерали в направлении с запада на восток,- были подтверждены неоднократно, и в настоящее
время признаны всеми геологами и геофизиками, которые проводили свои исследования на территории месторождений РТ.
Исследования последних лет свидетельствуют о том, что свойства нефти даже в пределах одного месторождения испытывают изменчивость в пространстве
и во времени. Характер изменчивости во времени может быть нелинейным, а
скорость этого явления исчисляется годами и даже месяцами. Наибольший интерес представляют исследования вопросов влияния геодинамических процессов
и связанных с ними неотектонических проявлений на образование скоплений
УВ и их устойчивость во времени.
О наличии современных геодинамических процессов на территории Республики Татарстан свидетельствуют результаты изучения рельефообразующих процессов и инструментальные наблюдения. Наиболее высокая тектоническая активность наблюдается в пределах Южно-Татарского свода (юго-восток РТ).
Здесь же собран наибольший объем данных о свойствах нефти: были изучены
корреляционные зависимости между различными геохимическими характеристиками образцов нефти, отобранных из разных залежей по разрезу продуктивных толщ Южно-Татарского свода.
В данной работе изложены методика и результаты обобщения данных об изменении плотности и вязкости нефти месторождений РТ в связи с геодинамической активностью территорий.
В качестве исходного материала были использованы результаты определений
плотности и вязкости нефти, которые выполнялись в подразделениях ОАО
«Татнефть» начиная с 1960-х годов и до настоящего времени. Отбор проб и определение плотности и вязкости образцов нефти выполнялись в соответствии с
191
ГОСТ, инструкциями и методиками, разработанными в институте "ТатНИПИнефть» (г. Бугульма), принятыми в моменты отбора проб. Методика отбора и
анализа проб нефти со временем менялась и совершенствовалась. Различие методик, несомненно, вносит дополнительную дисперсию в наблюденные параметры, учет которой в данной работе не производился (в основном, из-за трудностей поиска первоисточника данных).
Данные измерений были внесены в единую базу данных. Все измерения были
сгруппированы по площадями и по стратиграфическим подразделениям. По
стратиграфии данные были разделены только на две группы: отложения карбона
и отложения девона.
База данных содержит 3144 определения плотности образцов нефти, отобранных в отложениях девона с территории 57 нефтеносных площадей, 3467 определений плотности образцов нефти, отобранных в отложениях карбона с территории 70 нефтеносных площадей. Данные по вязкости: отложения девона
(2818 образцов) были исследованы на 44 площадях, отложения карбона (3391
образец) были исследованы на 48 площадях.
Для оценки геодинамической активности территории Республики Татарстан
авторы использовали морфометрический метод поиска и анализа неотектонических структур, основанный на анализе форм дневного рельефа. Разность базисных (один из видов морфометрических поверхностей) поверхностей 1-го и 2-го
порядков обнаруживает направленность и интенсивность тектонических движений, произошедших в период времени между современным и самым поздним
(активным) этапами истории развития рельефа (не ранее плейстоцена). Предварительно было выполнено районирование исследуемой территории по степени
геодинамической активности: амплитуды вертикальных неотектонических движений были разбиты на 2 класса с интенсивностью от 0 до 6 м (группа 1 – низкая интенсивность), и с интенсивностью от 6 м до 120 м (группа 2 – высокая интенсивность).
Распределение физических свойств нефти также было сопоставлено с полем
макротрещиноватости осадочного чехла. Макротрещиноватость в данном случае
определялась как плотность элементарных линейных объектов цифровых моделей рельефа (тальвегов и водоразделов), что является аналогом карт горизонтальной расчлененности рельефа. Для расчета морфометрических поверхностей
и поля макротрещиноватости осадочного чехла в качестве входной поверхности
использовалась цифровая модель рельефа масштаба 1:200000.
Статистическая обработка данных проводилась: 1) для оценки изменчивости
свойств нефти в пространстве; 2) для оценки влияния геодинамического (неотектонического) фактора на изменчивость свойств нефти.
Обе задачи решались с использованием метода однофакторного дисперсионного анализа. В данном исследовании каждая выборка представляет собой все
значения измеренного параметра для выбранной площади, т.е. группирующей
переменной является название (или код) площади. Таким образом, группирующим фактором является пространственный фактор – географическое положение
нефтеносной площади. Для данных по плотности нефти в коллекторах девона
было получено значение F- критерия = 6.42 для уровня значимости р = 0. Вы192
численные параметры говорят о том, что с 100% уверенностью можно сказать,
что различие средних значений плотности нефти в отложениях девона по площадям исследования является значимым. Аналогичные результаты были получены для вязкости нефти из коллекторов девона и для свойств нефти, отобранных их коллекторов карбона. Следовательно, действие пространственного фактора существенно и можно попытаться поискать причины такой изменчивости
свойств нефти в пространстве.
По результатам дисперсионного анализа и апостериорного сравнения средних для образцов нефти из отложений карбона было выявлено 2 группы площадей со статистически различимыми средними значениями плотности и вязкости
нефти коллекторов карбона: 1) первая группа локализуется вблизи Ромашкинского купола и характеризуется плотностью нефти 862 кг/м3, вязкостью нефти
27,7 МПа*с; 2) вторая группа локализуется на склонах Южно-Татарского свода
и характеризуется плотностью нефти 896 кг/м3, вязкостью нефти 91,7 МПа*с.
Таким образом, влияние пространственного фактора (фактор географического местоположения) на изменчивость физических свойств нефти месторождений
РТ существенно: нефти залежей, находящихся вблизи Ромашкинского купола,
имеют сходные свойства и отличаются от нефтей залежей, находящихся за его
пределами. В целом, нефть залежей Ромашкинского купола более легкая и менее
вязкая. По данным морфометрического анализа центральная часть ЮжноТатарского свода (Ромашкинский купол) в неоген-четвертичный период испытывала преимущественно восходящие движения на каждом этапе неотектонической истории региона, суммарные максимальные амплитуды поднятий оцениваются в 300 м. В этой части земной коры мы также наблюдаем высокую макротрещиноватость, и, следовательно, проницаемость осадочного чехла. Повидимому, такой тектонический режим способствовал регулярному поступлению порций лёгких УВ в залежи центральной части Ромашкинского купола.
Другие залежи испытывали разнонаправленные движения, и находились в более
нестабильных состояниях, приводящих к разрушению и переформированию залежей. Естественно, при этом физико-химические свойства нефти менялись.
Анализируя распределение месторождений в поле макротрещиноватости установлено, что все высокопродуктивные нефтяные месторождения Татарстана
сосредоточены в области с высокой макротрещиноватостью. В области с низкими значениями макротрещиноватости попали менее эффективные нефтяные месторождения небольшого размера.
Для проверки гипотезы о влиянии неотектонического фактора на физические
свойства нефти был выполнен однофакторный дисперсионный анализ, где в качестве зависимых переменных выступали плотность и вязкость нефти, а в качестве группирующей переменной уровень геодинамической активности. В данном случае группировка по площадям и месторождениям не проводилась. Анализ показал, что различия средних двух групп для плотности нефти из отложений карбона значимые, даже с учетом вариаций значений внутри групп. В зонах
с низкой геодинамической активностью нефти в залежах более плотные, в зонах
с высокой геодинамической активностью – более легкие. Для значений плотности проб нефти, отобранных из отложений девона, наблюдается та же тенден193
ция, но здесь статистически значимые различия отсутствуют. Значимых различий по вязкости нефти из залежей, располагающихся в зонах высокой и низкой
геодинамической активности и для отложений карбона, и для отложений девона
обнаружено не было.
Полученные результаты можно интерпретировать как результат различного
соотношения интенсивности двух процессов – формирования (переформирования) и разрушения залежей в различных геодинамических условиях. В областях
с низкой неотектонической (геодинамической) активностью преобладает процесс разрушения – идет естественное разрушение («старение») залежей, что
приводит к увеличению плотности нефти. А в областях с высокой геодинамической активностью преобладает процесс формирования (переформирования) залежей.
Другое важное предположение на основе полученного результата состоит в
том, что все залежи данного региона не могут быть очень древними, вряд ли они
смогли бы пережить несколько таких тектонических фаз.
Работа выполнена в рамках реализации ФЦП «Научные и научнопедагогические кадры инновационной России» на 2009 – 2013 годы.
ОСОБЕННОСТИ РАСПРОСТРАНЕНИЯ МЕТАЛЛОВ В НЕФТЯХ
С.Б.Нуржанова
050010,г.Алматы, ул.Богенбай батыра, 80 оф.401 Научно-инженерный центр «Нефть»
Национальной инженерной академии
Республика Казахстан
This report provides the general characteristics of the deposits of oil, gas and ores of rare
metals, the source concentration, the evolution of the formation, the chemical and mineralogical composition. The conception of genesis of oil, gas and polymetallic ores in the process of
evolution is presented.
Интенсивное развитие и достижения наук о Земле настолько расширили наши представления о процессах концентрирования и рассеивания минеральных
веществ в земной коре, что стало очевидным единство многих фундаментальных
законов, которым подчиняются процессы образования, перемещения и локализации объектов углеводородного сырья. Несомненную роль в формировании
рудных и нерудных полезных ископаемых играют металлы. Особое внимание
привлекают причины появления металлов в нефтяных системах, закономерности
их распространения и распределения по типам нефтей [1].
Содержание химических элементов, необходимых для жизни на Земле ограниченно и, как отметил В.Р. Вильямс, единственный способ придать органическому веществу свойства бесконечности, это заставить его включиться в кругооборот природы. Ощущение массового распространения органогенов в природе
ошибочно, в действительности их содержание составляет ничтожную величину,
например (в кларках): C – 0,1, N – 0,12, S – 0,12, P – 0,15, H – 0,97, V – (0,012).
194
В природе происходит постоянный переход элементов-оргагеннов из минеральной формы в органическую и снова в минеральную. За все время существования земной коры в формировании которой принимали участие геохимические,
тектонические и биологические процессы, через живые организмы прошло минеральных веществ более 10% от всей массы осадочных пород. Живое вещество
извлекает из пород литосферы миллиарды тонн минеральных веществ, удерживая их в своем составе, это величина оценивается в 491,9*109т. Потребность
элементов в определенных формах для разных групп животных различна. Так,
животные потребляют азот и углерод в виде органических соединений, растения
в минеральной форме. И, те и другие используют элементы-органогенны для
синтеза органических веществ своего тела, при этом выделяют мочевину, сероводород, экскременты и корневые выделения, часть биологически важных элементов переходят из усвояемой формы в неусвояемую. Возращение этих элементов в доступную для растений и животных форму осуществляют микроорганизмы. Особенно велико значение микроорганизмов в биогеохимической миграции металлов ввиду громадной скорости их размножения. Поглощая из окружающей среды большое количество химических элементов, организмы сохраняют в себе только те, которые необходимо для биологических процессов, и
возвращая в окружающую среду ″ вредные ″ элементы [2].
Таким образом, в природе постоянно идет кругооборот элементов. Следовательно, углекислота, азот, кислород, водород и другие элементы за период существования органической материи прошли через живые организмы множество
раз, образуя круговорот, переходя из органической (усвояемой) формы в неорганическую (неусвояемую). Возращение этих элементов в доступную для растений и животных форму осуществляют микроорганизмы.
По данным Института океанологии, в Мировом океане содержится 1830
млрд. т органического вещества (в пересчете на углерод), из которого на дно
ежегодно поступает 1-3 млрд. т, а с осадками захороняется 85 млн. т. Если предположить, то в течение фанерозоя (570 млн. лет) скорость накопления органического вещества в морях и океанах была кой же, как в настоящее время (что, конечно, неверно, так как в отдельные периоды она значительно колебалась), то за
этот промежуток времени могло накопиться столько органического вещества,
что его хватило бы для образования 56 000 трлн. т нефти. В этих расчетах не
учитывалось количество органического вещества, которое накапливается в
осадках крупных озер, рек и болот (торф) [3].
Таким образом, в осадочные породы уже на первой стадии их образования
попадает органическое вещество, количество которого, как правило, не превышает 1-2 % их состава, но нередко достигает и 10-20%, а эпизодически 50-100 %
(горючие сланцы, ископаемые угли).
В природе синтез органического вещества (ОВ) осуществляется тремя путями
(схема):
Решающую роль в создании органического вещества играл фотосинтез.
195
Огромный био-геохимический эффект жизни подчеркивается тем, что ежегодно только в результате процессов фотосинтеза живым веществом биосферы
используется 3,65*1011т углекислоты и 1,5*1011т воды и выделяется 2,66*1011т
кислорода.
Образование белка хемосинтезом сопровождается выделением элементной
серы и воды.
Наличие металлов в ОВ зависит от окислительно-восстановительного потенциала среды осадконакопления. В биосфере Земли устанавливается планетарная
окислительно-восстановительная зональность, включающую окислительную зону – атмосферу (тропосферу), большую часть гидросферы и сушу, восстановительную зону, охватывающую дно океанов, а также глубинные подземные воды.
В идеальном случае, при поступлении органического вещества на дно застойного водоема и его захоронения, образуются три геохимические зоны: (рисунок 1).
Свободный кислород (О2) является продуктом фотосинтеза, СО2 – продукт
окисления ОВ, сероводород (Н2S) обычно является продуктом бактериальной
сульфат-редуциирующей деятельности.
Проявление металлогенических процессов определяется особенностью
энергетических свойств химических элементов и общими факторами
формирования и эволюции Земли и ее коры. Эта особенность состоит в том, что
каждый элемент (по причине индивидуальности его массы, ядерно-электронного
строения и внутренней энергии) обладает специфическими (меньшими или
большими) возможностями создавать соединения с другими элементами и
определять их прочность (энергию связи), выражаемую в свободной энергии
образования. Причины групповой концентрации металлов следует искать в
строении пространственных структур элемент - органических и - неорганических веществ их природой и свойствами. Одним из таких биомаркеров являются
тетрапирроловые соединения - порфирины, благодаря уникальности строения,
устойчивости и распро196
Рисунок 1 – Планетарная модель окислительно-восстановительной зональности
страненности в земной коре. Порфирины обнаружены не только в нефтях, но и в
осадочных (изверженных) горных породах, минералах эндогенного происхождения, а также в асфальтитах, углях, торфе, сланцах, карбонатах, глубинных водах и т.д. Как составные части ОВ, обладая растворимостью в углеводородных,
водных средах, биомаркеры попадают в нефть, пластовые воды, взаимодействуя
с некоторыми металлами (V, Mо, Ni, Fe,Ti РЗМ и др.) участвуют в процессах их
аккумуляции и рассеяния.
Принципиальные отличия органического вещества, содержащегося в осадочных и магматических породах, обусловливаются также тем, что не все захороненное органическое вещество впоследствии может стать источником образования нефти и газа.
Обобщая эволюцию формирования рудных и нерудных месторождений полезных ископаемых магматического, осадочного и метаморфического происхождений можно предположить их генетическое единство и биогенный характер.
Список использованных источников
1 Нуржанова С.Б. и др. Ванадий, нефть и научно-технический прогресс в 21 веке.
//Промышленность Казахстана.- 2003.- №4 (19). –С. 62 – 67.
2 Вышемирский В.С., Конторович А.Э. Циклический характер нефтенакопления в истории Земли. // Геология и геофизика. 1997. № 5. -С. 907-918.
3 Нуржанова С.Б Роль органического вещества в эволюции нефти и черных сланцев Казахстана // Журнал «Нефть и газ» 2010. №3. – С.72-78.
197
ГАЗОГИДРАТЫ –ТРАДИЦИОННЫЕ И НЕТРАДИЦИОННЫЕ РЕСУРСЫ
УГЛЕВОДОРОДОВ
А.И. Обжиров
ФГБУН Тихоокеанский океанологический институт им.В.И.Ильичева ДВО РАН,
г.Владивосток
В работе рассматриваются закономерности формирования и разрушения газогидратов, возможные источники метана – мантийный, термогенный и микробный, которые
участвуют в образовании газогидратов в Охотстком море. Дана краткая характеристика
геолого-структурных условий формирования газовых гидратов в морских условиях и
метод их добычи. Ключевые слова: источники метана, нефтегазовые залежи, газогидраты, традиционные и нетрадиционные ресурсы углеводородов
It is distinguish regularity to form and to destroy gas hydrate at sources of methane – mantle, thermogenic and microbial to form gas hydrate in the Sea of Okhotsk. Geology and structures of characteristics to form gas hydrate in marine and mining it are presented. Key words:
sources of methane, oil-gas deposit, gas hydrate, traditional and not traditional resources of hydrocarbon
Введение
Газогидраты являются одним из важных геологическим феноменов. Они образуются в донных морских осадках или в многолетнемерзлых породах на суше,
при наличии достаточного количества метана, при низкой температуре и высоком давлении, в зоне стабильности газогидрата. В Охотском море газогидраты
образуются в верхних слоях донных осадках в районе зон разломов. По разломам к поверхности поднимаются газы, преимущественно метан, источником которого являются поток мантийного водорода и углерода с последующим синтезом метана, дегазацией термогенного метана из нефтегазсодержащих пород и
примесью современного микробного метана. Эти газы пронизывают геосферу,
гидросферу, атмосферу и участвуют в развитии Земли.. Они взаимосвязаны с
процессами сейсмотектонической активизации, формированием нефтегазовых
залежей, морфоструктур морского дна, землетрясений, цунами и процессами
глобального изменения (потепления) климата.
Результаты исследований газогидратов и нетрадиционная добыча метана
С 1998 по 2012 годы эти исследования продолжались по трем международным проектам – Российско-Германскому (ГЕОМАР, 1998-2004 гг.), РоссийскоЯпонско-Корейскому ХАОС (2003-2006 гг.) и Российско-Японско-Корейскому
САХАЛИН (2007-2012 гг.). С В результате комплекса геолого-геофизических,
гидроакустических, газогеохимических и океанологических исследований в научных морских экспедициях по международным проектам были обнаружено более 500 выходов пузырей метана из донных отложений в воду и газогидраты на
17 площадях в районе потоков метана (рис.1А и 1Б), выявлены геологогеофизические, гидроакустические, газогеохимические закономерности формирования и разрушения газогидратов
198
А
Б
Рис. 1А и 1Б. А)-Газогидраты (белые слои) в керне донных осадков в нижней части колонки LV50-29. Б)-Поток пузырей метана из донных отложений в воду (гидроакустическая запись А.С.Саломатиным). Охотское море.
Наши исследования в Охотском море однозначно показывают, что источником метана являются мантийный и термогенный метан недр, который мигрирует
к поверхности по зонам разломов. В зоне стабильности газогидратов (низкая
температура и высокое давление) образуются газогидраты. Количество потоков
метана увеличивается в периоды сейсмо-тектонических активизаций. В пределах участка разгрузки концентрации метана превышали 20000 нл/л, а вблизи них
– 1000-3000 нл/л. Содержание метана в донных осадках составило 5-10 мл/л, а в
слоях осадков где содержатся газогидраты, количество метана достигало 200
мл/л. [1].
199
Рис. 2. Принципиальная схема отбора газа из потока пузырей метана и газогидратов [2]
Отметим, что в газогидратах содержится громадное количество метана. Возможность извлечение метана из газогидратов в настоящее время интересует
многих ученых и технических специалистов. Исходя из полученных нами исследований закономерности формирования и разрушения газогидратов и приуроченность их к потокам пузырей метана из донных отложений в воду, нами
предложен метод извлечения метана из его потока и газогидратов. [2] как нетрадиционный источник углеводородного сырья (рис. 2). Купол (1) из специального
материала перекрывает поток пузырей метана, который поступает в коллектор
(5). При заполнении коллектора пузырями метана в нем на глубине более 300 м
метан переходит в газогидрат (зона стабильности газогидрата). Коллектор с газогидратом всплывает автономно по центральному тросу до ресивера. В ресивере газогидрат превращается в газ на глубине менее 200 м (зона нестабильности
газогидрата). Газ поступает в автономный газосборник (13), закрепленный якорем, к которому может подойти специальное судно для забора газа. Таких устройств одновременно можно поставить на 50 и более выходов пузырей метана и
200
судно-сборщик метана по очереди будет забирать газ из установок. Газ можно
использовать как нетрадиционное углеводородное сырье и (или) в химическом
производстве, например метанола.
Заключение
Существует много патентов извлечения метана из газогидратов, в том числе
представленный нами [2]. Но создать технически и коммерчески эффективный
метод добычи метана из морских газогидратов еще не удается. Пока существуют
традиционные залежи углеводородов разработка газогидратов не рентабельная.
Этот процесс еще изучается и ждет своего времени.
Литература
1. Обжиров А.И. Газогеохимические поля придонного слоя морей и океанов. М.: Наука,
1993. 139 с.
2. Обжиров А.И. и Тагильцев А.А. Технологический комплекс для разработки газогидратных залежей в открытом море. Патент, № РФ 2386015. 2010. Бюл. № 10
ЧЕРНЫЕ СЛАНЦЫ КУОНАМСКОГО КОМПЛЕКСА КЕМБРИЯ –
ВОЗМОЖНЫЙ ИСТОЧНИК УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ
НА ВОСТОКЕ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ
Т.М. Парфенова, С.Ф. Бахтуров, В.Н. Меленевский
ИНГГ СО РАН, г. Новосибирск
В настоящей работе основное внимание уделено особенностям распространения
в разрезах и по площади обогащенных органическим веществом (ОВ) пород куонамского комплекса, их генерационным свойствам и составу ОВ и пород. Представлено
обобщение результатов многолетнего изучения черных сланцев кембрия с учетом
геолого-геохимических исследований, выполненных в последнее время.
Освоения нетрадиционных источников энергии и нефтепродуктов обоснованы тем, что согласно органической теории происхождения нефти запасы ее ограничены. Одним из альтернативных нефти источников промышленной энергетики и нефтехимии в настоящее время являются черные (горючие) сланцы. На
востоке Сибирской платформы широко распространены черные сланцы куонамской, иниканской и синской свит нижнего и среднего кембрия, объединенные в
куонамский комплекс (формацию) [Бахтуров и др., 1988; Конторович, 1976 и
др.]. Они имеют сравнительно низкий энергетический потенциал, но могут рассматриваться в качестве сырья для получения продуктов с высокой потребительской стоимостью. Их использование может быть экономически эффективно.
Поэтому в настоящее время актуальны детальное исследование состава, оценка ресурсов черных сланцев и разведка их залежей.
Установлено, что содержание органического углерода (Сорг) в породах куонамского комплекса изменяется от 0,1 до 30,0 % [Баженова и др., 1972; Бахтуров и
201
др., 1988; Болдушевская и др., 2008; Зеленов, 1957; Зуева и др., 2012; Конторович,
1976; Конторович и др., 1981; Савицкий и др., 1972; Каширцев, 2003; Меленевский и др., 1997; Парфенова и др., 2004; Парфенова, 2009 и мн. др.]. По степени
обогащенности органическим веществом (ОВ) породы толщи неоднородны. Максимальные концентрации приурочены к горючим сланцам, аргиллитам, глинистокремнистым и глинисто-карбонатно-кремнистым породам [Бахтуров и др., 1988;
Зеленов, 1957; Конторович, 1976; Савицкий и др., 1972; Каширцев, 2003; Парфенова и др., 2004]. В этих высокоуглеродистых отложениях содержание Сорг больше 10 %. Минимальными концентрациями обладают известняки и черные кремни.
В них обычно содержится менее 5 % органического углерода. В биокластических
известняках концентрации Сорг опускаются до 0,1-0,5 %. К углеродистым породам, содержащим менее 10 % органического углерода, можно отнести глинистые и сильноглинистые известняки, «чистые» аргиллиты и аргиллиты с примесью карбонатного материала, а также обогащенные глинистым веществом кремнистые породы. Геохимические исследования показали, что концентрации органического углерода увеличиваются с ростом глинистости отложений [Конторович, 1976; Савицкий и др., 1972 и др.].
В изученных куонамских отложениях на обнажениях рек и в скважинах на
востоке Сибирской платформы (рис. 1) наблюдается переслаивание разных литологических типов. Следует отметить, что разрезы куонамского комплекса, содержащие высокоуглеродистые породы сосредоточены на склонах Анабарской
антеклизы. На северном склоне Алданской антеклизы были выявлены проявления горючих сланцев в разрезах р. Юдома, р. Мая [Баженова и др., 1972; Бахтуров и др., 1988; Конторович и др., 1981; Дахнова и др., 2013] и зафиксировано
содержание Сорг на уровне 17 % в пробе высокоуглеродистого известняка из разреза р. Лена [Зеленов, 1957] (рис. 1). В породах куонамского комплекса на юговостока Сибирской платформы, как правило, содержание органического углерода не превышает 10 %, чаще 5 %.
Известно, что породы куонамского комплекса обогащены серой [Конторович,
1976; Савицкий и др., 1972; Конторович и др., 2005 и др.] по сравнению с обедненными ОВ отложениями Сибирской платформы. Средние значения содержания серы сульфидной в куонамской свите изменяются от 0,25-0,27 % в глинистых известняках и доломитах до 0,97-1,03 % в сапропелитовых аргиллитах и
глинистых мергелях [Савицкий и др., 1972]. Сравнительный анализ, выполненный в 1970-х годах, позволил авторам утверждать, что в куонамской свите общее содержание серы в 1,5-3 раза ниже, чем в доманиковом горизонте и баженовской свите соответственно Тимано-Печорского и Западно-Сибирского осадочных бассейнов. В породах иниканской свиты средние значения общего содержания серы изменяются от 0,10-0,43 до 0,95-1,05, серы сульфидной – 0,101,02, серы сульфатной – от следовых количеств до 0,04 %. Установлены положительные корреляционные связи между общим содержанием серы в породах и
концентрацией органического углерода. Для куонамских отложений коэффициент корреляции равен 0,44, иниканских – 0,65, синских – 0,77 [Савицкий и др.,
1972]. Эти результаты подтверждены исследованиями разреза р. Молодо. По мере увеличения в породах куонамской свиты концентрации Сорг от 1,5 до 20,9 %
202
Рис. 1. Схема распространения разрезов на востоке Сибирской платформы,
в которых породы куонамского комплекса в разной степени обогащены ОВ
(по опубликованным данным [Зеленов, 1957, Савицкий и др., 1972,
Бахтуров и др., 1988, Парфенова и др., 2009 и др.])
1 – границы Сибирской платформы, 2 – разрезы, в которых породы куонамской толщи содержат
Сорг от 1 % до 20 % и более, 3 – разрезы, в которых породы куонамской толщи содержат Сорг
меньше 10 %; 4 – место отбора образцов.
Изученные разрезы: 1 - р.Муна, 2 - р.Кюленке, 3 - р.Молодо, 4 - р.Оленек, напротив устья
р.Амыдай, 5 - р.Некекит, 6 - 3-4 км выше устья р. Чемордоах, правого притока р. Оленек, 7 - 7 км
выше устья безымянного притока р. Боролуолах (левый приток р. Оленек), 8 - долина р. Торкукуй
(правый приток р. Оленек), 9 - приустьевая часть руч. Керсюке (г. Саланкан), 10 - р. Хорбусуонка,
12 и 25 км ниже устья р. Матайи, 11 - р. Лена, выше правого притока руч. Махан-Алдьярхай, 12 р. Мал. Куонамка, в 1,5 км ниже устья р. Ухумун, 13 - р. Мал. Куонамка, близ пос. Жилинда, 14 р. Мал. Куонамка, руч. Юлегирь-Юрях, 15 - р. Бол. Куонамка, ниже устья р. Улахан-Тюлень, 16 р. Оленек, 18 км ниже пос. Оленек, 17-18 - р. Оленек, 5 и 8 км выше устья р. Арга-Сала, 19 - р. Арга-Сала, близ устья р. Куота, 20 - руч. Сикит, нижнее течение, 21 - р. Юдома, 45-60 км от устья
между ключами Суорболах и Кюстэхтэх, 22 - р. Иникан, 15 км выше устья, 23 - р. Ханда (Белая), 5
км выше устья р. Мутулы, 24 - р. Белая, район р. Суордах, 25 - р. Ботома, 5 км ниже устья руч.
Кыры-Таас, 26 - р. Синяя, 6 км выше устья, 27 - р. Лена, 28 - скв. Хоточу-7.
203
Таблица 1
Генерационные свойства пород куонамского комплекса
нижнего и среднего кембрия
растет общее содержание серы от 0,4 до 2,7 %. Соответствующий коэффициент
корреляции равен 0,83 [Конторович и др., 2005]. В куонамской свите наблюдается довольно сильная связь Сорг и серы сульфатной. Коэффициент корреляции
равен 0,40. В иниканской и синской свитах этот коэффициент существенно ни204
же. Особенность геохимии куонамского комплекса – обедненность пород (относительно доманиковых и баженовских отложений) сульфидной серой и обогащенность сульфатной.
В последнее время методом пиролиза изучены коллекции восточного склона
Анабарской и северного склона Алданской антеклиз (табл. 1). Содержание «битумоидной» компоненты (S1) в породах куонамского комплекса изменяется от
0,01 до 0,25 %. Доля «керогеновой» части ОВ (S2) составляет 0,29-8,92%. Значения индекса продуктивности (PI) обычно лежат в интервале 0,01-0,05, редко
достигают 0,09-0,14. Водородный индекс (HI), как правило, варьирует от 300 до
600 мгУВ/гСорг. В известняках и фосфоритах оценки этого параметра понижаются до 109-285 мгУВ/гСорг [Меленевский и др., 1997], глинистых сланцах, карбонатных и глинисто-кремнистых породах – повышается до 750 мгУВ/гСорг [Болдушевская и др., 2008; Дахнова и др., 2013]. Температуры максимального выхода углеводородов изменяются от 420 до 460 °С. Известно, что высокие (больше
200) значения водородного индекса характеризуют аквагенное ОВ. Повидимому, низкие значения водородного индекса (меньше 200) пород куонамского комплекса связаны с потерями водорода при окислении ОВ в диагенезе и
гипергенезе. Эта гипотеза обоснована в наших работах 2005-2011 гг.
Содержание и состав битумоидов исследован для коллекций из разрезов р.
Оленек, р. Малая Куонамка, р. Некекитр, р. Юдома, р. Лена, р. Молодо, р. Кюленке, скв. Хоточу-7 и др. востока Сибирской платформы [Зуева и др., 1992;
Зуева и др., 2012; Конторович и др., 1981; Парфенова и др., 2004; Савицкий и
др., 1972 и др.]. Авторами установлено, что выход хлороформенного битумоида
в породах обычно изменяется от 0,10 до 0,30 %, редко опускается до 0,03 % и
превосходит 0,50 %. Повышенными содержаниями битумоида и величинами
степени битуминизации ОВ характеризуются породы, обогащенные карбонатным веществом, куонамской и иниканской свит. Относительно низкие концентрации битумоидов наблюдаются в известняках синской свиты (0,05-0,07 %) и
сапропелитовых аргиллитах куонамской – 0,04 %. В групповом составе битумоидов содержание масел варьирует от 30 до 60 %, смол – от 40 до 70 %, асфальтенов – от 2 до 10 % (редко повышается 15 %). Выявлено, что концентрации
масел и асфальтеновых компонентов в известняках больше, чем в горючих
сланцах. В последних преобладают смолы.
Заключение.
Впервые обобщены материалы пиролитических исследований пород куонамского комплекса (табл. 1). Подтверждено, что углеродистые породы нижнего и
среднего кембрия насыщены ОВ аквагенного типа. Температуры максимальных
выходов углеводородов, как правило, соответствуют стадии начального мезокатагенеза (по [Конторович, 1976]). Это не только свидетельствует, что породы из
естественных обнажений и малоглубинных скважин попадали в главную зону
нефтеобразования, но и указывает на неполностью реализованный высокий остаточный генерационный потенциал пород приповерхностной зоны на склонах
Анабарской и Алданской антеклиз. Следовательно, имея успешную технологию максимального извлечения битумоидов и производства синтетической
нефти из обогащенных природными углеводородными компонентами черных
205
сланцев, разработка залежей, выявленных в куонамском комплексе, может быть
экономически оправдана.
Высокое (более 10 %) содержание ОВ и относительно низкие концентрации серы в породах делают черносланцевый куонамский комплекс на территории бассейнов рек Оленек, Анабар и их притоков, а также рек Мая и Юдома первоочередными
привлекательными объектами в качестве источника на востоке Сибирской платформы потенциального углеводородного сырья для нефтехимических продуктов,
остаточной породы для строительных материалов и прочего.
Объективная количественной оценка ресурсов черносланцевых пород кембрия возможна при проведении специальных современных геологогеохимических исследований куонамского комплекса в качестве минерального
сырья.
Работа выполнена в рамках программы фундаментальных научных
исследований РАН VIII.73.4 и при поддержке грантов НШ-4498.2012.5,
программ ОНЗ-1 РАН, междисциплинарного интеграционного проекта СО РАН
№ 78.
Литература
Баженова Т.К., Дробот Д.И., Евтушенко В.М., Кащенко С.А., Конторович А.Э., Макаров К.К., Савицкий В.Е., Самсонов В.В., Шабанов Ю.Я., Шишкин Б.Б. Рассеянное органическое вещество в отложениях кембрия Сибирской платформы // Геохимия нефтегазоносных толщ кембрия Сибирской платформы. – Тр. СНИИГГиМСа: вып. 139, 1972а.
С. 4-18.
Бахтуров С.Ф., Евтушенко В.М., Переладов В.С. Куонамская битуминозная карбонатно-сланцевая формация. – Новосибирск: Наука, 1988. – 160 с.
Болдушевская Л.Н., Филипцов Ю.А., Переладов В.С., Шабанов Ю.Я. Результаты пиролиза органического вещества отложений куонамской свиты (нижний-средний кембрий) в разрезе на р.Молодо // XIII международная полевая конференция рабочей группы по ярусному расчленению кембрия Сибирской платформы, Западная Якутия. –
Новосибирск: Изд-во ФГУП «СНИИГГиМС», 2008. – С. 9-11.
Дахнова М.В., Жеглова Т.П., Можегова С.В. Геохимия органического вещества нефтематеринских отложений рифея, венда и кембрия // Нефтегазогеологический прогноз и
перспективы развития нефтегазового комплекса Востока России: сб. материалов научнопрактической конференции. 17-21 июня 2013 г., Санкт-Петербург. – СПб.: ФГУП
«ВНИГРИ», 2013. – С. 70-77.
Зеленов К.К. Литология нижнекембрийских отложений северного склона Алданского
массива. – М.: Тр. АН СССР ГИН, 1957. – Вып. 8. – 123 с.
Зуева И.Н., Уткина Н.А., Каширцев В.А., Григорьева Т.А. Геохимия порфиринов и
микроэлементов органического вещества и нафтидов Западной Якутии. – Якутск, ЯНЦ
СО РАН, 1992. – 100 с.
Зуева И.Н., Каширцев В.А., Чалая О.Н. Высокоуглеродистые породы куонамской горючесланцевой формации как источник комплексного минерального сырья // Наука и
образование. – 2012. - № 2. – С. 10-15.
Каширцев В.А. Органическая геохимия нафтидов востока Сибирской платформы. –
Якутск: ЯФ изд-ва СО РАН, 2003. – 159 с.
Конторович А.Э. Геохимические методы количественного прогноза нефтегазоносности. – Труды СНИИГГиМСа. – Вып. 229. – М.: «Недра», 1976. – 250 с.
206
Конторович А.Э., Евтушенко В.М., Ивлев Н.Ф., Ларичев А.И. Закономерности накопления органического вещества на территории Сибирской платформы в докембрии и
кембрии // В книге: Литология и геохимия нефтегазоносных толщ Сибирской платформы. –
М.: Наука, 1981. – С. 19-42.
Конторович А.Э., Парфенова Т.М., Иванова Е.Н. Ароматические углеводородыбиомаркеры и дибензотиофены в битумоидах куонамской свиты (северо-восток Сибирской платформы) // Долк.РАН. – 2005. – Т. 402. – № 6. – С. 804-806.
Меленевский В.Н., Занин Ю.Н., Замирайлова А.Г., Изосимова А.Н., Гилинская Л.Г.
Анализ генезиса желваковых фосфоритов на основе изучения органического вещества
(на примере куонамской свиты кембрия Сибирской платформы) // Геология и геофизика.
– 1997. – Т. 38. – № 6. – С. 1088-1095.
Парфенова Т.М., Бахтуров С.Ф., Шабанов Ю.Я. Органическая геохимия
нефтепроизводящих пород куонамской свиты кембрия (восток Сибирской платформы) //
Геология и геофизика. – 2004. – Т. 45. – № 7. – С. 911-923.
Парфенова Т.М., Коровников И.В., Меленевский В.Н., Эдер В.Г. Геохимические
предпосылки нефтеносности кембрийских отложений Лено-Амгинского междуречья
(юго-восток Сибирской платформы) // Геология нефти и газа. – 2009. – № 1. – С. 87-91.
Савицкий В.Е., Евтушенко В.М., Егорова Л.И., Конторович А.Э., Шабанов Ю.Я.
Кембрий Сибирской платформы (Юдомо-Оленекский тип разреза. Куонамский комплекс отложений). – Тр. СНИИГГиМСа: вып. 130, М.: Недра, 1972. – 200 с.
ОЦЕНКА МАССЫ ХИМИЧЕСКИХ ЭЛЕМЕНТОВ В ПЛАСТОВОМ ГАЗЕ
ГИГАНСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
В.И. Петренко, И.Н. Петренко
Северо-Кавказский федеральный университет
Известно, что пластовый газ газоконденсатной залежи состоит из трёх составных частей: газа-растворителя, паров углеводородов и паров воды [1].
К настоящему времени в газоконденсатах и конденсационных водах
обнаружены многие химические элементы [2, 3] (таблица).
Представляет научный и практический интерес оценка ресурсов химических
элементов в пластовом газе газоконденсатного месторождения, которые поступают на поверхность без дополнительных технологических и финансовых затрат. В качестве примера выбрано гигантское газоконденсатное месторождение
с начальными запасами газа 2,4 трлн. м3 газа, газоконденсата – 640 млн. м3, пластовой температурой 90°С и начальным пластовым давлением 30 МПа. При минерализации остаточной воды 80 г/дм3 влагосодержание пластового газа составляет 3 г/дм3. При оценке массы химических элементов использовали средние величины содержания химических элементов в газоконденсатах и конденсационных водах.
Следует отметить, что отсутствие многих элементов в конденсационных водах обусловлено тем, что их содержание просто не определялось в этих водах.
Естественно ожидать, что в поровом пространстве любой газоконденсатной залежи одни и те же химические элементы присутствуют в остаточной воде, парах
углеводородов и парах воды.
207
Как видно из приведенных в таблице данных, ресурсы химических элементов
в газоконденсатной залежи значительны. В месторождениях с большим содержанием высококипящих углеводородов и с более высокой температурой масса
химических элементов будет ещё значительнее.
Необходимо разработать технологии извлечения элементов из газоконденсата
и конденсационной воды. В этом направлении ведутся исследования в СКФУ.
Таблица – Масса элементов в пластовом газе газоконденсатного месторождения
Хасси Р‫׳‬Мель
Элемент
Li
B
F
Na
Mg
Al
Si
Cl
K
Ca
Sc
V
Cr
Mn
Fe
Co
Ni
Cu
Zn
Ga
As
Se
Br
Rb
Sr
Zr
Sb
I
Cs
Ba
La
Ce
Содержание, мг/дм3
в конв газоденсаконционденсате
ной воде
–
–
–
0,36
–
–
–
13,095
5,04
–
0,00405
0,375
–
0,345
1,508
0,075
0,203
0,750
0,690
–
0,00345
0,05625
0,345
0,2175
–
0,0418
0,015
0,735
0,00975
0,15
0,0039
0,000572
0,087
0,25
0,21
28,6
3,03
0,56
2,8
81,6
2,42
26,1
–
–
0,07
2,37
165,4
0,11
0,53
3,77
3,78
0,11
–
–
0,093
–
0,58
–
–
0,0067
–
0,8
–
–
Масса в
пластовом газе,
т
0,627
1,800
1,512
430,44
21,81
4,02
20,16
8758,68
3162,43
187,8
2,53
234,0
0,504
232,37
2132,0
47,592
130,516
495,15
457,81
0,792
2,15
351,0
215,97
135,7
2,01
26,1
9,36
458,648
6,06
99,36
2,43
0,357
Элемент
Co
Ni
Cu
Zn
Ga
As
Se
Br
Rb
Sr
Zr
Sb
I
Cs
Ba
La
Ce
Sm
Eu
Yb
Lu
W
Au
Hg
Tl
Pb
Th
U
HCO3─
SO42─
NH4+
208
Содержание, мг/дм3
в конв газоденсаконденционса-те
ной воде
Масса в
пластовом газе,
т
0,075
0,203
0,750
0,690
–
0,00345
0,05625
0,345
0,2175
–
0,0418
0,015
0,735
0,00975
0,15
0,0039
0,000572
0,000975
0,033
0,012
0,0002025
0,01275
0,0027
0,09
0,00375
–
0,0255
0,03825
–
–
–
Итого
47,592
130,516
495,15
457,81
0,792
2,15
351,0
215,97
135,7
1,392
26,1
9,36
458,65
6,06
99,36
2,43
0,357
0,608
20,6
7,49
0,126
7,96
1,68
56,2
2,34
2,88
15,9
23,9
789
190,8
64,8
21256,363
0,11
0,53
3,77
3,78
0,11
–
–
0,093
–
0,58
–
–
0,0067
–
0,8
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
0,40
–
–
117,9
26,5
9,0
Литература
1. Крафт, Б. С. Прикладной курс технологии добычи нефти / Б. С. Крафт, М. Ф. Хокинс.
– М.: Гостоптехиздат, 1963. – 460 с.
2. Старобинец, И. С. Микроэлементы в газоконденсатах и их геохимическое значение
(на примере нефтегазоконденсатных месторождений Средней Азии) / И. С. Старобинец,
Э. В. Курганская // Докл. АН СССР. 1979. Т. 245. – С. 454–457.
3. Петренко, В. И. Геолого-геохимические процессы в газоконденсатных
месторождениях и ПХГ / В. И. Петренко, В. В. Зиновьев, В. Я. Зленко, И. В. Зиновьев, С.
Б. Остроухов, Н. В. Петренко – М.: Недра, 2003.– 511 с.
ПРЕВРАЩЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ПОД ДЕЙСТВИЕМ
КАТАЛИЗАТОРОВ В ПОРИСТОЙ КАРБОНАТНОЙ СРЕДЕ
С.М. Петров, Г.П. Каюкова, Г.В. Романов, Б.П. Туманян,
Н.Н. Петрухина, Д.Н. Борисов, И.М. Абдрафикова
Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт органической
и физической химии имени А. Е. Арбузова Казанского научного центра Российской академии наук, Казань
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Российский государственный университет нефти и газа
имени И.М. Губкина», Москва
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Казанский национальный исследовательский технологический университет», Казань
Development of technologies for extracting heavy oil and natural bitumen in situ by converting them using nanosized catalysts, steam, air-oxygen mixture, and other systems
Для освоения месторождений тяжелых нефтей и битумов все больше разрабатываются высокоэффективные и вместе с тем дорогостоящие методы их добычи
отличные от методов добычи кондиционных нефтей [1]. Необходимость нетрадиционного подхода определяется составом и свойствами тяжелого углеводородного сырья, в первую очередь повышенным содержанием смолисто-асфальтеновых
веществ, сернистых соединений и металлов, высокими значениями плотности и
вязкости, а также нестандартными фильтрационно-емкостными свойствами вмещающих их коллекторов. Одна из основных причин препятствующих освоению месторождений тяжелых нефтей – низкая рентабельность (или не рентабельность) их
добычи и переработки по современным и инновационным технологиям. В рыночных условиях промышленно значимыми считаются рентабельные запасы месторождений углеводородов [2] и для пополнения ресурсной базы за счет нетрадиционных видов углеводородного сырья необходим поиск и промышленное внедрение
более эффективных ресурсосберегающих технологии их освоения.
Здесь следует остановиться на том, что предметом перспективных исследований ведущих зарубежных научно-производственных центров в настоящее
время является уже разработка методов и технологий воздействия на пласт сле209
дующего поколения, приводящих к частичному преобразованию тяжелого углеводородного сырья непосредственно в пласте [3]. Особое внимание уделяется
развитию методов внутрипластового окисления тяжелой нефти. Технология
подразумевает закачку в пласт воздуха либо воздушно-кислородной смеси, с
доставкой в пласт катализатора, допуская при необходимости предварительный
локальный нагрев пласта. Многочисленные литературные данные свидетельствуют о том, что направление и глубина окислительного действия кислорода в
процессе окисления в заметной степени зависят от температуры процесса. Так,
если вести окисление при температуре 180-2000С, наряду с выделением воды в
результате дегидрирующего действия кислорода, наблюдается также непрерывное накопление кислородсодержащих соединений. В результате превращений
компонентов нефти под действием кислорода воздуха образуется оксидат, представляющий смесь кислородсодержащих соединений (карбоновых кислот, кетонов, альдегидов, эфиров, спиртов), при этом выделяется значительное количество теплоты, что обеспечивает комплексное воздействие на нефтевмещающую
породу. Образующиеся при окислении легкие фракций и газообразные продукты
делают нефть более подвижной, в совокупности с выделяющимся теплом и поверхностно-активными свойствами образованного оксидата, снижающего поверхностное натяжение нефти на границе с твердой фазой, в целом способствуют увеличению нефтеотдачи [4, 5].
Таким образом, проведение внутрипластового низкотемпературного окисления нефти требует поддержания в пласте температуры в пределах 150-200°С,
при которой возможно протекание реакций окисления углеводородов нефти.
Наиболее широко применяемыми методами добычи тяжелых нефтей и природных битумов являются паротепловые обработки призабойных зон скважин и закачка в пласт теплоносителей, что дает возможность прогреть пласт до температуры 200°С и выше [1]. В таких методах добычи в качестве рабочих агентов используют горячую воду и пар. В литературе указываются способы инициирования реакций низкотемпературного окисления нефти в пласте, применяя гомогенные либо гетерогенные катализаторы. В исследованиях, проводимых в Институте нефтехимического синтеза им. А. В. Топчиева РАН (Иванова И.И.) по
разработке кобальтсодержащих катализаторов окисления насыщенных углеводородов, в продуктах их превращения идентифицированы около 40 соединений,
в т.ч. гексанон-2, гексанон-3, гександион-2,5, ацетон, этилацетат, этиловый эфир
пропионовой кислоты (а так же следы других спиртов, кетонов, альдегидов и
эфиров). Аналогичные работы по разработке технологии инициирования окисления легких углеводородов в карбоновые кислоты с использованием катализаторов солей кобальта проводились и в ОАО «НИИНефтепромхим» совместно с
ИОФХ им. А.Е. Арбузова КазНЦ РАН. Однако при разработке и реализации
технологических процессов пришлось столкнуться с трудностями, связанными с
низким выходом карбоновых кислот способных воздействовать на карбонатный
коллектор .
Нами были продолжены исследования по изучению процессов низкотемпературного окисления кислородом воздуха высоковязкой нефти в пористой карбонатной среде моделирующей нефтевмещающую породу. На первоначальном
210
этапе проводился подбор технологических условий (температура, давление, расход воздуха, содержание гексана и катализатора) для отработки методики низкотемпературного окисления нефти и выявления закономерностей в изменении
её состава и свойств. Объектами исследования служили: нефть пермских отложений Ашальчинского месторождения расположенного на западном склоне
Южно-Татарского свода, карбонатная порода представленная преимущественно
кальцитом CaCO3, нанодисперсный катализатор ацетилацетонат кобальта (III)
являющийся традиционным гомогенным катализатором окисления углеводородов, а так же гексан (ГОСТ 2603-79) использующийся в качестве растворителя.
Эксперименты проводились в высокотемпературном реакторе периодического
действия фирмы Parr. Начальные условия экспериментов были приближены к
возможным пластовым условиям при освоении месторождений тяжелых нефтей
залегающих в карбонатных коллекторах тепловыми методами.
Таблица 1
Условия экспериментов
№
Опыта
Состав реакционной смеси
Температура,
ºС
Давление,
МПа
Время, ч
1
Кальцит: гексан (1:1) (Контроль)
200
8
2
2
Кальцит: гексан (1:1), катализатор
2%
200
5
2
3
Кальцит: гексан : нефть (1:1:1)
(Контроль)
200
5
2
4
Кальцит: гексан : нефть (1:1:1), катализатор 2%
200
5
2
5
Кальцит: гексан : нефть : вода
(1:1:1:1), ктализ. 2%
200
12
1
Исследование индивидуального углеводородного состава продуктов превращения гексана в системе «гексан, катализатор 2%» на газожидкостном хроматомасс-спектрометре PerkinElmer TurboMass Gold GS/MS позволило зафиксировать
ряд кислородсодержащих углеводородов с весьма низкой степенью конверсии до
10 %. В отличие от каталитического превращения гексана, присутствие в реакционной смеси карбонатной породы приводит к большему спектру новообразованных углеводородов в составе которых идентифицированы в заметных концентрациях бензол и его полициклические гомологи, нафталин, пирен, флуорен. Среди
кислородных соединений зафиксированы кетоны, в то время как кислоты практически не обнаружены, что может свидетельствовать о протекании реакций окислительно-восстановительного характера в присутствии карбонатной породы.
Кроме того по данным элементного анализа в составе карбонатной породы в заметных концентрациях содержатся Ni, V и Fe, которые, наряду с ацетилацетонатом кобальта, могут являться катализаторами окислительно-восстановительных
реакций.
Общие виды хроматограмм преобразованых нефтей в присутствии гексана и
кальцита (3) по сравнению с аналогичной системой, где в состав дополнительно
211
входит катализатор (4), весьма схожи. Однако состав углеводородов меняется в
направлении образования более низкомолекулярных структур. Полученные результаты показывают, что преобразованные нефти по сравнению с исходным образцом (0,9715) имеют меньшую плотность. Наибольшее снижение плотности наблюдается для опыта 5 (0,8969), где присутствует вода. Несмотря на то, что кислоты не были зафиксированы, карбонатные породы претерпели значительные
изменения, что наблюдалось по микроструктуре их поверхности сделанном на
растровом микроскопе.
Мы предлагаем приступить к разработке и реализации комплексного проекта
по созданию «методов конверсии тяжелых углеводородов в пласте», включающего разработку «специальных химических композиций с катализаторами, активизирующими в пласте процессы окисления, гидрирования, крекинга и др., приводящие к разжижению тяжелых нефтей, СВН или ПБ и частичному их преобразованию в маловязкие системы». В результате облегчается добыча, а так же транспорт и переработка такого углеводородного сырья. Данное направление исследований включает решение нескольких проблем: геологических, физических, химических и т.д. Этот проект под примерным названием «Разработка методов конверсии тяжелых углеводородов в пласте и технологий извлечения тяжелых нефтей и
природных битумов путем внутрипластового их преобразования, в том числе с
применением нанодисперсных катализаторов» [3] мог бы объединить коллективы
специалистов ИОФХ им. А.Е. Арбузова, РГУ нефти и газа им. Губкина, ИНХС
РАН, ИПНГ РАН, КФУ (КГУ), КНИТУ (КХТИ), ОАО «НИИнефтепромхим»,
ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть» и др.
Литература
1. Романов Г.В., Борисов Д.Н., Петров С.М., Якубов М.Р., Каюкова Г.П. Изучение низкотемпературного окисления высоковязких нефтей в условиях, приближенных к пластовым
// Нефть. Газ. Новации. 2012. №11. С.21-27.
2. Комплексное освоение тяжелых нефтей и природных битумов пермской системы Республики Татарстан / Р.Х. Муслимов, Г.В. Романов, Г.П. Каюкова, Н.И. и др. – Казань:
«ФЭН», 2012. -396 с.
3. Романов Г.В. О целевой республиканской программе комплексного освоения месторождений тяжелых нефтей и природных битумов Республики Татарстан // Георесурсы. 2012.
№4. С.34-36.
4. Romanov G.V., Borisov D.N., Yakubov M.R., Petrov S.M., Kayukova G.P. Low Temperature
Oxidation of Highly Viscous Oil Under Reservoir Conditions // GeoConvention 2013: Integration.
May 6-8, 2013. Calgary, Alberta.
5. Романов Г.В., Борисов Д.Н., Якубов М.Р., Петров С.М., Каюкова Г.П., Ибатуллин Р.Р.,
Амерханов М.И., Иванова И.И., Якубсон К.И., Альфонсов В.А. О превращениях тяжелой
нефти в пласте с применением катализаторов окисления. Материалы Междунар. научнопрактич. конф. «Высоковязкие нефти и природные битумы: проблемы и повышение эффективности разведки и разработки месторождений», 5-7 сентября 2012. Казань: ФЭН,
2012. С. 102-104.
212
МОРФОСТРУКТУРНЫЕ, ГЕОХИМИЧЕСКИЕ И ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ
ФАКТОРЫ РЕНТАБЕЛЬНОГО ОСВОЕНИЯ НЕТРАДИЦИОННЫХ
УГЛЕВОДОРОДНЫХ РЕСУРСОВ
Ю.И. Пиковский1, М.П. Гласко2, В.Г. Кучеров3,4
1
МГУ им. М.В.Ломоносова, Москва, 2Институт географии РАН, Москва, 3Royal Institute
of Technology, Stockholm, Sweden; 4Российский государственный университет нефти и
газа имени И.М. Губкина
The morphostructural zoning as base of local prediction of unconventional hydrocarbon resources are considered. The concentrated commercial shale oil and shale gas deposits are located at the morphostructural knots. Natural model of the oil and gas shows on crystalline
shield was studied by morphostructural and geochemical methods.
Основные ограничения использования нетрадиционных ресурсов углеводородов связаны с рентабельностью их добычи. Для одновременной разработки
большого месторождения сланцевых углеводородов требуется бурение сотен и
тысяч скважин с усложненной технологией проходки и вскрытия продуктивных
пластов. При этом время эксплуатации одной скважины намного короче времени эксплуатации обычной скважины на традиционном месторождении. Другой
серьезный ограничитель – это экологические проблемы, связанные с изменением состава и режима подземных вод с неконтролируемыми последствиями для
окружающей среды.
Рентабельное освоение нетрадиционных ресурсов углеводородов, помимо
решения чисто экономических и технологических проблем, зависит от успешности выбора участков с наиболее высокой концентрацией извлекаемых запасов и
более длительным по времени выходом добываемого продукта на одну скважину. В связи с этим могут быть сокращены объемы бурения и уменьшен ущерб,
наносимый окружающей среде. Реализация такого выбора мало зависит от объемов и совершенствования традиционных методов геофизической разведки. Необходимы иные способы локального прогноза нетрадиционных месторождений,
основанные на идеях о процессах их формирования.
Концепция генерации углеводородов в осадочных горных породах in-situ не
дает ключа к локальному прогнозу их современной высокой концентрации в
слабопроницаемых коллекторах до проведения анализа самих пород на данном
участке, т.е. без оценочного глубокого бурения. Альтернативой служит концепция прорыва в осадочные толщи крупных масс глубинного флюида – углеводородов, растворенных в перегретых парах воды под очень высоким давлением.
Эти массы флюида конденсируются в пластах-коллекторах в ловушках и насыщают слабопроницаемые породы. В таком случае самый большой суммарный
объем открытых пор должен быть заполнен в областях прорыва глубинного вещества.
Концепция прорыва перегретых водно-углеводородных масс в осадочные
породы связывает такие прорывы с проницаемыми границами крупных блоков
литосферы. Самые благоприятные участки для этого находятся в области дизъюнктивных узлов – местах схождения границ нескольких блоков. Дизъюнктив213
ные узлы – это активизированные области литосферы, в которых происходили
крупные и мелкие подвижки блоков земной коры, влекущие трещинообразование и повышенную флюидопроводимость. Для многих бассейнов установлена
приуроченность крупных традиционных месторождений нефти и газа к дизъюнктивным узлам, активизированным в новейшее геологическое время.
Одним из эффективных способов выявления дизъюнктивных узлов в новейшей блоковой структуре земной коры стал метод морфоструктурного районирования по формализованным информативным признакам рельефа [1]. Морфоструктурное районирование выявляет систему иерархически упорядоченных блоков, их границы (морфоструктурные линеаменты) и места сочленения (состыковки) этих границ - морфоструктурные узлы. Установлена связь самых крупных в нефтегазоносном бассейне традиционных месторождений нефти и газа с
морфоструктурными узлами, имеющими определенный набор признаков перспективных узлов [1, 2].
Логично предположить, что массовое внедрение углеводородов в осадочную
толщу в дизъюнктивных узлах приводит и к формированию скоплений нефти и
газа в традиционных коллекторах, и к «накачиванию» углеводородов в слабопроницаемые пласты горных пород. В таком случае традиционные и нетрадиционные месторождения углеводородов должны быть связаны с одними и теми же
морфоструктурными узлами. В тех частях бассейнов или в межбассейновых
пространствах, в которых отсутствуют природные резервуары для формирования крупных традиционных месторождений углеводородов, внедрившиеся углеводороды могут стать источником крупных нетрадиционных залежей.
Рассмотрим возможности локального прогноза двух типов нетрадиционных
углеводородных ресурсов: в сланцах и в кристаллических породах – в фундаментах или на щитах древних платформ.
Нефть и газ в сланцах
Промышленное освоение крупных месторождений сланцевой нефти и сланцевого газа ведется в нефтегазоносных бассейнах, в которых уже имеются значительные запасы углеводородов традиционного типа.
Глинистые породы в областях прорыва флюидов будут под влиянием температуры, давления и самих углеводородов приобретать свойства пород с более
высокой стадией литогенеза, включая сланцеватость, гидрофобность, уменьшение сорбционной способности. А.Е. Лукин [3], ссылаясь на исследования капиллярных свойств нефтегазоносных пластов, допускает существование механизма
природного капиллярного насоса, "всасывающего" метан в гидрофобные малопроницаемые породы. Этим механизмом он объясняет дополнительные поступления углеводородов в глинистые породы из разных источников. Такими источниками могут быть и глубинные флюиды. При наличии трещинного пространства сланцеватые глинистые породы сами служат коллекторами для прорывающихся снизу углеводородов с образованием традиционных залежей. На реальность такого процесса в отношении баженовской свиты Западной Сибири обратили в свое время внимание А.Н Гусева и Л.П. Климушина [4] и другие исследователи.
214
Для проверки приуроченности крупных сланцевых плеев к дизъюнктивным
узлам проведено сопоставление мест их нахождения с положением морфоструктурных узлов на имеющихся картах морфоструктурного районирования (в радиусе 50-75 км от центров узлов). Показано, что крупнейшие месторождения
сланцевого газа и сланцевой нефти в разных регионах мира приурочены к морфоструктурным узлам, в которых есть и традиционные месторождения нефти и
газа. Примерами служат формации Vaca Muerta и Los Moles в бассейне Неукен,
Аргентина, а также целый ряд месторождений в разных районах США (формации Монтерей, в бассейнах Сан-Хаокин, Вентура и Лос-Анжелес в Калифорнии,
Барнетт и Игл Форд в Техасе, Хейнесвил в Луизиане, Баккен в Северной Дакоте). Большой интерес для извлечения сланцевой нефти вызывает верхнеюрская
баженовская свита. Эта кремнисто-глинистая толща содержит традиционные залежи нефти на участках Сургутского свода. На площади распространения свиты
(более 1 млн. км2) находятся морфоструктурные узлы, к которым приурочены
традиционные месторождения нефти и газа.
Нефть и газ в кристаллических горных породах
Природную модель для исследования особенностей проявления углеводородов
на границе кристаллических и осадочных горных пород представляет полупромышленное месторождение нефти и газа Сильян Ринг в центре Скандинавского
щита в Швеции [5, 6].
Местность Сильян Ринг по морфоструктурному районированию находится в
крупном морфоструктурном узле, геоморфологические границы которого отстоят от его центра на расстояние до 150 км. К центральной части узла приурочена
хорошо выраженная в рельефе крупная кольцевая структура взрывного типа
диаметром около 50 км, происхождение которой связывают с падением в девоне
крупного метеорита. В центре кольцевой структуры находится древний гранитный массив, окруженный вулканическими и метаморфическими породами, пронизанный интрузиями долеритов.
Крупномасштабное морфоструктурное районирование в пределах этого морфоструктурного узла выявило систему концентрических и радиальных морфоструктурных линеаментов разных рангов. На их пересечениях создается множество мелких морфоструктурных узлов, которые могут быть локальными флюидопроводящими каналами. Древний гранитный массив окаймляется мелкоблоковой депрессией, ограниченной двумя кольцевыми морфоструктурными линеаментами. Депрессия, занятая цепью озер, выполнена осадочными породами (известняки, аргиллиты, песчаники) нижнего палеозоя. Ширина выходов осадочных пород от 9-10 км на западе структуры и до 5-7 км на востоке. Мощность коренных осадочных пород 200- 250 м.
В гранитном массиве вне распространения осадочных пород пробурены две
скважины на глубину более 6957 и 6900 м., в которых были отмечены незначительные проявления свободного углеводородного газа, содержащего метан. Полупромышленные выходы нефти и свободного углеводородного газа наблюдались по периферии гранитного массива в пределах участков мелкоблоковой депрессии. На западе структуры в 500-метровых гидрогеологических скважинах
вместе с водой поступает горючий газ (до 90-94% метана), который при атмо215
сферном давлении выделяется в свободную фазу. На востоке в неглубоких
скважинах в известняках всплывает над водой нефть темного цвета обычного
вида с плотностью 0,86, Нефть держится на глубине 1-2 метра. В виде натеков
она видна на стенках известнякового карьера.
Для изучения следов миграции углеводородов были проведены геохимические
исследования кернов гидрогеологических скважин на участках нефте и газопроявлений, а также образцов почв и грунтов на глубине до 2 м, отобранных по
площади всей депрессионной части кольцевой структуры. В керне скважин,
вскрывших осадочные и верхнюю часть магматических пород, обнаружены битуминозные вещества и полициклические ароматические углеводороды (ПАУ).
Их максимальные концентрации в осадочных породах превышали концентрации
в магматических породах в десятки раз. В магматических породах идентифицированы ПАУ с более широким разнообразием структур, чем в осадочных породах. Площадное распределение состава и концентраций битуминозных веществ
и ПАУ в почвах и грунтах очень неравномерно. Геохимические аномалии ПАУ
на участках проявления нефти и газа различны. Точки с аномалиями ПАУ по
нафталину, флуорантену и бенз(ghi)перилену группируются в районе скважин с
интенсивными газопроявлениями. На участках нефтепроявлений отмечаются
аномалии по фенантрену, хризену, флуорену-дифенилу.
Выводы
Морфоструктурное районирование по формализованным признакам позволяет
выявлять морфоструктурные узлы - места, отвечающие наиболее проницаемым
и раздробленным зонам земной коры, в области которых создаются условия для
накопления крупных традиционных и нетрадиционных углеводородных ресурсов. Освоение нетрадиционных ресурсов углеводородов в таких зонах может позволить сократить число горизонтальных скважин и увеличить сроки их эксплуатации, что уменьшит напряженность экологических ситуаций. В кристаллических породах каналы миграции углеводородов наиболее активны на мелкоблоковых участках по периферии жестких массивов. Геохимические исследования позволяют уточнить наличие миграции флюидов и характер мигрирующего
вещества.
Литература
1. Ранцман Е.Я., Гласко М.П. Морфоструктурные узлы – места экстремальных природных явлений. М.: Медиа-Пресс, 2004. 224 с. 2. Губерман Ш.А. и др. О некоторых критериях нефтегазоносности морфоструктурных узлов (Анды Южной Америки) // Доклады
АН СССР, 1986. Т. 291, № 6, с. 1436-1440. 3.Лукин А.Е. Природа сланцевого газа в контексте проблем нефтегазовой литологии// Геология и полезные ископаемые Мирового
океана, 2011, №3, с. 70-85. 4. Гусева А.Н., Климушина Л.П. «Загадки» баженовской свиты Западной Сибири. – В кн.: Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Нефтегазоносные бассейны как саморазвивающиеся нелинейные системы. М.: Изд-во Моск. унта, 1999. С 80-82. 5. Кудрявцев Н.А. Нефть, газ и твердые битумы в изверженных и метаморфических породах. Труды ВНИГРИ, вып. 142. Л.: 1959. 278 с. 6. Castaño J.R. Prospects for commercial abiogenic gas production: implications from the Siljan Ring area, Sweden. — In: The future of energy gases. U.S. Geological survey professional. Paper 1570.
Washington. 1993. P. 133 – 154.
216
НЕТРАДИЦИОННЫЕ МЕТОДЫ ПОИСКОВ НЕФТИ И ГАЗА
В НЕТРАДИЦИОННЫХ КОЛЛЕКТОРАХ
И.Н. Плотникова, Р.Б. Сейфуль-Мулюков
Казанский Федеральный университет; Институт проблем информатики РАН,
rust@ipiran.ru
Генезис нефти и газа и традиционные ресурсы в осадочном чехле или нетрадиционные нефть, газ или их дериваты в нетрадиционных ловушках и коллекторах, это причина и следствие. Разумно причину рассматривать и изучать исследователям, владеющим данными и способными анализировать информацию об
исходном веществе, основных возможных процессах его преобразования в
нефть. Следствием этого процесса являются скопления углеводородов традиционные или нетрадиционные. На практике, при поиске и разработке тех и других
залежей УВ для геолога и геофизика важно ни то как, когда и где УВ образовались, в каком виде флюиды мигрировали в недрах и при каких условиях и в каком виде аккумулировались в залежь, а важно найти результат этого сложного
процесса – залежь.
В докладе из всей совокупности проблем, определенных как нетрадиционные
ресурсы углеводородов, мы анализируем проблемы, которые возникли при изучении возможной нефтеносности и газоносности кристаллических пород Татарского свода. При этом учитывались данные многочисленных месторождений
мира, в которых залежи в этих породах являются объектом промышленной разработки и основываясь на неорганическом генезисе нефти и углеводородного
газа.
Формирование скоплений нефти и/или газа в осадочном чехле или нефть в породах кристаллического фундамента мы считаем результатом вертикальной миграции глубинных, абиогенных углеводородных флюидов [Плотникова, 2004,
Cейфуль-Мулюков, 2010, 2012]. Нефть представляется как уникальное природное образование, которое могло появиться в строго определенной природной и
геологической среде, определивших термодинамические условия недр Земли,
необходимые для генерации углеводородных молекул нефти. Это произошло в
новейший этап эволюции Земли, а образование нефти отражает самостоятельный путь развития материи (соединений углерода и водорода), независимый от
накопленной энергии и остаточно органического вещества биосферы. Аккумуляция нефти в промышленные скопления, независимо от литологического или
петрографического состава пород, полностью определяется характером совокупности: резервуар, порода-коллектор, порода-экран и канал миграции.
Данные бурения скважин на кристаллический фундамент на Татарском своде с
полной очевидностью показали, что при наличии в кернах пород фундамента
жидких и особенно газообразных углеводородов, эту совокупность существующими методами в необходимом объёме установить не удалось. В значительной
степени это объясняется явно недостаточными исследованиями пористости,
проницаемости,
нефтенасыщенности,
газонасыщенности
и
физикопетрологических особенностей возможных коллекторов в породах фундамента,
в целом во всей программе бурения на фундамент. Традиционные методы опро217
бования пластов, применяемые для коллекторов в осадочных породах, оказались
неэффективными в условиях возможных пород-коллекторов фундамента.
В докладе анализируются перспективы применения известных, разрабатываемых, в том числе в институте геологии и геофизики КГУ, сейсмометрических и
электрометрических методов бесконтактного исследования физических характеристик пород, а также возможности математического аппарата неясной логики
(fuzzy logic). Алгоритмы расчета нечетких множеств позволяют анализировать и
ранжировать прямые и косвенные признаки, характеризующие любое сложное
явления, по степени важности компонент его характеризующих. Именно таким
сложным объектом рассматривается кристаллическая или метаморфическая порода погребенной коры выветривания. Она может быть сформирована на докембрийском или на складчатом фундаменте более молодого возраста. Возможные
параметры пород погребенных кор выветривания, как коллектора, могут фиксироваться геофизическими методами и использоваться как прямые и косвенные
признаки флюидонасыщенности в формулах расчета как члены нечеткого множества.
Литература
Плотникова И.Н. (2004) Геолого-геофизические и геохимические предпосылки перспектив нефтегазаносности кристаллического фундамента Татарстана. Недра. С.Петербург.
172 с
Сейфуль-Мулюков Р.Б. (2012) Нефть и газ, глубинная природа и её прикладное значение
// М.: Торус Пресс. 214 с.
РАЗРАБОТКА УСТАНОВКИ, СПОСОБА НАКОПЛЕНИЯ ГИДРАТОВ
ПРИРОДНОГО ГАЗА ДЛЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ ПРОЦЕССА
ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ В СВОБОДНОМ И ПОРОВОМ
ПРОСТРАНСТВЕ ПРИДОННЫХ ОСАДКОВ МОРЯ ЛАПТЕВЫХ
А.С. Портнягин
Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и
газа СО РАН, al220282@mail.ru
The paper shows the setup and simulation of conditions of natural gas hydrates formation
in the natural sediments in the bottom chamber volume - high-pressure reactor.
Интенсивное изучение газовых гидратов в пористых средах началось с середины 60-х годов прошлого века, для чего создавались лабораторные методы и
экспериментальные установки получения и исследования гидратосодержащих
пород, большая часть которых предназначалась для определения равновесных
условий гидратообразования в пористой среде [1]. Как правило, получение гидратонасыщенных пород осуществлялось в небольших, до 1000 см3 реакторных
камерах, кроме того, в экспериментах использовались искусственные имитаторы
пористой среды, предварительно обработанные растворителями, дистиллиро218
ванной водой, что значительно изменяло структуру естественной вмещающей
породы, а значит и условия гидратообразования. Необходимо отметить, что у
нас в и за рубежом проводились эксперименты на естественных кернах, так, насыщались гидратами песчаные керны Средне-Вилюйского и Мессояхского месторождений, песчаники берианского яруса отложений Северного Склона Аляски, однако они также подвергались предварительной обработке, а насыщались
гидратами тетрагидрофурана, фреона, веществами, которые в природе не встречаются, тем не менее, легко образуют гидраты практически при 0º С и атмосферном давлении [1].
Целью данных исследований, являлось создание установки и метода наработки гидратов природного газа в естественных придонных осадках в объемной
камере - реакторе высокого давления.
Рисунок 1. Схема установки для наработки гидратов природного газа в естественных
придонных осадках в объемной камере-реакторе высокого давления.
Разработанная установка состоит из 10 элементов (Рис. 1.), которые по их основному назначению можно разделить на три блока. Блок 1 – камера высокого
давления или реактор (1), в котором происходят процессы образования и накопления газовых гидратов природного газа. Камера высокого давления представляет собой герметичную металлическую емкость, объемом 3675 см 3 цилиндрической формы, которая надежно соединена с крышкой болтами. Толщина стенок
камеры и крышки 20 мм, максимальное избыточное давление, на которое отпрессована камера и сопутствующая запорная арматура составляет 10 МПа.
Внутри камеры расположен дополнительный контейнер с перфорированной
219
трубкой из нержавеющей стали (2), которая предназначена для распределения
потока газа внутри образца вмещающей породы. Блок 2 – линия подачи газа, которая состоит из баллона с природным газом (3), создающим давление в системе, ресивера (4), электроклапана (6) и контактного манометра (7), подключенных к источнику питания (5), предназначенных для нивелирования расхода газа.
Блок 3– линия отвода газа состоит из манометра (8), предназначенного для контроля за давлением внутри камеры, газового редуктора (9), для понижения давления газа на выходе из камеры до 10 кПа и газового счетчика (10) для измерения объема газа профильтрованного через образец породы.
Методика проведения эксперимента на разработанной установке заключалась
в следующем: лабораторный эксперимент проводился на естественном образце
породы донных отложений моря Лаптевых, который не подвергался никаким
химическим и физическим воздействиям. Навеску породы массой 2,4 кг помещали в дополнительный внутренний контейнер камеры - реактора, после чего
его насыщали водой, объем которой составил 700 мл, что составляет 30% от
массы навески образца породы. Затем производилась герметизация камеры. В
закрытую камеру, через перфорированную трубку подавался природный газ из
баллона под давлением, до достижения значения давления равному 8 МПа, что
дает возможность производить фильтрацию газом всего образа породы наиболее
полно и равномерно. Далее, камеру высокого давления помещали в инкубатор –
холодильник, в котором задавалась, а затем автоматически поддерживалась температура 0±0,50С. С целью стабилизации процесса охлаждения камеру по истечении 2-х часов с начала охлаждения газ из камеры стравливали до 0,8 МПа и
затем вновь поднимали давление газа в камере до 8 МПа. Через сутки эту же
процедуру повторяли. Таким образом, общая продолжительность эксперимента
с использованием охлаждения составила 72 часа, после его завершения камеру
вскрывали.
Гидратообразование фиксировалось по падению давления в камере- реакторе.
Видно, что давление падало с интенсивностью 0,18 МПа/час, до тех пор, пока
вся свободная вода в камере не перешла в гидрат. Далее, наблюдается плавное
снижение давления, обусловленное вялотекущим гидратонакоплением за счет
вовлечения в процесс гидратообразования капиллярной воды, более прочно
удерживаемой в породе.
При вскрытии камеры визуально было зафиксировано следующее: значительное накопление гидрата обнаружено между стенками камеры и внутреннего
контейнера, а также на верхней поверхности образца породы. Физическое состояние воды, насыщающей породу, неоднородно, а свободная вода перемещается в породе при любых, даже очень малых градиентах напора [2]. Поэтому,
гидрат образовался на стенках реактора и поверхности породы из свободной воды, вытесненной газом из породы при воздействии избыточного давления. Несмотря на большой объем камеры в результате проведенных экспериментов удалось получить и насыщенную гидратом природного газа вмещающую породу
(рис.2-6.). По внешнему виду это смерзшийся монолит грунта с равномерно расположенными по всей площади образца белыми прожилками и вкраплениями,
которые пронизывают весь его объем. При диссоциации гидратов, синтезиро220
ванных в породе происходит выделение газа, а под воздействием открытого огня
-горение.
Рисунок 2.
Установлено, что извлеченные образцы насыщены гидратом, газосодержание
которого составляет до 50%. Таким образом, разработана установка и надежный
экспериментальный метод получения гидратов природного газа в пористой среде, максимально приближенный к реальным условиям, что позволит моделировать и изучать процесс накопления гидратов, в том числе, в придонных осадках
в условиях приповерхностных интервалов нефтегазонакопления, а также иссле221
довать процессы диссоциации полученных гидратов с целью разработки новых
технологий добычи углеводородного сырья.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Истомин В.А., Якушев В.С. Газовые гидраты в природных условиях. М. Недра, 1992,
234с.
2.Макогон Ю.Ф. Гидраты природных газов. М. Недра, 1974, 208с.
ПОНЯТИЙНАЯ БАЗА И ПЕРВООЧЕРЕДНЫЕ ОБЪЕКТЫ НЕТРАДИЦИОННОГО УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ
О.М. Прищепа, О.Ю. Аверьянова
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт» (ФГУП «ВНИГРИ»),
191014 Санкт-Петербург, Литейный пр., 39
Considering the current interest of subsoil users and the state to the hydrocarbon resources
in the unconventional/tight reservoirs, and first of all in oil and gas source rocks, the
unification of terminology is proposed in relation to different types of oil and gas
accumulations.
Прогресс в добыче сланцевого газ, а также безусловные успехи в добыче
нефти из плохопроницаемых и низкопоровых коллекторов в США свидетельствует о возможности резкого ускорения в ближайшие годы внедрения инновационных технологий добычи и в других странах, в т.ч. и в России, и их принципиальную применимость для освоения трудноизвлекаемых запасов как непосредственно из толщ нефте- и газоматеринских пород, так и из вышележащих плотных пород-коллекторов. Это может позволить перевести в кратчайшие сроки
эксперименты по извлечению нефти из так называемых «непрерывных скоплений» в область промышленного использования, что может существенно изменить баланс на европейском и мировом рынках.
Наиболее неоднозначными понятиями нетрадиционных источников УВ,
которые при этом широко используются как в популярной, так и специальной
литературе в России, являются такие, как «сланцевая нефть» и «сланцевый газ».
Неоднозначность понятия распространяется как непосредственно на
вмещающие углеводороды породы, различающиеся по составу, коллекторским
свойствам, так и собственно состав и формы залегания углеводородов.
Под нефтегазоносными сланцами понимается в петрологической
терминологии целый ряд твердых, многослойных пелитовых пород, вмещающие
всевозможные формы нефти или газа, керогена и битумоида. Отличаясь
текстурными характеристиками от других пелитовых глинистых пород, сланцы
всегда имеют способность расщепляться на пластинки. Нефть и газ в таких
породах располагается, преимущественно, в рассеянном или несвязанном
222
состоянии. Кероген соответствует нерастворимому органическому веществу
сапропелитов, из которого получают нефть после деструктивной перегонки при
пиролизе.
Важнейшей характеристикой, принципиально отличающей традиционные
скопления от нетрадиционных, особенно применительно для сланцевых
разнофациальных комплексов, является система контроля (отсутствие ловушки
в традиционном понимании и залежи как таковой, контролируемой этой
ловушкой). Наиболее приемлемое понятие, которое можно использовать для
нетрадиционных скоплений, - «непрерывная» нефтегазовая система, включающая
рассеянные углеводороды, содержащиеся в породах с низкой проницаемостью
матрицы вне зависимости от проницаемости трещин (естественной или в
результате использования методов стимуляции для добычи). Эта система не имеет
четко определенных по падению водо-нефтяных контактов, и они не локализована
плавучестью нефти или природного газа в воде. Отсутствует контроль
распространения системы, связанный с наличием структурного или
стратиграфического фактора. Флюидоупоры развиты, как правило, и сверху, и
снизу нефтегазовой системы.
Примерами «непрерывных» скоплений являются плотные газовые коллекторы,
газ угольных пластов, нефть и газ в сланцевых и в глинисто-карбонатных породах.
В отличие от традиционной добычи, добыча нефти из непрерывной нефтегазовой
системы обычно требует применения горизонтального, совмещенного с методами
стимулирования отбора нефти, и в меньшей мере вертикального бурения.
В последние несколько лет в силу применения схожих технологий извлечения происходит слияние понятий. Если генетически первоначально под сланцевой нефтью понималась преимущественно недозрелая и не перемещенная (не
мигрировавшая) нефть собственно в сланцевидных породах, то теперь чаще используется обобщающий термин Tight oil (нефть из плотных пород), под которым понимается многообразие «нетрадиционных» источников нефтей и газов,
требующих для добычи применения специальных технологий, в том числе
включающих и нефти собственно сланцевых нефтегазоматеринских формаций
(shale oil), требующих, в свою очередь, дополнительно проведения пиролиза керогена непосредственно в пласте. Генетически нефть в плотных) породах является сырой (традиционной) нефтью, перемещенной (собранной из рассеянного
состояния), но находящейся в пласте в неподвижном состоянии, в силу чего извлечение требует соответствующих технологий.
Можно выделить несколько ключевых шагов, позволяющих сделать выводы
о потенциальной нефтегазоносности сланцев:
1. Выделение вмещающей нефтегазоносной «сланцевой» толщи (выделение
в естественных обнажениях, ранее пробуренных скважинах, по ГИС; передача
атрибутов и прослеживание по сейсморазведочным материалам).
2. Определение общего содержания органического углерода (TOC) в керне и
в естественных обнажениях.
3. Определение термальной зрелости (измерение в керне и в естественных
обнажениях).
4. Выделение фракции адсорбированного газа из проб скважин.
223
5. Выделение фракции свободного газа в порах и трещинах из проб скважин.
6. Определение пористости и проницаемости вмещающей толщи (измерение
в керне, выявление зависимостей и определение по ГИС).
7. Определение механических свойств вмещающей породы (измерение по
керну).
8. Выявление зон трещиноватости, разуплотнения (по сейсморазведочным
данным).
В России широко развиты осадочные бассейны, в пределах которых развиты
нефтегазоматеринские свиты, характеризующиеся аналогичными с североамериканскими нефтегазоносными «сланцевыми» толщами свойствами.
Кроме широко известной «баженовской свиты» в Западной Сибири, активного изучаемой сегодня как нетрадиционный объект, признаками перспективных
«сланцевых» толщ обладают нефтегазоматеринские толщи ВосточноЕвропейской платформы (как Волго-Уральской НГП, так и в Тимано-Печорской
НГП), Северного Кавказа, Сибирской платформы и Дальневосточного региона.
Для организации работ по активному изучению и выявлению месторождений
сланцевого газа и нефти необходимо провести следующие мероприятия:
1. Создать информационно-нормативную базу, включающую сведения о ресурсах сланцевого газа, горно-геологических характеристик конкретных локализованных скоплений и месторождений для этого источника энергетического сырья.
2. Провести анализ существующих мировых и отечественных технологий и
проектных решений по разработке месторождений сланцевого газа. Выбрать
технологии, которые могут быть использованы применительно к горногеологическим и географо-экономическим условиям освоения конкретных отечественных месторождений.
3. Обосновать технологически возможный добычной потенциал месторождений сланцевого газа.
4. Сформировать информационно-нормативную базу по капитальным и эксплуатационным затратам в сфере нетрадиционных источников УВС.
5. Оценить экономическую эффективность различных вариантов разработки
месторождений сланцевого газа.
6. Обосновать возможности стимулирования добычи сланцевого газа посредством льготного налогообложения.
7. Организовать мониторинг ресурсной базы УВС из нетрадиционных источников с учетом потребности сырьевого энергетического рынка.
Одним из новых и перспективных направлений поисков углеводородного сырья являются нетрадиционные источники углеводородов, а применительно к
Тимано-Печорской НГП, в первую очередь, речь идет о так называемых низкопоровых и плохопроницаемых коллекторах, широко развитых как в разрезе, так
и по площади, и «сланцевых» нефти и газе в углеводородных скоплениях, приуроченных к доманиковым и доманикоидным отложениям.
Стратиграфическое распространение группы доманикоидных пород в ТиманоПечорской НГП весьма широко - от нижнепалеозойских до мезозойских включительно. Их формирование связано с длительными этапами трансгрессирующе224
го моря, когда образовались наиболее обогащенные органическим веществом
породы – доманикоиды (Сорг 0,5- 5%) и доманикиты (Сорг 5-25 %), представляющие большой интерес для нефтегазовой геологии. Они приурочены к сравнительно глубоководной части морского осадочного бассейна, для которой характерна низкая скорость седиментации и небольшое количество поступающего
терригенно-карбонатного материала.
В общем комплексе исследований, направленных на прогноз нефтегазоносности
доманиковых отложений, наиболее существенную роль принадлежит двум направлениям изучения. Первое связано с изучением состава и механических
свойств вмещающих пород, второе – с геохимической характеристикой органического вещества.
На территории Тимано-Печорской НГП наряду с Волго-Уральской могут быть
выделены опытно-методические полигоны для дальнейшего обоснования и апробации необходимого комплекса геолого-геофизических и геохимических методов изучения и критериев прогноза доманикоидных отложений различного
типа. По мере накопления фактических геолого-геофизических и геохимических
данных по выделенным полигонам, на основе полученных представлений будут
выделены первоочередные зональные и локальные объекты для проведения бурения и технологических операций, которые позволят более достоверно оценить
потенциал доманиковых и доманикоидных толщ как «сланцевых» нетрадиционных источников УВ на территории европейской части России.
Решение комплекса рассмотренных вопросов и проведение целенаправленных
исследований с выделением опытно-методических полигонов с целью изучения
«сланцевых» нетрадиционных источников УВ может способствовать получению
как более достоверных оценок, с выделением групп (категорий) разной достоверности, так и выявления участков для дальнейшего изучения и опробования
применимости и эффективности специфичных технологий и в конце концов получить представлении о промышленной значимости нефтегазосланцевой толщи
собственно доманика и доманикоидных отложений в пределах ТиманоПечорской НГП.
МЕТОДИКА ВЫДЕЛЕНИЯ ГАЗОНАСЫЩЕННЫХ ПОЛЕЙ
В СЛАНЦЕВОЙ ФОРМАЦИИ
О.М. Прищепа, А.М. Жарков
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт» (ФГУП «ВНИГРИ»), 191014
Санкт-Петербург, Литейный пр., 39
A method for gas saturation forecast in shale formations is proposed.
Из нетрадиционных источников УВ наиболее динамично развивается добыча
сланцевого газа. Опыта добычи сланцевого газа в России нет, но понимание
225
роблемы, оценка прогнозных ресурсов сланцевых УВ являются пройденным
этапом, впереди практическое использование накопленных знаний.
Особенностью изучения газосланцевых формаций на территории России является то, что в предыдущие времена эти отложения не представляли интереса
для геолого-разведочных работ на углеводороды. Соответственно не проводилось направленного отбора керна, аналитических исследований, структурных,
геофизических построений и т.д. По сути, исследования регионального уровня
начинаются с «нуля». Наиболее острым моментом будет отсутствие кернового и
аналитического материала.
Локализация областей развития прогнозных сланцевых формаций базируется
на изучении разреза отложений осадочного чехла вскрытых скважинами, выделении толщ обогащённых органическим веществом (ОВ), у которых имеются
верхние и нижние флюидоупоры. Затем выделенные поверхности прослеживаются по сейсмическим данным и уточняются по разбивкам скважин. Простые
расчёты показывают, что площадь минимального газосланцевого поля, в случае
рентабельной разработки, должна быть порядка 2000 км2, приблизительные размеры площадки 45 на 45 км. Соответственно, все мелкие сланцевые линзы не
исследуются.
Далее, как отмечалось выше, осуществляется анализ разреза осадочного чехла по данным бурения, выделяются перспективные толщи. Формируются таблицы отметок глубин и мощностей сланцевой формации, подстилающих и перекрывающих покрышек. Осуществляется проверка разбивок скважин по серии
корреляционных каротажных профилей. Выделенные толщи сопоставляются с
определёнными сейсмическими реперами.
После этого, создается каркасная сеть сейсмических профилей в формате
Сигвей (SGV) (используются стандартные программы), являющейся основой
формирования Гридов интересующих нас поверхностей. Шаг расположения
профилей 10-15 км. В случае использования разрозненных Гридов, созданных в
разных организациях, мы получим значительные погрешности, искажающие
действительное положение исследуемых толщ.
Уточнение, специально созданных для изучения сланцевых формаций Гридов, по материалам бурения (разбивки скважин) позволяет создать наиболее
достоверные структурные карты и карты изопахит сланцевых формаций, подстилающего и перекрывающего флюидоупоров. Эти карты являются базовой
основой дальнейшей последовательности (методики) выделения газосланцевых
полей.
В результате исследований мы получим структурные карты и карты мощностей сланцевой формации, нижнего и верхнего флюидоупоров масштаба
1:500 000.
Определение содержания ОВ и степени его преобразованности (катагенеза)
в выявленных прогнозных сланцевых формациях. На базовых картах сланцевой
формации, в точках бурения скважин, определяются значение содержания органического вещества (ОВ) (стандартными аналитическими методами) и составляются карты содержаний ОВ. Участки карты изопахит с содержанием ОВ менее 2% из дальнейшего анализа исключаются как бесперспективные.
226
На оставшейся области сланцевого поля в точках бурения скважин определяется катагенез ОВ (аналитическими методами) и исключаются из дальнейшего
анализа участки, не отвечающие по катагенезу ОВ условиям генерации газа.
В случае, если точек отбора кернового материала для картирования будет недостаточно, необходимо использовать каротажные эталоны, косвенные
геологические признаки (принадлежность отложений к одной фациальной зоне,
глубину погружения пород и т.д.). Районы современного опускания (после
триасового погружения), зоны близкого расположения силлов и даек
интрузивных пород выделяются и изучаются более детально, как территории с
возможным дополнительным потенциалом генерации газа.
Таким образом, мы оконтурили область сланцевой формации способную генерировать газ в промышленных масштабах.
Изучение структурных и палеоструктурных характеристик прогнозных
сланцевых формаций. Осуществляется с целью определения участков сланцевых
формаций находящихся близко от дневной поверхности, испытавших инверсию
(горсты, взбросы) или опускание (грабены, сбросы) в процессе геологического
развития, зон выклинивания отложений, закономерностей утонения или наращивания мощностей и связи этих участков сланцевого поля с содержанием ОВ,
а так же нарушенностью сланцевых формаций дизъюнктивной тектоникой. Изучение развития дизъюнктивной тектоники рассматривается в разделе «Оценка
надёжности флюидоупоров …».
Решение поставленных вопросов осуществляется анализом структурных карт
и карт изопахит; палеотектонических профилей и геолого-геофизическим
разрезов.
В результате, из области развития сланцевой формации исключаются участки
использовавшие свой генерационный потенциал (грабены, сбросы), катагенез
ОВ на которых ещё не достиг активной генерации газа (горсты, взбросы) и другие участки не благоприятные по структурным и палеотектоническим условиям.
Изучение литологических особенностей строения прогнозных газосланцевых
формаций и их коллекторских свойств. Следующим шагом нужно определить
какая часть исследуемого сланцевого поля будет технологически приемлема для
разработки, то есть обладала бы минимальными коллекторским потенциалом (не
менее 5%), при этом породы должны содержать хрупкую составляющую (не менее 30% от состава формации) для удержания сетки трещин образующихся при
гидроразрыве. Следовательно, из изучаемых участков сланцевого поля нужно
вычленить не подходящие для разработки участки. Изложенное достигается
картированием литологического состава отложений и их пористости.
Таким образом, как технологически не перспективные исключаются участки
сланцевой формации, содержащие примесей карбонатов или кремнистости менее 30% и пористости менее 5%.
Оценка надёжности флюидоупоров, ограничивающих прогнозные сланцевые
формации. Оценка осуществляется на основе картирования литологического состава отложений. Учитывая то, что керна, очевидно, будет недопустимо мало.
Картирование производится по каротажным характеристикам пород слагающих
покрышки. Первоначально строятся литолого-фациальные карты покрышек, как
227
элемент районирования. Затем выбираются охарактеризованные аналитикой
эталоны и распространяются на однотипные в литолого-фациальном отношении
районы. Участки распространения покрышек, имеющие в составе пород свыше
20% хрупких составляющих, будут исключаться. Так же исключаются из дальнейшего изучения покрышки обладающие «критической» толщиной, десять и
менее метров.
Далее изучается открытость покрышек за счёт развития разрывных нарушений. На древних платформах существует несколько генераций нарушений
формирующих зоны трещиноватости, по которым осуществляется миграция газа
из сланцевой формации. При этом генерация УВ осуществляется до
максимального погружения. На Русской плите общее погружение заканчивается
к началу триасового периода, далее погружение было возможно только в
отдельных районах. То есть к началу триасового периода заканчивается
массовая генерация УВ. С этого времени происходит последовательное
расформирование очагов генерации по зонам трещиноватости, оперяющим
тектонические нарушения. Как показывает изучение мезо-кайнозойской
генерации дизъюнктивных нарушений, они развивались унаследовано до
настоящего времени. Следовательно, нам нужно исключить из дальнейших
исследований районы наиболее интенсивного проявления разрывной тектоники.
Для молодых плит существует единая (унаследованная) система нарушений.
Выделение нарушений предполагается проводить по данным геологической
съемки, сейсмического анализа, выделением линеаментов по топографическим
картам и аэрокосмическим методами. Комплексный анализ результатов дешифрирования позволит оценить открытость сразу обеих покрышек.
Вероятность проявления разрывных нарушений картируется величинами
первой производной поверхности рельефа по площади. Выбраковываются районы с максимальной напряженностью поверхности рельефа.
В итоге, из области развития сланцевой формации исключаются участки с
ненадёжными флюидоупорами по структурным и литологическим условиям
строения.
Контур прогнозных газосланцевых полей определяется последовательным исключением из области развития сланцевых формаций участков: 1. С содержанием ОВ менее 2 %; 2. С нестабильным структурными и палеотектоническими условиями; 3.Не имеющих в своём составе хрупких компонентов и не обладающих
минимальными коллекторскими свойствами; 4. С ненадёжными флюидоупорами по литологическим свойствам; 5. С ненадёжными флюидоупорами по структурным свойствам.
Таким образом, последовательным исключением неперспективных районов
сланцевого поля мы получаем контур перспективного сланцевого поля пригодный для разработки. При этом учитываются все выявленные признаки газоносности по материалам бурения (из дел скважин), описания керна, каротажных характеристик скважин.
В практике разработки газосланцевых полей встречаются участки с резко увеличенными притоками, американцы называют их “Sweet Spots” – “Лакомые кусочки”. Геологическая сущность этих участков в российской терминологии - очаги
228
генерации УВ. В американской практике такие участки ищут сейсмическими
методами трехкомпонентной (ЗК) сейсморазведки. Этот метод приблизительно в
2 раза дороже метода ЗД. Геологических методик выделения таких объектов пока нет. Тем не менее, по комплексу полученных данных предполагается наметить участки, отвечающие очагам генерации УВ, они будут выделяться повышенными мощностями сланцевой формации, с максимальными значениями содержания ОВ и надежными покрышками.
В результате из первоначального поля развития газосланцевой формации выбраковываются участки, отвечающие пяти отрицательным геологическим условиям
не сопоставимым с геологическими и технологическими возможностями добычи
сланцевого газа. Предполагается изучение внутренней структуры оконтуренного
сланцевого поля с дифференциацией его на очаги генерации газа, более или менее перспективные районы.
НЕТРАДИЦИОННЫЕ ИСТОЧНИКИ УВ СЫРЬЯ
В ТАТАРСТАНЕ И КАЗАХСТАНЕ
С.А. Пунанова1, Д.Н. Нукенов2, Р.З. Мухаметшин3
1
Институт проблем нефти и газа РАН, Москва, РФ
2
Мангистауский институт «Болашак», Актау, РК
3
Казанский федеральный университет, Казань, РФ
Studies of non-traditional sources of hydrocarbon raw materials-natural bitumen and heavy
oil fields in Татарстан (Russia) and Kazakhstan. Identified by their characteristics necessary
for assessing merchantability hydrocarbons, enriched both the industrially important toxic metals. Are drawn to the attention of researchers on the need for an integrated approach to industrial V-naphthides, are some of the modern methods of extraction of metals.
Многолетнее изучение различных альтернативных источников УВ оставило в
качестве реальных только тяжелые нефти, битумы, нефтегазонасыщенные низкопроницаемые коллекторы и газы угленосных отложений (В.П.Якуцени и др.,
2009). В Татарстане (Урало-Поволжье) и Казахстане, основные нефтяные месторождения которых вступили в эксплуатацию 40-60 лет тому назад, такими нетрадиционными источниками УВ сырья являются в первую очередь тяжелые,
как правило, высоковязкие нефти и природные битумы (ПБ). Основной принцип
отнесения этой группы нафтидов к нетрадиционным – отсутствие или неразвитость технологий, обеспечивающих их рентабельное освоение. Часть этой группы – тяжелые нефти, учтены в традиционных ресурсах, однако в преобладающем объеме они вместе с ПБ являются неучтенным резервом ресурсов углеводородного сырья. Тяжелые нефти и ПБ интенсивно и успешно осваиваются во
всем мире. В богатых ресурсами нефти и газа России и Казахстане необходимость восполнения запасов горючих полезных ископаемых за счет нетрадиционных источников углеводородов также стала очевидной. В этом плане важным
резервом для поддержания нефтедобычи в России становятся уже освоенные
229
нефтегазоносные области с развитой инфраструктурой [1] и в первую очередь в
ее Европейской части. По данным И.Я.Ященко [2], за счет разработки месторождений тяжелой нефти Россия могла бы получать ежегодно до 25-30 млн т нефти дополнительно. Значительны также ресурсы тяжелой нефти в Казахстане.
Что касается ПБ, или битуминозных песков и песчаников, то установлено несколько линий битумогенеза (Б.А.Клубов, 1995; С.Г.Неручев и др., 1998;
Р.З.Мухаметшин и др., 1999), из которых битумы ряда линий, несмотря на довольно значительные ресурсы, добывать скважинным способом в настоящее
время не представляется возможным (Р.З.Мухаметшин, С.А.Пунанова, 2012).
Поэтому основное внимание уделяется нафтидам зоны гипергенеза (значительная роль последних обусловлена сравнительно небольшой глубиной их залегания). Примером тому служат битуминозные пески Атабаски и соседних с нею
битумных полях, добываемая из которых синтетическая нефть введена в мировой реестр запасов УВ в объеме 24 млрд т.
В зоне гипергенеза основными процессами, изменяющими состав нефти, являются потеря легких углеводородных фракций, биодеградация парафиновых
УВ, остаточное накопление асфальтово-смолистых компонентов и их новообразование, химическое окисление и осернение нефтей. В целом все эти процессы
приводят к относительному обогащению нефтей микроэлементами, связанных
со смолисто-асфальтеновыми компонентами, т.е. V, Ni, Co, Mn, Cd и др. Скопления таких гипергенно измененных нафтидов с точки зрения оценки значимости ресурсов признаны во многих регионах промышленно ванадиеносными, в
связи с чем они рассматриваются как комплексное сырье добычи УВ и сопутствующих им металлов (И.С.Гольдберг, 1981; В.В.Грибков, 1989; С.А.Пунанова,
Т.Л.Виноградова, 2011). По данным С.П.Якуцени (1990 г.), запасы V в нефтях
только двух месторождений Тимано-Печорской провинции - Усинского и Ярегского - значительно превышают разрабатываемые рудные месторождения (Гусево-Горское и др.). Сейчас V и Ni теряются при сжигании нефтепродуктов, нанося большой ущерб окружающей среде.
В Татарстане месторождения тяжелых ванадиеносных нефтей связаны с палеозойскими отложениями нижнего и среднего карбона: так, нефти бобриковского горизонта Нурлатского и Бурейкинского месторождений (Мелекесская
впадина) содержит V до 900 г/т и 550 г/т соответственно. Битумоносные толщи
на территории Татарстана наиболее исследованы в районах западного склона
Южно-Татарского свода и восточного борта Мелекесской впадины.. Скопления
битумов приурочены в подавляющем большинстве к отложениям пермского
возраста и залегают на глубинах до 400 м. Среди битумоносных площадей по
физическим свойствам и химическому составу встречаются сверхвязкие нефти,
но в большинстве своем это мальты, мальты-асфальты, асфальты, а также асфальт-асфальтиты [3]. Содержание V и Ni в нафтидах из пермских отложений
также очень высокое: максимальные средние концентрации V и Ni выявлены в
ПБ из нижней перми (V - 910 г/т, Ni -177 г/т).
Нефти Бузачинского свода Туранской платформы (Республика Казахстан)
также являются по всем показателям гипергенно измененными и промышленно
ванадиеносными и характеризуются как тяжелые (0,920-0,940 г/см3), высоко230
смолистые (18-30%), сернистые (до 2%), высоковязкие (до 500 мПа·с). Концентрация пятиокиси ванадия в нефтях этой зоны следующие: Каражанбас - 247383,8 г/т, Северные Бузачи - 247-383 г/т, Большесорское - 203 г/т и Жалгизтюбе 322 г/т (В.В.Грибков, 1989).
При транспортировке УВ сырья по технологическим соображениям тяжелая
нефть, содержащая металлы, и легкая нефть смешиваются, что приводит к снижению концентрации ванадия и других металлов. Это обусловливает необходимость отдельной и комплексной переработки промышленно металлоносных
нефтей, то есть применения схемы территориального совмещения добычи и переработки при освоении месторождений тяжелых нефтей и ПБ [4]. Поэтому актуален поиск технологий, обеспечивающих извлечение полезных попутных
компонентов тяжелых нефтей и ПБ в ходе их добычи и переработки, разработка
на их основе технологических схем комплексного, экономически эффективного
освоения этих видов УВ сырья [4]. Таким образом, при освоении нетрадиционных источников УВ сырья возникает необходимость решения как минимум трех
основных проблем:
1. Интенсификация добычи нафтидов.
2. Комплексная переработка добытого сырья.
3. Экологичность процессов добычи и переработки.
Выбор рациональной технологии переработки нефти и нефтяных остатков
является сложной задачей. Предложено много способов извлечения V из нефти
– коксование, экстракция, выделение V неорганическими и органическими соединениями, сорбция V на органических и неорганических сорбентах, сорбционно-каталитический, каталитический, электрохимический, извлечение из некоторых побочных продуктов нефтепереработки и др. [5, 6].
С участием авторов выполнены исследования по разработке новых нетрадиционных технологий выделения V из ванадиеносных высоковязких нефтей и
нефтяного сырья месторождений Северные Бузачи и Каражанбас [6]. Один из
разрабатываемых методов основан на применении центрифугирования и
накопления осадка, содержащего V, на этапе подготовки нефти к
транспортировке. В практике центрифугирования применяют два способа
разделения жидких неоднородных систем: центробежное фильтрование и
центробежное осаждение. При разделении суспензии в центрифугах в роторе
под действием центробежной силы происходит фильтрация жидкости через
фильтрованную ткань или металлическую сетку с одновременным отложением
на последней частиц твердой фазы. При разделении суспензии в осадительных
центрифугах твердые частицы, имеющие, как правило, большую плотность, чем
жидкий компонент, осаждаются под действием центробежной силы в виде
кольцевого слоя. Усовершенствованный вариант этих методов приводится в
патенте [7]. Способ извлечения V включает несколько этапов. Исходную нефть
подвергают резонансно-волновому воздействию путем ультразвуковой
обработки
и/или
низкочастотной
кавитации
с
последующим
центрифугированием. Жидкую фракцию после центрифугирования направляют
на транспортировку, а шламы с механическими примесями подвергают
магнитной сепарации, где происходит разделение на парамагнитную фракцию,
231
фракцию, содержащую соединения V, и ферромагнитную фракцию, содержащую соединения Ni и Fe.
Выбор оптимальной технологии получения товарных соединений особо ценных МЭ из нафтидов зависит от многих факторов: их исходного содержания, их
извлечения и концентрирования в побочных процессах использования органических веществ или золообразующих компонентов (отходов) их переработки,
форм соединений МЭ в рассматриваемом побочном продукте, возможности извлечения в товарные продукты нескольких элементов и др. Переработка нефти,
отличающейся повышенным содержанием нескольких МЭ (V, Ni, Mo, W, U и
др.), осуществляется по специально разработанным технологическим схемам, в
которых учитываются технологические особенности каждого элемента.
Важность рассматриваемой проблемы связана еще и с тем, что особым спросом (в зависимости от целей и возможностей нефтепереработки) будут пользоваться как экологически чистые сорта, так и существенно металлоносные нефти
для последующего извлечения промышленно важных металлов.
Литература
1. Белонин М.Д., Шумейкин С.А., Якуцени В.П. Комплекс мер, стимулирующих разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами и падающей добычей // Геология,
геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2004. № 6. С. 39–46.
2. Ященко И.Я. Ресурсы тяжелых нефтей мира и сравнительный анализ их физикохимических свойств // Экспозиция Нефть Газ. 2012. № 5(23). С. 47–53.
3. Мухаметшин Р.З., Пунанова С.А. Нетрадиционные источники УВ сырья: геохимические особенности и аспекты освоения // Нефтяное хозяйство. 2012. № 3. С. 28–32.
4. Суханов А.А., Якуцени В.П., Петрова Ю.Э. Оценка перспектив промышленного освоения металлоносного потенциала нефтей и возможные пути его осуществления // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2012. Т.7. №4. http://www/ngtp.ru/
rub/9/56_2012/pdf.
5. Шпирт М.Я., Пунанова С.А. Микроэлементы каустобиолитов. Проблемы генезиса и
промышленного использования. 2012. Saarbrucken, Germany: Изд-во: Lambert Academic
Publishing. 367 с.
6. Нукенов Д.Н., Пунанова С.А., Агафонова З.Г. Металлы в нефтях, их концентрация и
методы извлечения. 2001. М.: ГЕОС. 77 с.
7. Нусупбекова Д.А., Нурмамбетов К.Э., Нурмамбетова Д.Э., Нукенов Д. Способ извлечения металлов из высоковязких нефтей. 2010. Пат. № 23169. Республика Казахстан.
ОБЩНОСТЬ ЗАКОНОВ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ВЕЛИЧИН ЗАПАСОВ УВ И
РУДНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ЭНЕРГИИ ЗЕМЛЕТРЯСЕНИЙ - ТЕОРИЧЕСКИЕ СООТНОШЕНИЯ И НЕКОТОРЫЕ ВЫВОДЫ
М.В. Родкин, Т.А. Рукавишникова
Институт теории прогноза землетрясений и математической геофизики РАН,
Москва, Россия
Ранее уже отмечалось, что весьма многие природные процессы описываются
степенными законами распределения. Наиболее хорошо известным примером
232
степенного закона распределения в геофизике является закон ГутенбергаРихтера в сейсмологии. Неоднократно высказывались также соображения, что
близкий характер распределения имеет место для величин запасов УВ и рудных
месторождений [1-4]. При более детальном сопоставлении общих черт оказывается еще больше.
Как известно, закон Гутенберга-Рихтера относится к классу распределений с
тяжелым хвостом. Это значит, что параметр степенного распределения р≤1, и
теоретическое среднее значение такого закона распределения равно бесконечности. Такие случаи довольно распространены в природе (см., ниже), но логически
неприемлемы. Действительно, ни энергия землетрясения, ни какая другая реально измеряемая величина не могут быть бесконечны. Проблема была рассмотрена
для случая сейсмического режима и величин ущербов от стихийных бедствий в
монографии [5]. В этой монографии методом анализа предельных распределений теории экстремальных значений показано, что в области хвоста (область
экстремально больших редких значений) эмпирический закон распределения,
как правило, меняется на некоторый другой закон распределения, который отвечает уже не только конечности среднего значения распределения, но и конечности эмпирического закона. Реально в большинстве случаев получается, что оптимально описывающий эмпирические данные закон хвоста распределения спадает быстрее не только любого степенного закона, но даже и быстрее экспоненциального закона распределения.
Предварительный анализ данных по величинам запасов крупнейших УВ и
рудных месторождений свидетельствует в пользу справедливости этих общих
выводов также и для случая величин запасов. Закон распределения величин запасов УВ месторождений оказывается еще более близок к закону ГутенбергаРихтера. Параметр степенного распределения величин запасов УВ месторождений оказывается отвечающим распределению с тяжелым хвостом, но при этом
самый хвост распределения явственно отличается от степенного и указывает
скорее на ограниченный закон распределения.
Тесная общность законов распределения указывает и на общность порождающих условий. Действительно, принято полагать, что степенные распределения указывают на динамический неравновесный характер порождающих систем.
При этом малость параметра степенного распределения (p<1) отвечает высокой
степени неравновесности соответствующего порождающего процесса. В этой
связи представлялось бы полезным сравнение между собой законов распределения величин запасов УВ месторождений для разных нетрадиционных видов ресурсов. Изменение закона распределения на хвосте распределения естественно
интерпретировать в плане (временного) истощения соответствующего источника. Отметим и то теоретическое соображение, что выявление для некоторого вида нетрадиционных ресурсов степенного характера распределения с тяжелым
хвостом (параметр p<1) и отсутствия указаний на изменение характера закона
распределения в области хвоста распределения могло бы служить указанием,
что наибольшие по величинам запасов месторождения УВ этого типа еще не выявлены. Отметим, что такая ситуация встречается для некоторых видов рудных
месторождений.
233
Отметим, что анализ распределений является полезным методом исследования, позволяющим выявить важные общие закономерности исследуемого процесса или совокупности объектов. Нетрудно указать, какие теоретически и практически небезынтересные результаты можно получить при анализе характера
распределений, необходимым условием ля этого является доступность соответствующих необходимых данных.
Что же это за динамические процессы, результатом формирования которых могут оказаться огромные УВ и рудные месторождения. В случае рудных месторождений особенно ясно, что это должны быть мощнейшие негэнтропийные
процессы, позволяющие сконцентрировать в ограниченном объеме вещество,
ранее более менее равномерно и с малой концентрацией распределенное в
больших объемах. Наиболее массированными динамическими процессами в
тектоносфере являются процессы преобразования вещества Земли из одного
геохимического резервуара в другой, например, верхнюю континентальную кору (с осадочным слоем) – в нижнюю кору. Такие процессы приурочены к основным тектонически активным структурам – зонам субдукции, иным глубинным
зонам надвига, зонам срединно-океанических хребтов, другим. Естественно, не
все такие области удобны для образования именно УВ месторождений. В [3,7]
предполагается, что типичными структурами для массированного образования
УВ месторождений должны быть зоны глубинных надвигов (в частности, зоны
субдукции). В [6] приводится подборка данных по глубинному строению зон
крупных УВ месторождений. Анализ этих данных показывает, что более характерными чертами глубинного строения таких зон оказываются не особенности
связанные с формированием глубоких прогибов земной коры, а области развития наклонных отражающих границ и других особенностей строения, связанных
с зонами надвигов.
Отсюда предварительно получаем подтверждение высказанных ранее соображений о связи зон активного формирования месторождений УВ с областями развития не только рифтовых но и надвиговых структур.
Список литературы
1. Конторович А.Э., Демин В.И., Страхов И.А. Закономерности выявления различных
по запасам месторождений нефти и газа в нефтегазоносных бассейнах. Геология и геофизика, 1985, №11, 3-16.
2. Бурштейн Л.М. Статистические оценки параметров распределения скоплений нефти
по величине в слабоизученных седиментационных бассейнах. Геология и геофизика,
2006, 47, №9, 1013-1023.
3. Родкин М.В., Зотов И.А., Граева Е.М., Лабунцова Л.М., Шатахцян А.Р. Степенные
распределения в рудо- и нефтегенезе - интерпретация и порождающие механизмы // Российский журнал наук о Земле. 2010. Т.11, №3. doi: 10.2205/2009ES000408.
4. Turcotte D.L. Fractals and chaos in geology and geophysics. (2nd ed.) Cambridge Univ.
Press, 1997, 398 pp.
5. Pisarenko V., Rodkin M. Statistical Analysis of Natural Disasters and Related Losses.
Springer Briefs in Earth Sciences. Springer, Dordrecht-Heidelberg-London-New York,2013,
89 pp. ISBN: 978-3-319-01453-1 (Print) 978-3-319-01454-8 (Online)
6. Булин Н.К., Егоркин А.В. Региональный прогноз нефтегазоносности по глубинным
сейсмическим критериям. Центр ГЕОН, М.,2000, 194 с.
234
7. Родкин М.В. Рециклинг углерода в зонах субдукции и роль процессов рециклинга в
образовании месторождений УВ в преддуговых и задуговых бассейнах. В кн.: Дегазация
Земли и генезис углеводородных флюидов и месторождений. М., ГЕОС, 2002, 221-253.
ИЗУЧЕНИЕ ПРОЦЕССА ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ
В СТАТИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ
М.Е.Семенов
Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и
газа СО РАН, xotoy_82@mail.ru
The paper presents the comparison of the morphology of methane hydrates and the process
of their formation from a variety of solutions in static conditions. Also, new data on natural gas
hydrate formation of uniform ice.
Интенсивность роста и морфология гидратов зависят от многих факторов, таких как состав газа и водного раствора, давления и температуры, скорости диффузии газа и воды к поверхности роста кристаллов и т.д. [1].
Целью нашего исследования являлось получение гидратов метана и природного газа из различных растворов в статических условиях и исследование особенностей их структуры. Под статическим условием мы подразумеваем отсутствие внешнего механического воздействия на реакционную систему, то есть отсутствие перемешивания и дозаправки камеры газом. Данная методика описана
в работе [2].
В работе показано сравнение структуры гидратов, полученных в статических
условиях при начальном давлении 5 МПа из дистиллированной воды, «вторичной» воды и раствора сульфонола с концентрацией 0,1 %, в том числе и в присутствии дополнительных металлических и полимерных материалов (рис. 1).
В результате проведенных исследований установлено, что морфология получаемых в статических условиях гидратов метана и уровень газонасыщенности
получаемых образцов зависят как от типа воды, из которой гидрат синтезируется, так и от наличия/отсутствия внутри дополнительной металлической или полимерной конструкций. Нативная морфология искусственно полученных газовых гидратов представлена разнообразием структур: это достаточно крупные (от
2-х до 5 –ти см), плотные, непрозрачные массивные кристаллические образцы,
тонкие разветвленные кристаллы - «нити», колонии радиально направленных
перепутанных нитевидных кристаллов (рис.1).
Также приведены новые данные по гидратообразованию в присутствии камере
высокого давления гидрофобного полимера, на примере политетрафторэтилена
(ПТФЭ). Так в присутствии гидрофобной полимерной поверхности формирование и рост гидратов из «вторичной» воды ничуть не уступает гидратообразованию в присутствии металлической поверхности (рис. 2).
Причудливые нитевидные наросты формируются при получении гидратов в
статических условиях из форменных льдов на основе дистиллированной воды
235
1
2
Рисунок 1. Фотографии гидратов метана, полученных в статических условиях, где
1 из: а – дистиллированной воды, б – «вторичной» воды, в – 0,1 % раствора сульфонола;
2: в присутствии металлической конструкции из: а – дистиллированной воды, б – «вторичной» воды, в- 0,1% раствора сульфонола;
Рисунок 2. Гидрат из вторичной воды в присутствии фторопластовых лопаток
(рис.3 и 4). Наросты в виде стволов растений с толщиной до 1мм вытягиваются
из поверхности ледяного цилиндра и некоторые из них имеют геометрически
правильное расположение «ветвей» (рис.4). Диаметр ствола ~1 мм, длиной около 100 мм и длина «ветвей» от 2 до 5 мм, расположенные под углом 120º.
236
Рисунок 3. Фотография и схематический вид нароста кристаллогидрата
Рисунок 4. Морфология гидрата природного газа на стенке камеры
Таким образом, исследован процесс гидратообразования из различных растворов в статических условиях и показаны особенности структуры синтезируемых газовых гидратов.
Работа выполнена при поддержке Гранта Президента РС(Я) для поддержки
инновационных проектов по приоритетным направлениям научной, научнотехнической и инновационной деятельности за 2012-2013гг.
ЛИТЕРАТУРА
1. Макогон Ю.Ф., Хольсти Дж.С. Вискерные кристаллы гидратов // Рос. хим. ж., 2003,
т. XLVII, №3, С. 43-48.
2. Семенов М.Е., Шиц Е.Ю. Изучение процесса получения гидратов метана в статических условиях // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". 2012. №5. С. 457465.
237
ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ, БЛИЗКИХ К УСЛОВИЯМ ВЕРХНИХ СЛОЕВ МАНТИИ ЗЕМЛИ,
НА СОСТАВ И СВОЙСТВА НЕФТИ
А.Ю. Серовайский, А.Ю. Колесников, Н.М.Абдулов, В.Г. Кучеров
Кафедра физики, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина,г. Москва, Ленинский пр-т, 65
Abstract: The crude oil sample was investigated under thermobaric conditions corresponding to
conditions of the upper mantle of the Earth. The experiment results show that the sample of
crude oil was stable under such conditions.
Теория абиогенного глубинного происхождения углеводородов утверждает,
что нефть и газ имеют глубинное (мантийное) происхождение. Согласно этой
теории, углеводородные соединения образуются в верхней мантии Земли под
действием высокой температуры (600-1500 °С) и давления (20-70 кбар). Для
синтеза необходимы источники водорода и углерода. Далее по миграционным
каналам образовавшийся глубинный флюид мигрирует к поверхности Земной
коры, образуя нефтяные и газовые месторождения в горных породах любого типа [1].
Экспериментальные исследования углеводородов при сверхвысоких давлениях активно проводятся последние два десятилетия. Экспериментальные исследования доказали возможность образования углеводородов из неорганических веществ в верхних слоях мантии Земли [2-4], определили влияние сверхвысокого давления на реакции полимеризации олефинов и образование алмаза из
графита [3]. Но в литературе отсутствуют данные по исследованию устойчивости сырой нефти при сверхвысоких термобарических условиях.
Целью данной работы является исследование устойчивости образцов нефти в
условиях температур и давлений, близких к мантийным. При каких предельных
термобарических параметрах нефть сохраняет свою стабильность и не претерпевает никаких изменений в своем составе? Как будет меняться состав нефти при
превышении пороговых значений?
Возможность существования сложных углеводородных систем, включая
нефть, при экстремально высоких термобарических параметрах будет служить
весьма весомым аргументом в пользу теории абиогенного глубинного происхождения углеводородов.
Эксперименты будут проводиться на прессе высокого давления в камерах типа «Чечевица» в РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, с использованием стальных
капсул объемом 0,6 см3. Для анализа нефти после воздействия высоких давлений
и температур будет использоваться газовый хроматограф Bruker GC-460 с пламенно-ионизационным детектором. Благодаря системе анализа хроматографических данных Galaxy, управляющей работой хроматографа, в результате получается хроматограмма с репперными точками и посчитанными площадями пиков.
Данные хроматограммы можно пересчитать в кривую истинных температур кипения (кривую ИТК).
238
Результаты предварительных экспериментов показали, что после воздействия
экстремальных условий нефть остается в жидком виде, ее количества достаточно для проведения дальнейшего хроматографического анализа.
Хроматограмма исходной нефти и образца, извлеченного из капсулы после термобарического эксперимента представлены на Рис.1.
Рис.1. Хроматограмма исходной нефти (1) и образца, полученного путем воздействия на
него давления 5 ГПа и температуры 500°С (2).
Как видно на Рис.1, отличие между хроматограммами заключается в том, что
на хроматограмме (2) заметно ниже интенсивность сигналов легких углеводородов (до С12). Одним из возможных объяснений является потеря легких углеводородов при механическом вскрытии капсулы, во время которого капсула разогревалась в процессе просверливания, и часть легких углеводородов могла испариться. В этом случае можно сделать вывод, что с состав нефти во время термобарического не изменился.
Альтернативным объяснением может быть изменение химического состава
нефти в ходе самого термобарического эксперимента в результате укрупнения
легких компонентов нефти.
В обоих случаях можно сделать вывод о том, что не происходит уменьшения
количества тяжелых углеводородов в пользу легких, что можно было предположить исходя из традиционных представлений о том, что на глубинах ниже «нефтяного окна» возможно существование только природного газа.
Выводы:
- опробована методика для анализа нефти после термобарического эксперимента. Необходимо усовершенствование процесса вскрытия для устранения нагревания в ходе этого процесса;
239
- при воздействии экстремально высоких давлений и температур исследованный образец нефти не превращается в природный газ, по крайней мере, при временах и термобарических условиях эксперимента.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. V. G. Kutcherov, V. A. Krayushkin, Deep-seated abiogenic origin of petroleum: From geological assessment to physical theory. Reviews of Geophysics,Volume 48, Issue 1, DOI:
10.1029/2008RG000270, 2010;
2. Kutcherov, V. G., N. A. Bendiliani, V. A. Alekseev, and J. F. Kenney, Synthesis of hydrocarbons from minerals at pressure up to 5 GPa. DAN, 387(6), 789–792, 2002;
3. V. Schettino, R. Bini, M. Ceppatelli, L. Ciabini, And M. Citroni, Chemical reactions at very
high pressure. Advances in CHEMICAL PHYSICS, Volume 131, 2005;
4. Weng, K., Wang, B., Xiao, W., Xu, S., Lu, G. & Zhang, H., Experimental study on hydrocarbon formation due to reaction between carbonates and water or water-bearing minerals in
deep Earth. Chin. J. Geochem. vol. 18, p. 115, 1999.
ГЕНЕЗИС НЕФТИ В СВЕТЕ СИНЕРГИЧЕСКОЙ ТЕОРИИ
ИНФОРМАЦИИ
Г.С. Симонян
Ереванский государственный университет, Ереван, Армения
Показано, что при образовании нефти из мантийного флюида энтропия растет, а
синтропия уменьшается. Для нефти функция R →1, что свидетельствует о том, что
нефть самообразуется в ловушке в сторону достижения устойчивого равновесия.
It is shown that the formation of oil from the mantle flyaida entropy increases and syntropy
decreases. For oil function R → 1, which indicates that the oil is trapped in self-generated in
the direction of sustainable equilibrium.
Нефть представляет собой смесь низко- и высокомолекулярных соединений,
относящихся к различным гомологическим рядам. Низкомолекулярные соединения представляют собой, в основном, парафиновые, нафтено-парафиновые и
ароматические углеводороды. Высокомолекулярная часть нефти состоит из высокомолекулярных парафиновых углеводородов, моно- и конденсированных
нафтено-парафиновых, моно- и бициклических ароматических углеводородов
ряда бензола и нафталина, смол и асфальтенов. Таким образом, нефть – это
сложная многокомпонентная смесь, которая в зависимости от внешних условий
проявляет свойства молекулярного раствора или дисперсной системы. Для
каждого класса нефтяных соединений характерно структурное самоподобие
(фракталы). Фрактальность проявляется в родстве фрагментов молекул, входящих в состав компонентов данной нефти. В любой конкретной нефти углеводороды, смолы и асфальтены похожи друг на друга и по степени цикличности, и
по характеру распределения заместителей (боковых групп молекул в основной
цепи). Все эти вещества - близкие «родственники». Нефть самообразуется в ло240
вушке в основном из мантийного высокоэнергетического газа, обогащенного
компонентами нефти, которые создают неравновесное энергетическое состояние, инициируя ряд переходных физико - химических процессов, протекающих
под управлением закона сохранения энергии и в направлении достижения устойчивого равновесия. Самоорганизация – процесс спонтанного увеличения
порядка или организации в системе, состоящий из многих элементов,
происходящий под действием внешней среды [1].
Мы придерживаемся абиогенной теории образования нафтидов глубинными
мантийными флюидами [2]. Концепция глубинного происхождения нефти и газа
основана на представлениях о том, что образование углеводородов происходит в
мантийных очагах вследствие неорганического синтеза [3]. Флюид - это водная,
водно-газовая, паровая или газовая среда, состоящая из компонентов флюида в
соединении с петрогенными, рудными и иными элементами, заключенная или
переносимая в массе горных пород литосферы [4].
Образовавшиеся в мантии Земли флюиды по глубинным разломам
перемещаются и проникают в земную кору, где и образуют нефтегазовые месторождения. Для нефти и газа мы будем использовать также обобщающий термин
«нафтиды», включающий углеводороды в газовом, жидком, полутвердом и
твердом состояниях или в виде смеси этих фаз [5]. В геоэкологических системах
нафтидов могут идти пpоцессы как с возpастанием, так и уменьшением
энтpопии. В целом же, система не теряет своей организованности или высокой
упорядоченности. Способность системы снижать неупорядоченность внутри себя иногда интерпретируют как способность накапливать синтропию. Система –
совокупность элементов со связями между ними, подчиняющимся
соответствующим законам композиции. Система взаимодействует с внешним
миром как единое целое. Каждый элемент системы внутри себя считается
неделимым. Неоценимую помощь в понимании структурной организации и закономерностей развития природных систем может оказать синергетическая теория информации, в рамках которой установлен информационный закон отражения системных объектов. Для оценки структурной организации системы
Вяткиным введено понятие R-функции, которая характеризует структурную организацию дискретных систем со стороны соотношения порядка и хаоса, мерами
которых являются адитивная синтропия - I∑ и энтропия отражения S, соответственно R= I∑/ S [6,7]. Значения R-функции говорят о том, что и в какой мере преобладает в структуре системы: хаос или порядок. Так, если R > 1, то в структуре
системы преобладает порядок, в противном случае, когда R < 1 – хаос. При R = 1
хаос и порядок уравновешивают друг друга, и структурная организация системы
является равновесной.
С помощью синергетической теории информации проведена оценка хаоса и
порядка в структуре таких систем, как рудные объекты [6], электронные системы атомов, паутины пауков, поэтические произведения [7], гидроэкологические
системы [8], белковые молекулы [7, 9] и РНК [9].
Целью данной работы является с помощью синергетической теории информации «оценить» генезис нефти и газа из мантийных флюидов.
241
Для нафтидов элементами системы могут быть химические элементы или
химический компонентный состав.
В таблицах 1 - 5 приведены рассчеты функций хаоса и порядка газовой фазы
включенной в минералы, природного газа, газоконденсата, попутных газов
нефтяных месторождений и нефтяных фракций.
В таблице 1 приведен средний состав газовой фазы, включенной в минералы
по данным почти 6 тысяч образцов [10].
Таблица 1
Химический состав (мол.%) и значения I∑, S, R газовой фазы,
включенной в минералы
CO2
CH4
N2
H2S
CnHm
H2
CO
I∑
S
R
61.46
19.23
16.18
2.17
0.72
0.12
0.12
5.15
1.49
3.45
При миграции мантийных флюидов за пределы магматического очага наблюдаются разные сценарии эволюции их фазового состояния и соотношений между
компонентами, что определяется изменением РТ-параметров, реакциями среди
газовых составляющих и т.д.
Таблица 2
Химический состав (мол. %) и значения I∑, S, R природного газа
СН4
С2Н6
С3Н8
N2
СО2
I∑
S
R
94.0
3.0
0.4
2
0.6
6.25
0.38
16.5
Таблица 3.
Химический состав (мол. %) и значения I∑, S, R газа
газоконденсатных месторождений
Месторождение
СН4
С2Н6 С3Н8 С4Н10 С5Н12
Ямбургское
Уренгойское
89,67
88,28
4,39
5,29
1,64
2,42
0,74
1,00
2,36
2,52
N2
СО2
0,26
0,48
I∑
S
R
0,94 5.95 0.69 8.62
0,01 5.89 0.75 7.86
Таблица 4
Химический состав (мол. %) и значения I∑, S, R нефтяных месторождений
(попутного газа)
Месторождение СН4 С2Н6 С3Н8 С4Н10 С5Н12
Ромашкинское
Самотлорское
38,4
53,4
19,1
7,2
17,8
15,1
8,0
8,3
6,8
6,3
N2
СО2
8,0
9,6
1,5
0,1
I∑
S
R
4.28 2.36 1.81
4.60 2.04 2.23
Таблица 5.
Значения I∑, S, R для фракций ряда нефтей
Нефть
I∑
S
R
Вторая фракция нефти Кумколь
3.45
3.19
1.10
Керосиновая фракция нефти Каражанбас
Бензиновая фракция нефти Акшабулак
3.28
3.72
3.36
2.92
0.976
1.27
Получается, что в ряду газовая фаза, включенная в минералы→
газоконденсат →природный газ энтропия уменьшается, а синтропия растет. Для
242
природного газа R = 16.5, что свидетельствует о высокой степени свободы
газовой фазы. А в ряду газовая фаза, включенная в минералЫ →попутный газ →
нефть энтропия растет, а синтропия уменьшается. Нефть самообразуется в ловушке из мантийного высокоэнергетического газа Для нефти функция R →1, что
свидетельствует о том, что структурная организация системы является равновесной.
Литература
1. Дружинин В.В., Конторов Д.С. Проблемы системологии. Проблемы теории сложных
систем. – М., Сов. радио, 1976. – 296 с.
2. Симонян Г.С., Пирумян Г.П. Роль азота в генезисе нефти. Сборники научных трудов
"Фундаментальные и прикладные проблемы науки". – М., РАН, – 2013.
3. Кудрявцев Н. А. Генезис нефти и газа. –Л., Недра, –1973. – 216 с.
4. Летников Ф.А. Автономные флюидные системы континентальной литосферы // ДАН,
–2009. – Т. 427. – №6. – С. 94 –97.
5. Леворсен А. Геология нефти и газа. – М., Мир, –1970. – 640 с.
6. Вяткин В.Б. К вопросу информационной оценки признаков при прогнозногеологических исследованиях // Известия Уральского горного института. Сер.: Геология
и геофизика. – 1993. –Bып. 2. – С. 21 – 28.
7. Вяткин В.Б. Хаос и порядок дискретных систем в свете синергической теории информации. // Научный журнал КубГАУ [Электронный ресурс]. – Краснодар, КубГАУ, –
2009. – №47(1). http://ej.kubagro.ru/2009/03/pdf/8.pdf
8. Симонян Г.С. Оценка состояния гидроэкологических систем в свете синергической
теории информации. Материалы Всероссийской научно-практической конференции.
Экологическая безопасность и природопользование: наука, инновации, управление.–
Махачкала, АЛЕФ, – 2013. –С. 275 – 280.
9. Симонян Г.С. Хаос и порядок биологических систем в свете синергической теории
информации.// Тезисы докладов международной конференции " Современные проблемы
химической физики". Ереван, – 2012. –С. 227 –228.
10. Миронова О.Ф. Летучие компоненты природных флюидов по данным изучения
включений в минералах: методы и результаты. // Геохимия. –2010. –№1. –С.89-97.
ФАКТОРЫ ФОРМИРОВАНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ ПЛОТНЫХ ПОРОД
НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ
Л.В.Сиротенко
ОАО КамНИИКИГС, г.Пермь
Based on studied properties of rocks in the superdeep boreholes, major factors favoring
formation and development of complex rock reservoirs are analyzed. Analysis has shown that
formation of deep-scated rock reservoirs is strongly related to deep possedimentary processes
whose intensification is governed by fluid fracturing and static and dynamic stresses are considered.
На основании изучения особенностей изменений коллекторских свойств пород, вскрытых в разрезах глубоких и сверхглубоких скважин, пробуренных в Рос243
сии и других регионах мира, установлено, что формирование природных резервуаров на больших глубинах определяется действием сложной системы предпосылок, условий и факторов, которые имеют свои специфические особенности,
свойственные только большим глубинам. В значительной мере именно они, а не
первичные седиментогенные и фациальные условия, предопределяют конечный
петрографический состав и фильтрационно-емкостные свойства глубокопогруженных пластов-коллекторов и флюидоупоров. Степень многообразия и неоднозначность факторов воздействующих на породы в течение длительной геологической истории возрастают с увеличением глубины залегания. Поэтому в отличие от
резервуаров, залегающих на промышленно-освоенных глубинах, глубокопогруженные резервуары характеризуются существенно более сложным и неоднородным строением и соответственно и большими проблемами при их выделении,
оценке и прогнозе.
Согласно схеме зональности коллекторов [Сиротенко,1996], увязанной с гидродинамическими и гидрохимическими зонами, в интервале глубин до 9 км выделены две крупные зоны улучшения коллекторских свойств пород. Первая зона
увеличения фильтрационно-емкостных характеристик соответствует зоне оптимальных коллекторов, выделенной Н.А.Минским [Минский,1979]. Ее появление
обусловлено растворением кальцита и переходом монтмориллонита в гидрослюду. Ниже зоны оптимальных коллекторов следует зона уплотнения, где происходит ступенчатое ухудшение коллекторских свойств пород. Для зоны главного гравитационного уплотнения уменьшение фильтрационно-емкостных характеристик приобретает асимптотический характер, проявляющийся на графиках пористость (проницаемость) - глубина. В первую очередь на глубинах 4-4,5
км происходит резкое снижение проницаемости. Причиной этого является существенное уменьшение радиусов фильтрующих пор, обусловленное сильным
геостатическим уплотнением пород на этих глубинах.
На глубинах более 4-5 км из-за неравномерно-напряженного состояния массива пород, благоприятных гидрохимических условий, высокой температуры и
давления, повышенной хрупкости пород и прочих глубинных факторов создаются чрезвычайно благоприятные условия для образования трещиноватых, а затем и порово-каверно-трещинных и других сложно построенных коллекторов.
Возможность существования и развития низкопоровых коллекторов, повидимому, распространяется на глубины вплоть до 9-10 км.
Несмотря на сильнейшее гравитационное уплотнение при благоприятных
тектонофизических, термодинамических, гидрохимических и литологопетрографических предпосылках и факторах коллекторские свойства пород, образующих природные резервуары, даже на глубинах более 6-7 км могут быть
сопоставимы или даже выше чем в вышележащих толщах при идентичности литофациальных условий их формирования.
Основные факторы формирования резервуаров плотных пород для терригенных комплексов на больших глубинах ранжированы в виде многоуровневой
системы (рис.1).
244
Рис.1. Структурная схема ранжирования многоуровневой системы основных предпосылок, условий и факторов формирования резервуаров плотных пород на больших глубинах в терригенных комплексах
245
Ведущим в предложенной системе предпосылок, условий формирования и
факторов развития сложнопостроенных природных резервуаров на больших
глубинах в терригенных комплексах является наиболее высший иерархический
уровень, объединяющий самые мощные по воздействию флюидодинамические и
геолого-тектонические факторы (рис.1). Существенно на больших глубинах возрастает положительная роль различных разноуровневых неоднородностей толщ
пород, которые благоприятствуют развитию глубинных резервуаров.
Все выделенные многоуровневые предпосылки, условия формирования и
факторы лишь с определенной долей условности можно считать независимыми
друг от друга. Условность заключается в том, что все эти предпосылки и факторы на каждом подуровне являются взаимозависимыми и так или иначе влияют
друг на друга, особенно в масштабах геологического времени. Например, тектоническое напряжение, являясь достаточно независимым тектонодинамическим
фактором, в результате своего воздействия изменяет величину теплового потока,
состав и свойства пластовых флюидов, характер постседиментационных преобразований и многое другое. Вместе с тем тектоногенез через действие своих
многочисленных процессов и сопутствующих им явлений на протяжении геологической истории продолжает оказывать мощное влияние на процессы литогенеза, а вместе с ними и на формирование природных резервуаров. Это влияние
наиболее велико в тектонически активных регионах, например в рифтогенных
впадинах.
Совокупность действия всех рассматриваемых факторов определяет наиболее
важные характеристики природных резервуаров как в период их формирования,
так и в периоды их последующей истории. При этом единство процессов, находящихся на различных уровнях масштабности, позволяет рассматривать природные резервуары как часть самоорганизующейся системы, каковой является
осадочная формация. Проявления процессов в каждой такой системе на протяжении геологической истории могут носить как непрерывный, так и дискретный
характер.
Седиментогенные и литолого-петрографические предпосылки, условия и
факторы составляют наиболее низкий базовый иерархический породный ультрамикроуровень, отражающий особенности состава и строения породы на уровне минеральных зерен, их агрегатов и обломков породы. В то же время информация от этого уровня составляет важную часть петрофизического и геологотектонического уровня, т. к. литолого-петрографические особенности пород в
значительной мере определяют направленность их катагенетических преобразований и тенденций в развитии пустотного пространства. Кроме того, по литолого-петрографическим особенностям строения породы восстанавливается история седиментогенеза и постседиментационных преобразований, обуславливающих изменения свойств и строения пород-коллекторов. Поэтому значение этого
уровня достаточно велико, особенно на стадии постседиментационных преобразований пород.
Физико-химические и петрофизические факторы отражают особенности
строения, состава и физико-химических свойств терригенных пород на уровне
слоев, пропластков и пластов. Этот уровень соответствует микроуровню.
246
Геолого-тектонические и флюидодинамические предпосылки, условия формирования и факторы являются определяющими и составляют высший уровень
в иерархической организации данной системы и отражают особенности строения и развития геологических тел, составной частью которых являются резервуары плотных пород на больших глубинах.
Соподчиненность выделенных уровней соответствует неразрывности и сложности геологических систем, поэтому для надежного выделения и оценки
глубинных природных резервуаров необходима информация со всех
выделенных уровней системы. В соответствии с этим проблема выделения и
оценки сложнопостроенных природных резервуаров на больших глубинах не
может быть успешно решена в пределах преимущественно одного или двух
уровней и требует новых методических подходов для одновременного учета
всей многоуровневой геологической информации.
ОСНОВНЫЕ ТИПЫ НЕТРАДИЦИОННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ ПРОВИНЦИИ
Л.М. Ситдикова, В.Г. Изотов, Е.Ю. Сидорова, П.В. Изотов
Казанский (Приволжский) федеральный университет
The Volga-Ural oil and gas province is the subject of a long-lasting exploration of hydrocarbon
fields. In order to use flexible impact technologies and to maintain the oil recovery it is necessary to refine reservoir rock types.
В нефтеносных районах Волго-Уральской провинции, комплекс нетрадиционных коллекторов можно подразделять на два класса. Во-первых, нетрадиционные коллекторы потенциально освоенных горизонтов, представляющих широкий класс литологически изученных пород, в которых нарушены линейные
связи между фильтрационными и емкостными свойствами (Изотов, 2004; Ситдикова, 2013). Во-вторых, нетрадиционные коллекторы специфических типов,
залегающих ниже промышленно-освоенных глубин. Среди коллекторов первого
класса, согласно проведенным исследованиям могут быть выделены следующие
типы коллекторов:
- Глинистые коллекторы терригенных отложений девона – живетский, франский, каменноугольной системы, бобриковских, тульских и уфимских отложений.
- Регенерационные коллекторы девона и, частично, карбона.
- Трещинно-поровые коллектора верхнего девона карбонатного типа.
- Слабосцементированные коллектора вязких нефтей и природных битумов.
- Сложные типы коллекторов, включающие лиофобные коллекторы,
диагенетические коллекторы, пиритизированные коллекторы.
Ко второму классу в РТотносятся образования кристаллического фундамента
и глубоко погруженные горизонты рифей-вендских отложений. Основными параметрами, определяющими нетрадиционный тип коллектора, являются особен247
ности строения пустотно-порового пространства, которые нарушают линейные
характеристики законов фильтрации. К таким особенностям можно отнести:
размерные аномальные характеристики поровых каналов, повышенную извилистость поровых каналов нетрадиционных коллекторов, наличие в поровых каналах минералов и минеральных агрегатов, имеющих аномальные характеристики
смачиваемости и разбухаемости. Эти особенности являются функциями сложных геологических процессов, связанных с условиями формирования коллектора и его эволюции в последующее геологическое время, а так же в результате
техногенных воздействий на пласт в ходе его разработки. Главными геологическими факторами, формирующими нетрадиционный тип коллектора, являются
следующие.
Условия седиментации осадков коллектора связаны с климатическим, гидрохимическим, гидродинамическим факторами, определяющими особенности
строения коллектора: степень зернистости, окатанности и сортировки материала, образующего матрицу как коллекторов терригенного, так и карбонатного типов. Традиционные типы коллекторов основных месторождений Республики Татарстан формировались в достаточно узком диапазоне этих условий и являются
скорее исключением из общего комплекса условий, характеризующих формирование коллекторских горизонтов. Нетрадиционные коллекторы, связанные с сателлитами крупных месторождений Волго-Уральской провинции сформировались в нестабильных условиях седиментации и характеризуются неоднородностью как терригенного и карбонатного материала, так специфическими условиями локализации. В соответствии с основными этапами развития главной тектонической структуры нефтеносных отложений западного региона ВолгоУральской нефтегазоносной провинции Татарского свода и эвстатических колебаний уровня бассейна, осадконакопление развивалось в различных палеогеографических условиях.
Не менее важным являются условия седиментации при формировании карбонатных коллекторов. Широкое развитие коллекторов этого типа так же связано с
фаменским - верхний девон и каменноугольным комплексом отложений (турнейский, башкирский, московский ярусы). На условия формирования карбонатных коллекторов определяющую роль так же имело становление КамскоКинельской системы прогибов, рассматриваемой нами в качестве недоразвитой
рифтовой системы. Камско-Кинельская рифтовая система, заложенная на уже
консолидированном фундаменте земной коры, вынуждена оконтуривать ранее
сформированные стабильные участки земной коры. Это объясняет раздробленность и причудливые очертания этой рифтовой зоны, пересекающей разнородные в структурно-тектоническом отношении регионы.
Особенностью Камско-Кинельской рифтовой зоны и ее сочленения со структурами Татарского свода является кулисообразное строение ее бортов, связанное
с последовательным заложением субпараллельных разломов в теле архейскопротерозойского кристаллического фундамента. Это привело к развитию систем
террасовидных уступов, особенно хорошо выраженных на западном склоне свода, явившиеся основанием рифогенных построек сложного многоэтажного типа,
оконтуривающих восточный борт Камско-Кинельской системы. Наибольшее
248
развитие
рифогенные
постройки
получили
в
верхнедевонскоесреднекаменноугольное время в периоды специфических климатических и палеогеографических условий, эпизодически повторяющихся во времени. Это обусловило многоэтажность рифовых построек и соответственно их нетрадиционные фильтрационно-емкостные характеристики. В соответствии с последовательным формированием уступов бортовых частей Камско-Кинельской системы
рифогенных построек последовательно перемещались в сторону центральной
части системы, одновременно меняя стратиграфический уровень от фаменскотурнейского к башкирскому. Набольшее развитие рифогенные постройки получили в турнейское и башкирское время.
Согласно этой классификации в периферической зоне рифогенных построек
развиты детритовые и полудетритовые известняки, переходящие по латерали в
органогенные и микрит-органогенные известняки. Эти известняки в свою очередь переходят в органогенно-микритовые известняки. Смена структурных типов известняков хорошо прослеживается по керну горизонтальных скважин, пересекающих рифогенные постройки.
Условия литификации и дальнейшей эволюции осадка, формирующего коллектор. Влияние этого фактора на формирование коллектора и структуры его
пустотно-порового пространства также достаточно хорошо известно. Однако в
каждом конкретном случае на месторождениях Волго-Уральской провинции
этот фактор проявлен индивидуально и требует специального рассмотрения в
зависимости от типа породы и стадии литификации осадка. В ходе литификации
происходит широкий комплекс изменений структуры осадка, часто полностью
меняющий его первичные фильтрационно-емкостные характеристики, что связано со следующими процессами.
Перекристаллизация цемента. Она относится как к цементу обломочных пород, так и к первичному карбонатному осадку. Первичное поровое пространство
заполняется вторичными минералами, в частности карбонатными. Это заполнение может быть полным, либо приводить к полной потере фильтрационных
свойств породы, либо частичной, связанной с перекрытием отдельных поровых
каналов. Очень часто в ходе частичной перекристаллизации могут возникать отдельные неоднородные участки, полностью окристаллизованные карбонатными
минералами, и выведенные из процессов фильтрации. Коллекторы такого типа
так же широко распространены в пределах рифогенных массивов КамскоКинельского рифта.
В ходе перекристаллизации цемента при литификации осадка меняется
окислительно-восстановительный режим поровых флюидов. Переход этого
режима к восстановительному сопровождается кристаллизацией сульфидов
(пирит), за счет восстановления железа, обычно в избытке присутствующего в
терригенных отложениях. Пирит обычно осаждается в пережимах - местах
сужения первичных поровых каналов, полностью выключая их из процесса
фильтрации. Пиритизированные коллекторы широко распространены в
каменноугольных отложениях (бобриковский горизонт) и выделяются в
самостоятельный
Особо следует тип.
отметить поведение глинистых минералов в ходе стадиальных
процессов преобразования первичного коллектора, которые являются весьма
249
чувствительными к изменению химизма поровой среды, изменение которой в
ходе процессов литификационной эволюции осадка приводит к трансформным
преобразованиям этих минералов, заполняющих поры. Это сопровождается изменением их объемных и минералогических характеристик, а так же к изменением их локализации в пределах пор и поровых каналов. Глинистые минералы
цемента коллекторов обладают способностью резко менять свои объемные характеристики в зависимости от наличия и изменения состава пластовых вод
(флюидов). В результате, разбухая, они перекрывают каналы фильтрации, являясь естественными вентилями, нарушающими фильтрационные процессы, что
необходимо учитывать в ходе разработки месторождений углеводородов с применением вторичных и третичных методов воздействия на пласт.
Перекристаллизация матрицы коллектора. Матрица коллектора также активно меняется в ходе стадиальной эволюции коллектора в процессе литификации. Происходят сложные процессы, нарушающие и меняющие как структуру
порового пространства коллектора, так и его минералогическую характеристику.
Эти процессы перекристаллизации матрицы протекают различно для карбонатных
и терригенных типов коллекторов, резко меняют структуру, извилистость и другие характеристики поровых каналов, что в свою очередь, меняет линейные законы фильтрации на нелинейные, характеризующие нетрадиционные коллектора.
Особым фактором возникновения специфических условий фильтрации
флюидов коллектор являются сами процессы разработки углеводородов. Изменение гидродинамического, и что особенно важно, физико-химического режима
пласта в ходе его разработки существенным образом сказывается на структуре
порового пространства и его фильтрационных характеристик, что естественно
переводит этот пласт в разряд нетрадиционных объектов разработки. Изменение
фильтрационно-емкостных свойств пласта в ходе разработки требует для поддержания на соответствующем уровне коэффициента извлечения нефти (КИН)
гибко менять разработки и привлекать другие методы воздействия на пласт в зависимости от эволюции пласта. Таким образом, возникает специфический класс
объектов разработки – нетрадиционные техногенно-измененные пласты.
Проведенные исследования различных типов нетрадиционных и сложных
коллекторов с выделением их типов позволяют в дальнейшем разрабатывать и
рекомендовать к внедрению специфические методики их освоения в соответствии с их геологической позицией, литолого-фациальными особенностями и, что,
особенно важно, с особенностями структуры пустотно-порового пространства и
локализации в нем углеводородной фазы.
Литература
5. Изотов В.Г., Ситдикова Л.М. Нетрадиционные коллекторы Волго-Уральской нефтегазоносной провинции./ Сб. материалов к 75-летию ВНИГРИ. – Спб.: Недра, 2004. – С.
395-399.
6. Ситдикова Л.М., Изотов В.Г., Сидорова Е.Ю. Нетрадиционные объекты УВ-сырья на
поздней стадии освоения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. / Сб. материалов международной научно-практической конференции «Проблемы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии». – Казань: Изд-во
«Фэн» АН РТ, 2013. – С. 47-49, 102-104
250
К ВОПРОСУ О НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
СЕВЕРА ЗАПАДНО-ЧЕРНОМОРСКОЙ ВПАДИНЫ
М.Н.Смирнова
Институт проблем нефти и газа (ИПНГ) РАН, г.Москва, e-mail: tm@ipng.ru
Западно-Черноморская впадина образовалась на морском продолжении
Скифской плиты. На северо-западном шельфе находится КаркинитскоСивашская система прогибов, ограниченная на западе валом Голицына в системе Западной Добруджи, а на востоке морским продолжением Крымских структур (Тарханкутской и Каламитско-Новоселовской) [1]. В Крыму широко развиты проявления эндодинамики (магматизм, сейсмичность и др.). Переинтерпретация сейсмических профилей 70-80-х годов указывает на вероятность присутствия крупных магматических сооружений [2].
В 1989 г. И.Б.Щербаковым и Е.Е.Шнюковой было сделано крупное научное
открытие в северо-западной части Черного моря. На широте г.Севастополя был
обнаружен магматический очаг, названный Ломоносовским.
В апреле 1941 года моя мама отдыхала в санатории старых большевиков в
Форосе. В тихую безветренную погоду мы катались на лодке и видели вблизи
берега мелкие обломки андезитов, а по мере удаления от берега – сплошное
нагромождение вулканических пород – южнобережный меланж.
Особенностью Черного моря являются газовые факелы. Выходы газовых факелов впервые были обнаружены на шельфе Болгарии в 1974 г. (Банчев). В настоящее время в Западно-Черноморской впадине их обнаружено более 500. При
этом грязевые вулканы и выходы газовых факелов обнаружены в центральной
части и на севере впадины. Сгущение газовых факелов обрамляет северозападную территорию впадины и даже в некоторой степени повторяет рельеф на
юго-западе в районе Бургаса.
По своей форме газовые факелы разнообразны, связаны с положительными и
отрицательными формами рельефа, к плоским поверхностям морского дна. Газовые струи наклонены обычно под углом к этим поверхностям. Газовые факелы
– преимущественно метановые. Они связаны как с осадочными, так и с магматическими породами, с разломами и зонами трещиноватости. По данным американского судна «Knorr» содержание метана в черноморских водах достигает 80
млрд. м3. По мнению Е.Ф. Шнюкова «единственным источником метановых выделений на дне Черного моря является дегазация, включая верхнюю мантию [3].
Пока мы знаем один факел, выходящий из-под воды, это факел на выходе из Артиллерийской бухты Севастополя, который горел в результате 9-10-балльного
землетрясения 1927 года.
По поводу перспектив нефтегазоносности существует множество положительных факторов.
1. Теоретические показатели. Рассматривались с точки зрения
А.Д.Архангельского (1927 г.) нефтепроявления в Черном море как за счет разложения органического вещества в условиях сероводородного заражения, так и
251
за счет проявления дегазации из мантии (что, естественно, более современно).
Западно-Черноморская впадина является перспективной.
2. Региональные показатели. О перспективности Западно-Черноморской впадины свидетельствует соседство со стороны нефтепроизводящих бассейнов зарубежной Европы: Предкарпатско-Балканский бассейн, Трансильванский, Северо-Предкарптский, Паннонский [4], из которых Трансильванский и Предкарпатско-Балканский являются непосредственными соседями, составляя переходную
зону суша – море.
3. Локальные перспективы
Между Добруджей и Крымом сейсморазведкой находится вал Голицына, в
сводовой части которого в отложениях палеогена было открыто первое газоконденсатное месторождение. Несмотря на наличие положительных предпосылок,
мы не сторонники нефтегазовых поисково-разведочных работ, тем более мы
против эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в Черном море, хотя
вмешательство уже началось (газопроводы «Голубой поток» и «Набукко»). На
Черном море расположены курорты международного значения России, Болгарии, Румынии, Турции и др. В России строится небывалого размера олимпийский комплекс Сочи – Красная Поляна. Слишком велика пространственная
связь аварийных ситуаций на скважинах и трубопроводах, особенно при аномальной геодинамической ситуации в недрах. Экологические риски, связанные
с нефтяным освоением акватории, слишком велики, тем более на курортных
территориях. Мы не одиноки в своих выводах. По другим оценкам отмечается
малая перспективность структур типа тех, которые разведаны на вале Голицына, особенно в сравнении со структурами Западно-Сибирской газонефтеносной
провинции.
Литература
1. Тектоника южного обрамления Восточно-Европейской платформы (объяснительная
записка к Тектонической карте Черноморско-Каспийского региона. М: 1 2 500 000 / Под
ред. В.Е.Хаина и В.И.Попкова. Краснодар. Кубанский госуниверситет, 2009, 213 с.
2. Бондаренко Н.К., Соловьев В.А. Пограничные структуры платформы и их нефтегазоносность (на примере платформ юга России). Краснодар: Изд-во Просвещение, 2007, 112 с.
3. Шнюков Е.Ф., Пасынков А.А., Клещенко С.А. и др. Газовые факелы на дне Черного
моря. Киев: Наукова думка, 1999, с.130.
4. Склярова З.П., Борцов А.В., Данилевская Н.С. Анализ состояния сырьевой базы газа в
странах мира. Сб. научных статей «Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих
районов России до 2030 года». М.: Газпром, 2010, с.232-250.
252
К ВОПРОСУ О ШАХТНОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА
М.Н.Смирнова
ИПНГ РАН, г. Москва
Первая нефтяная шахта в СССР была пробурена «Грознефтью» на месторождении «Старогрознефти» среди высокодебитных скважин. В её задачи входили
наблюдения за поведением коллекторов и глубинных разломов, сопровождаемые трещиноватостью. В 1936г не без помощи наблюдательной шахты «Грознефть» выполнила 36% общегосударственного плана.
Государственный план 1937 года был не выполнен. Большая часть геологических и партийных руководителей-хозяйственников была репрессирована как потерявшая партийное чутьё. Нефтяная шахта была ликвидирована как излишне
необходимая.
В 50-е годы XX века я хотела показать шахту студентам, но это было
невозможным, т.к. её перекрыл огромный оползень.
В эти годы мне довелось быть на Ухте, где я вместе с основоположником
шахты А.Я. Крэмсом спускалась в нефтяную шахту. В шахте Ярега нефть получали путём перегонки: мазут, тяжелую нефть и легкую нефть. Я поинтересовалась, насколько это выгодно. Мне ответили прямо: «Сейчас шахту эксплуатируют в виде единственного опыта в СССР, но в базальном слое нефтяной толщи обнаружили титан. Когда нефтяную шахту переоборудуют в комплексное
производство, которое позволит получать диоксид титана, это будет очень
выгодно»
В мировой практике известно лишь несколько случаев эксплуатации нефти
шахтами:
Пешельбромм (Франция)
Саратэ-Монтсору (Румыния)
Экбэлл (Словакия)
Начало XXI века ознаменовалось вовлечением в разработку ресурсов труднодоступных и нетрадиционных скоплений углеводорода, особенно тяжелых нефтей и битумов, метана.
Метан угольных шахт представляет особый интерес в Кузбассе. Известно,
что этот район имеет большое промышленное значение, но там довольно часто
наблюдаются взрывы, обвалы и прочие катаклизмы, ведущие к катастрофам
(Ульяновская шахта, 2007г – погибло 11 человек). Было бы целесообразно переоборудовать каменно-угольную шахту в каменно-угольно-газовую.
253
ВОЗМОЖНОСТЬ ОТНЕСЕНИЯ К НЕТРАДИЦИОННЫМ РЕЗЕРВУАРАМ
СЛАНЦЕВОГО ГАЗА ГЛИНИСТО-КАРБОНАТНЫХ НИЖНЕСРЕДНЕТРИАСОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ВОСТОЧНО-МАНЫЧСКОГО
ПРОГИБА
Б.А.Соловьев, С.П.Левшунова
РФ, 105118, г. Москва, шоссе Энтузиастов, д.36, ФГУП «ВНИГНИ»
The lower cretaceous Pearsall formation (argillaceous lime mudstones, TOC=0,86%,
Ro=1,1-2,2%, fractures absence) and the lower-middle triassic formation of the East-Manych
depression (argillites and argillaceous limestones, TOC=0,n-n%, Ro=1,33-1,75%, opened and
“closed” fractures) are discussed as a future gas resource.
Выработка запасов УВ на территории Северного Кавказа составляет около
80%. Современная добыча нефти и газа превышает более, чем в 3 раза прирост
запасов, при этом добыча газа лишь на 50%, а нефти – менее, чем на 70% покрывают потребности региона. Учитывая сложившуюся инфраструктуру, приспособленную для добычи, переработки и транспортировки УВ, значительную
плотность населения и высокие потребности в УВ ресурсах, целесообразно рассмотреть возможности использования дополнительных источников нефти и газа
на территории Северного Кавказа. Одним из наиболее простых вариантов получения дополнительных объемов газа является разработка газосланцевых полей,
содержащих скопления сланцевого газа. Применительно к условиям СевероКавказской НГП в качестве источников сланцевого газа обычно называют богатые ОВ породы майкопской свиты (особенно хадум) и кумской свиты, ОВ которых находится на невысокой стадии катагенетической превращенности и зачастую не достигло ГЗН. Однако в самое последнее время (P. C. Hackley, 2012) проведены геолого-геохимические исследования глинисто-карбонатных образований нижнего мела формации Персолл бассейна Мэверик (Южный Техас), содержащих ОВ высоких стадий катагенетической превращенности – МК4-АК1 –
главная зона газообразования (ГЗН). При этом сам автор отмечает, что термин
“сланец” не вполне адекватен к породам формации Персолл, поскольку в ее разрезе превалируют глинистые известняки, а чисто глинистая составляющая находится на втором месте. В содержании ОВ формации отмечен большой разброс
концентраций: от минимальных 0,17-0,47% до макроконцентраций, представляющих твердые битумы в диапазоне от гилсонита до импосонита, что указывает на развитие постдиагенетических процессов, направленных на крекинг находившихся “in situ» залежей палеонефти. При этом добываемый сухой газ называют сланцевым. По литолого-фациальному составу, характеру распределения
ОВ и по высокой стадии его преобразованности формация Персолл сходна с
глинисто-карбонатными образованиями нижнего-среднего триаса ВосточноМанычского прогиба Северо-Кавказской НГП, поэтому было проведено их сопоставление в качестве источника сланцевого газа. В одновозрастных образованиях нефтекумской свиты (органогенные известняки) нижнего триаса и анизийского яруса среднего триаса в соседней Прикумской зоне поднятий выявлены
залежи нефти. В тонкоплитчатых глинисто-карбонатных глубоководных образо254
ваниях нижнего-среднего триаса Восточно-Манычского прогиба месторождений
УВ не выявлено, лишь 2 непромышленных газопроявления: одно в низах ладинских образований в скв.1 Южно-Калмыцкая, другое – в низах нижнего триаса в
разрезе скв. 1 Калининская. Условия преобразования ОВ здесь были восстановительные, а в породах формации Персолл – слабоокислительные. Как в и формации Персолл, здесь выявлен большой разброс концентраций ОВ: от очень
низких (0,3-0,4%) до макроконцентраций, обусловленных наличием твердых битумов, представляющих остатки залежей палеонефтей, подвергшихся крекингу.
Стадия катагенеза высокая – МК5. В указанных газопроявлениях в нижнесреднетриасовых отложениях Восточно-Манычского прогиба газ сухой.
При этом очень важным является знать коллекторские свойства породвместилищ сланцевого газа. Коллекторские свойства пород формации Персолл
низкие: пористость образцов колеблется от 1,6 до 6,7%, редко – до 10%, что характерно и для других газовых сланцев (D. Ross, R. Bustin, 2007; J. Curtis, 2002),
проницаемость - от 0,003 до 0,062 мД. Ни трещин, ни микротрещин в образцах
формации Персолл не наблюдалось. Такие же низкие коллекторские свойства
установлены и в глинисто-карбонатных образованиях нижнего-среднего триаса
Восточно-Манычского прогиба: пористость не превышает 5%, проницаемость –
не более 0,3 мД. Однако очень интересные результаты дало изучение в электронном микроскопе характера их трещиноватости на примере разреза скв. 82
Светлоярская, причем существенно важным является обнаружение на очень
больших глубинах (до 5000м) открытых трещин. Закрытые микротрещинки установлены в призабойной зоне (5048-5194м) в толще метааргиллитов со сгустками
рудного материала и выше в интервалах 5188-5194м в алевролите, 4941-4949м в
песчанике, 4634-4639м в мергеле, 4216-4222м в карбонатном аргиллите, 41814187м в известковой глине с зеркалами скольжения и примазками битума, 41414151м в аргиллитах и мергелях с примазками битума по трещинам, 3922-3928м в
известковом аргиллите с зеркалами скольжения, 3880-3886мм в карбонатном аргиллите, 3761-3788м в мергеле с субпараллельными зонами дробления.
Однако гораздо чаще, чем закрытые трещины, в разрезе глубоководных глинисто-карбонатных образований скв.82 Светлоярская развиты открытые трещины, причем на больших глубинах (интервалы 4994-5001м, 4807-4813м, 47284734м, 4634-4639м, 4436-4442м, 4476-4482м, 4286-4292м, 4083-4089м, 37023713м), при этом вмещающими их породами являются карбонатные глины или
мергели, а раскрытость трещин составляет 5-15, а иногда и 25 микрон. В связи с
этим, были рассмотрены следующие вопросы: 1) механизм формирования трещин в глинисто-карбонатных глубоководных образованиях, 2) время формирования этой системы трещин, 3) прогноз наличия сланцевого газа в этих резервуарах. Формирование зон разуплотнения в глинистых толщах, которыми часто
представлены глубоководные фации, обусловлено рядом факторов: за счет минеральных преобразований и, прежде всего, за счет трансформации монтмориллонита в гидрослюду, однако ведущую роль в этом процессе играет АВПД. Разрез скв.82 Светлоярская характеризунтся наличием АВПД, причем в интервале
4312-4336м оно почти в 2 раза превышает гидростатическое – 832 атм. Однако в
данном разрезе мог быть задействован и другой механизм трещинообразования.
255
Глинисто-карбонатные глубоководные образования Восточно-Манычского прогиба характеризуются повышенной карбонатностью (до 48%). Ранее одним из
авторов (С.П.Левшунова, 1994, 2001, 2004) была установлена возможность водорода входить в решетку карбонатных минералов, благодаря отсутствию пленки связанной воды. Вхождение его в карбонатные минералы способствует проявлению водородного охрупчивания, что при соответствующих тектонических
напряжениях ведет к росту трещиноватости. Этим, видимо, также можно объяснить повышенную трещиноватость глинисто-карбонатных глубоководных толщ
Восточно-Манычского прогиба. В рассматриваемом районе выявлено несколько
источников водорода: за счет серпентинизации базальтов из очагов активной
вулканической деятельности вдоль зоны сочленения кряжа Карпинского и
Восточно-Манычского прогиба, а также радиогенный (повышенный фон гаммаактивности до 5-12 глинисто-карбонатных отложений триаса и и ряд аномальных зон со значениями до 22-44 ).Поступающий водород, входя в кристаллическую решетку карбонатных минералов, способствовал не только повышенной
генерации УВ, но и росту трещиноватости и формированию трещинных коллекторов в глубоководных карбонатно-глинистых образованиях нижнего и среднего
триаса Восточно-Манычского прогиба.
Предполагается, что меридиональное сжатие в пределах Восточного Предкавказья, видимо, началось в позднем мелу. По условиям своего формирования
открытые трещины должны быть более молодыми, по сравнению с заполненными. Их формирование может быть связано с выделяемой Е.Е.Милановским
(1968) и Л.И.Лебедевым (1987) позднеорогенной стадией, приведшей к наиболее
активному воздыманию этого региона в плиоцен-антропогеновое время.
Итак, установлено сходство как лито-фациального состава обеих формаций,
характера распределения ОВ, высокой стадии его катагенетической превращенности и генерация ими сухого сланцевого газа, находящегося в нетрадиционных
низкопоровых коллекторах в формации Персолл. Нераскрытые ресурсы сланцевого газа формации Персолл бассейна Мэверик составляют 8,8 трил.куб. футов. Наличие трещин, в частности – открытых, в нижне-среднетриасовых глинисто- карбонатных отложениях Восточно-Манычского прогиба повышает их привлекательность и перспективы в качестве нетрадиционного резервуара сланцевого газа.
256
ТРАНСПОРТ ГАЗА В ЗОНУ СТАБИЛЬНОСТИ ГАЗОВЫХ ГИДРАТОВ
В РЕГИОНАХ ПАССИВНЫХ И АКТИВНЫХ КОНТИНЕНТАЛЬНЫХ
ОКРАИН
Е.И. Суетнова
Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт физики Земли
им. О.Ю. Шмидта Российской академии наук. Москва
Gas transport to the gas hydrate stability zones in the passive and active area of ocean floor
are analyzed by mathematical modeling. The numerical results of the case of sequential deposition of sedimentary layers which have the different rheology and permeability manifested the
influences of such a differences on the resulting pore pressure, filtration rate and saturation of
gas hydrate.
Благоприятные для образования и стабильности газовых гидратов давления и
температуры широко распространены в структурах океанского дна, однако для
формирования гидратов также необходимо адекватное поступление газа в зону
стабильности гидратов, что в основном реализуется в зонах континентальных
окраин и окраинных морей [ 1 ]. Относительно высокая скорость седиментации
на континентальных окраинах служит предпосылкой для формирования, за счет
уплотнения осадков, восходящего потока флюидов, который транспортирует газ
к поверхности, в зоны термобарических условий стабильности газовых гидратов. Предыдущие исследования [2] показали, что газ биогенного происхождения, in situ, обеспечивая гидратонасыщенность на уровне первых процентов, не
обеспечивает такой значительной гидратонасыщенности, какая определяется по
геофизическим исследованиям в некоторых регионах акваторий. Исследования
[2, 3] показали , что накопление газовых гидратов в осадочной толще зависит от
течения базовых процессов тепломассопереноса, формирующих P-T условия
стабильности гидратов, и от скорости фильтрации газонасыщенного порового
флюида. В тоже время, накопление газовых гидратов в поровом пространстве,
меняя условия фильтрации в среде осадков, оказывает влияние на течение этих
базовых процессов, и влияет на скорость порового флюида, транспортирующего
газ в зону термобарической стабильности гидратов [3,4]. Такое взаимовлияние
было исследовано количественно для случая однородного осадконакопления
(постоянные реологические и гидродинамические свойства поступающих на
морское дно осадков) и для случая последовательного накопления слоев осадков
с различными флюидодинамическими свойствами. [3,4]. Геофизические исследования морского дна в гидратоносных регионах показывают, что осадконакопление не было однородным в течение истории формирования осадочных структур и свойства накапливавшегося осадочного материала зависели от условий на
поверхности. В данной работе приводятся результаты исследования с помощью
математического моделирования эволюции порового давления, процессов
фильтрации и накопления газовых гидратов в порах в течение последовательного накопления на морском дне различных слоев осадков с отличающимися реологическими и флюидодинамическими свойствами. В рамках разработанной
комплексной математической модели характерное течение процессов уплотнения осадков растущей мощности и фильтрации при уплотнении накапливаю257
щихся осадков и аккумуляции газовых гидратов в зоне реализации РТ условий
их стабильности описывается нелинейной системой из 8 уравнений в частных
производных[3,4]. Математическая модель описывает комплексный процесс,
включающий накопление флюидонасыщенных осадков, их прогрев и уплотнение, и обусловленную уплотнением фильтрацию насыщающего газосодержащего флюида, и осаждение газовых гидратов из флюида в порах в зоне реализации
РТ условий стабильности гидратов.
В рамках современных представлений принимается поро-вязко-упругая реология многокомпонентной осадочной структуры [5].
На модельных примерах, рассчитанных с использованием данных геофизических наблюдений, показано, что скорость гидратонакопления зависит от реологических и флюидодинамических характеристик поступающих на дно моря
осадков. Показано, что изменение типа осадков в течение истории осадконакопления приводит к развитию возмущения порового давления и скоростей уплотнения и фильтрации, и, как следствие, скорости аккумуляции газовых гидратов в
порах. Показано, что уменьшение проницаемости и вязкости поступающих на
дно осадков соответственно приводит к увеличению со временем порового давления по сравнению с поровым давлением на тех же глубинах при однородном
осадконакоплении. С помощью математического моделирования показано, что
уменьшение проницаемости и вязкости поступающих на дно осадков в определенные моменты в течение осадконакопления может приводить со временем, в
зависимости от величины уменьшения проницаемости и вязкости, к следующим
результатам: увеличению скорости аккумуляции газовых гидратов и гидратонасыщенности порового пространства по сравнению с гидратонасыщенностью при
однородном осадконакоплении, или образованию гидроразрывов с последующим заполнением трещин газовыми гидратами, или изменению мощности слоя
стабильности поддонных газовых гидратов. Время развития этих следствий зависит от скорости осадконакопления и величин контраста вязкости и проницаемости накапливающихся слоев осадков. Из рассмотренных модельных примеров
следует, что изменения в составе осадков, которые происходят в геологической
истории осадконакопления, определяют количественные и временные рамки
эволюции гидратонасыщенности морских осадков и могут приводить к накоплению газовых гидратов, большему, чем при однородном осадконакоплении.
Показано, что описанные процессы характерны для регионов активных континентальных окраин. Таким образом, представленные результаты описывают более реалистическую, нестационарную картину эволюции газогидратных скоплений при различных вариантах процесса осадконакопления.
Литература
1. Sloan E.D. Clathrate Hydrates of Natural Gases. N.Y. : Marcel Dekker, 1998. 705 p.
2. Davie M.K., Buffett B.A. Sources of methane for marine gas hydrate: inferences from a
comparison of observations and numerical models // Earth Planet. Sci. Lett. 2003. V. 206. №1–
2. P.51– 63.
3. Суетнова Е.И. Накопление газгидратов и уплотнение накапливающихся осадков: проблема взаимовлияния процессов // Докл. РАН. 2007. Т. 415, № 6. С. 818–822.
258
4. Суетнова Е.И. Аккумуляция газовых гидратов в морском дне при последовательном
накоплении осадков с различными транспортными свойствами. Доклады Академии Наук. 2011. т.438. №6. С. 813-816.
5. Suetnova E.I., Vasseur G. 1-D Modelling rock compaction in sedimentary basin using viscoelastic rheology // Earth and Planet. Sci. Lett. 2000. V. 178. P. 373–383.
ОБОСНОВАНИЕ ПОТЕНЦИАЛЬНЫХ СКОПЛЕНИЙ ГАЗА
ПОД МЕРЗЛОТНО-ГИДРАТНЫМ ФЛЮИДОУПОРОМ
И.Ш. Сюндюков, А.И. Сивцев
Институт проблем нефти и газа СО РАН, г. Якутск, maraday@yandex.ru
Аннотация. На основе систематизации газопроявлений, полученных из верхней части разреза в ходе нефтегазопоисковых работ в Вилюйской и Предверхоянской нефтегазоносных областях, а также в ряде гидрогеологических скважин Центральной Якутии,
сделано предположение о существовании промежуточного флюидоупора мерзлотногидратной природы.
Abstract. On the basis of the systematization of gas shows obtained from the upper part of
the section during oil and gas exploration in the Vilyuisky and Predverkhoyansky oil ans gas
bearing regions and from some hydrogeological wells of the Central Yakutia the authors suggest the existence of the intermediate fluid limiting block of the permafrost-hydrate nature.
При проведении поисково-разведочного бурения на площадях и
месторождениях Вилюйской и прилегающей Предверхоянской нефтегазоносных
областях (НГО) в ряде скважин были получены промышленные и
полупромышленные притоки газа из верхней части геологического разреза
(ВЧР). В таких же геологических и термодинамических условиях в пределах
Центральной Якутии в ряде гидрогеологических скважин были зафиксированы
газопроявления различного масштаба.
Верхняя часть разреза в указанных НГО представлена терригенными отложениями верхнеюрско-мелового возраста. Данные отложения традиционно рассматриваются как бесперспективные в отношении нефтегазоносности ввиду относительно неглубокого залегания и отсутствия в них региональных флюидоупоров.
Потенциал «угольных газов» из относительно охлажденных угленосных отложений и их накопление в геологически ограниченное время по классической
схеме осадочно-миграционной теории не в полной мере объясняют довольно
значительные величины газопроялений из ВЧР на освоенных структурах Хапчагайского мегавала. На наш взгляд, альтернативным объяснением газоносности
ВЧР является недостаточно высокое качество цементирования колонн скважин,
обусловивших межпластовые перетоки в затрубном пространстве особенно с
учетом ощутимого дефицита пластового давления в ВЧР. Свидетельства межпластовых перетоков углеводородных флюидов по затрубному пространству известны во многих выработанных или имеющих долгий срок эксплуатации месторождениях вплоть до формирования самостоятельных объектов разработки.
259
На наш взгляд, особый интерес в отношении перспектив газоносности ВЧР
связанных с переточными газами представляет Мастахское газоконденсатное месторождение (ГКМ). В первую очередь, нужно отметить, что опыт строительства
скважин в стадии поиска и разведки Мастахского ГКМ в относительно новых геологических и термодинамических условиях был небольшим, что обуславливало
соответствующее качество цементирования. Вторым, но немаловажным, моментом можно считать имевшие место неоправданные высокие темпы разработки залежей Мастахского ГКМ с высокой депрессией на пласт. Так, исследованиями
Н.В. Черского [1] было показано, что даже при удовлетворительном качестве цементирования скважин разрушение цементного камня может происходить в результате эффекта дросселирования газа при значительном увеличении его отбора
или переходе на свободное фонтанирование. Здесь также как в Усть-Вилюйском
месторождении были зафиксированы значительные газопроявления в ВЧР. Например, в 1982 г. зафиксирован аварийный выброс газа в скважине №101 с глубины 530 м с дебитом 1100 м3/сут.
В настоящее время Мастахское ГКМ находится на конечной стадии разработки и эксплуатируется преимущественно в качестве дополнительного
месторождения для нивелирования пиковых объемов добычи из
Средневилюйского ГКМ в зимнее время. Месторождение разбурено многочисленными скважинами в 1960-1970 гг.
В настоящее время по месторождению коэффициент конечной газоотдачи составляет 34% от начальных балансовых запасов газа утвержденных в ГКЗ СССР.
В этой связи можно предположить, что некоторый оцененный объем запасов газа из залежей неконтролируемо перераспределился в ВЧР по затрубному пространству скважин обуславливая преждевременное обводнение скважин.
Для выявления возможных промышленных скоплений углеводородов в ВЧР
на территории Мастахского ГКМ поставили следующие геолого-промысловые
задачи:
1. Оценка потенциального источника, обеспечивающего поступление газа в
верхнемезозойский потенциально газоносный этаж.
2. Определение уровня подошвы зоны гидратообразования (ЗГО) как потенциального флюидоупора для переточных газов с оценкой ее структурного плана
на предмет образования ловушки.
Подошва многолетнемерзлых пород (ММП) в пределах Мастахского ГКМ
установлена по данным термометрии скважин и комплекса КВ и ПС (кавернометрия и самопроизвольная поляризация).
Определение подошвы зоны гидратообразования (ЗГО) требует вычисления
равновесных условий гидратообразования на основе вещественного состава газа
и дальнейшего её приведения относительно подошвы ММП. Для расчетов равновесных условий гидратообразования взят состав газа из нижнеюрской залежи
J1-I в условиях ВЧР. Такой выбор обусловлен прежде всего тем, что основные
балансовые запасы газа (около 4 млрд. м3), остающиеся не выработанными до
настоящего времени по месторождению, приурочены к залежи J1-I. При этом
ввиду гипсометрического положения продуктивный горизонт является самым
разбуренным на месторождении, т.е. углеводороды из этого горизонта являются
260
главными потенциальными мигрантами в верхнемезозойскую часть разреза.
Расчет равновесных условий гидратообразования был проведен по методике
Е.Д. Слоуна [2].
Для приведения подошвы ЗГО относительно подошвы ММП использованы зависимости температуры и давления от глубины. Средний геотермический градиент
подмерзлотных отложений по данным термометрии составляет 0,038ºС/м, а пластовое давление (в атм) вычисляется по формуле: Pпл = (Н 10) − 15 , где Н – абсолютная глубина (в м), 15 – дефицит пластового давления (в атм) подмерзлотного гидрокомплекса. Решение находилось методом деления отрезков пополам (первый отрезок от подошвы ММП до любой безгидратной глубины). В результате были найдены значения, соответствующие абсолютной отметке глубины залегания подошвы
зоны гидратообразования по отдельным скважинам. На рис. 1 представлены построенные карты подошвы ММП (а) и ЗГО (б).
Рис. 1. Структурные схемы по подошвам ММП (а) и ЗГО (б)
В целом по месторождению нижняя граница (подошва) ЗГО располагается в
пределах нижнемеловых отложений, которые представлены тремя свитами – батылыкская, эксеняхская и харытыкская. По материалам промысловогеофизических исследований свиты составляют толщу преимущественно грубозернистых терригенных образований, потенциальных резервуаров нефти и газа.
Исходя из вышеизложенного, целесообразно проводить дополнительные
исследования ВЧР Мастахского с целью выявления потенциальных скоплений
газа под мерзлотно-гидратным флюидоупором, желательно прямыми методами
261
под мерзлотно-гидратным флюидоупором, желательно прямыми методами исследования пласта. В случае получения положительных результатов при опробовании требуется весьма широкая и разносторонняя программа исследований
по определению промысловых характеристик скоплений.
Список литературы
1. Черский Н.В. Конструкция газовых скважин. – М.: Гостоптехиздат, 1961. – 284 с.
2. Sloan E. Dendy, Jr. Clathrate hydrates of natural gases. – N.Y., Basel, Hong-Kong: Marcel Dekker, Inc., 1997. – 705 pp.
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ФЛЮИДОРУДООБРАЗОВАНИЕ НА ОСНОВЕ
ТЕОРИИ ТЕКТОНИКИ ПЛИТ СКОЛЬЖЕНИЯ
Г.В. Тарасенко, Е.А. Демичева, Т.Д. Ахметова, Б.К. Исатаев, А.Б. Нуранов,
А.О. Амирханова
130000, Казахстан, Актау, 32 мкр. Каспийский государственный университет технологий и инжиниринга им. Ш.Есенова, e-mail: tarasenko-genadi@rambler.ru
Rotation geosphere from the core to the surface leads to the dynamo effect of the planet
Earth, which serves as a generator of electricity in large quantities. Storage of energy generated
in this way is the lithosphere, which has the properties of electrical capacitor. Earth capacitor
plates are rocks (layers), and gasket (dielectric), in turn, is a fluid circulating (migratory)
between the layers. The fluids are formed in subduction zones from rocks, which contain
organic matter and that the expense of electricity converted into oil. During the absorption of
the rocks are ground into powder (flour) due to the effect of millstones, which forms due to the
difference the speed of the plates (strata) and geosphere.
Со времен А. Вегенера прошло 100 лет, но так и не найден механизм передачи энергии для привода горизонтальных движений во внутриконтинентальные
плиты удаленных более чем на 1000 км. от альпийского пояса Евразии и тем более от осей срединно-океанических хребтов (спрединга). Накопленные за это
время геолого-геофизические данные подтверждают расслоение литосферы от
мантии до поверхности. Горизонтальные зеркала скольжений, стилолитовые
швы по керну, листрические разломы по сейсмическим данным, колебание
уровня внутриконтинентальных морей, структурообразования, сейсмологии и
других данных говорят о движении и расслоении внутри осадочных, метаморфических и магматических толщ, происходящих за счет вращения геосфер и от
разности скоростей от ядра (20-40м/сек), мантии (1-10 м\год) и литосферы (2-16
см\год), приводящих к динамо-эффекту. Происходит обдукция и тектоническая
эрозия геолитодинамических комплексов (чешуй, пластин), и их скольжение в
горизонтальном направлении на древние плиты, микроконтиненты, островные
дуги в зависимости от геологической ситуации, где происходит разрушение горных пород и поставка их обратно в зоны Беньоффа-Заварицкого (цикл Уилсона).
262
С позиций фиксизма таким инструментом являлся ороген, поставляющий
осадки во впадину. От веса она прогибалась и достигала больших глубин с высокими ТР-условиями для генерации УВ. Эта аксиома «классической» теории
нефтегазообразования действует и на основе теории тектоники плит, где рифты
служат теми же глубокими впадинами, из которых генерируются углеводороды.
Такая геодинамическая модель нефтегазообразования ставит теорию тектоники
плит в тупиковое положение.
Накопленные геологические данные позволяют дополнить саму теорию тектоники плит, связанную с тектонической эрозией геолитодинамических комплексов за счет постоянных горизонтальных движений и вызванных ими автоколебаний (эффект жерновов), приводящих к сокращению комплексов снизу, в
подошве и кровле которых образуются базальные пачки, тектонические и гидротермальные карсты на основе теории тектоники плит скольжения. Они являются
каналами грязевых палеовулканов, угольных пластов и современных месторождений нефти и газа.
Происхождение флюидов связано с электрическими процессами в земной коре, приводящими к образованию плазмы холодного ядерного синтеза и трансмутации новых химических элементов, в том числе воды из неорганики и нефти из
органического углерода. Из флюидов и образуются все месторождения полиметаллов, фосфоритов, урана, минеральных углей, которые имеют один генезис и
одну геодинамическую модель - субдукционную литосферу (1).
Мобилистские геодинамические модели позволили существенно углубить
наши знания в одной из самых важных областей генезиса месторождений полезных ископаемых, в области изучения источников флюидов и рудного вещества.
Специалисты в области теории рудообразования и металлогении отказались от
объяснения формирования эндогенных месторождений флюидами и рудными
веществами, отделявшимися от остаточных магматических очагов только гранитной магмы. Появились представления о разных источниках флюидов и рудного вещества. Например, признавалось возможное существование гидротермально-магматических (ювенильных), гидротермально метаморфических и гидротермально-вадозных рудных растворов. Высказывались предположения о
преобладании трех основных групп источников рудообразующих веществ эндогенных рудных месторождений:
1) ювенильных, связанных с подкоровой базальтовой магмой земной коры;
2) ассимиляционных, связанных с палингенной гранитной магмой земной коры;
З) филътрационных, связанных с внемагматической циркуляцией подземных
вод.
Созданные в настоящее время и совершенствуемые мобилистские геодинамические модели еще более приблизили нас к пониманию объективно существующих закономерностей — связей между месторождениями полезных ископаемых и источниками рудного вещества и флюидов.
Теория тектоники плит скольжения по-новому объясняет два очень важных
процесса, существующих в природе, и позволяет существенно уточнить представления об условиях формирования эндогенных месторождений и источниках
рудообразующих флюидов.
263
Необходимо отдать должное представлениям А. В. Королева, который еще в
1957 г. предложил гипотезу о решающей роли в процессах рудообразования
глубинных сколов (т. е. зон Беньоффа или зон поддвигания литосферных плит),
проникающих в верхние оболочки Земли на глубину до 800 км. Ссылаясь на известную работу А. Н. Заварицкого («Некоторые факты, которые надо учитывать
при тектонических построениях», 1946 г.), он указывал, что глубинные сколы
являются грандиозными нарушениями, вытягивающимися на тысячи километров и определяющими размещение глубоководных впадин и цепей вулканов.
Такие сколы, как мобильные зоны ослабленного давления, имеют исключительное значение в качестве путей выхода с больших глубин газообразных и расплавленных продуктов дифференциации первичной земной материи. Поверхность глубинного скола с отходящими в ее висячий бок разломами первого порядка и более мелкими разломами представляет систему, по которой происходит
движение продуктов дифференциации земной материи из глубинных частей
земного шара к его поверхности. Таких глубинных сколов на современном этапе
изучения глубинного сейсмического материала не оказалось, но связь с мантией
подтверждается.
На основании анализа размещения месторождений в энсиматических островных дугах устанавливается связь меди и золота в медно-порфировых и золоторудных месторождениях с процессом переработки океанической коры и тесная
генетическая связь этих месторождений с интрузиями гранодиоритовой и кварцево-диоритовой магмою. Процесс первоначального отделения меди и золота
наблюдается в ранние этапы развития орогенов активных окраин кордильерского и андийского типов. Видимо, электровзрывы в карстовых пустотах карбонатных пород, приводит к одновременному отделению из тех же магм избыточных
количеств железа и марганца и формированию скарново-магнетитовых, меднорудных и стратиформных марганцевых месторождений.
Представления о выплавке магм за счет электричества и физико-химических
превращениях веществ в зоне поддвигания существенно приблизили нас к пониманию условий формирования источников флюидов и рудных веществ эндогенных месторождений, имеющих тесную пространственную и временную, а
следовательно, и генетическую связь с электричеством в земной коре. Это в
большой мере относится к меди, железу, марганцу, золоту, свинцу, цинку, серебру, фольфраму и олову. Присутствие редких металлов в нефти также указывает на ее глубинное происхождение, связанное с ядерно-плазменными реакциями в мантии в зонах поддвига за счет трансформации химических элементов
на основе лабораторных исследований электровзрывов (Уруцкоев Л.).
Таким механизмом служит «эффект жерновов», вызываемый разностью скоростей горизонтальных тектонических перемещений геолитодинамических комплексов (пластин, чешуй) континентальной земной коры. Это приводит к формированию эпитермальных, не имеющих видимой связи с магматизмом, месторождений меди, полиметаллов, ртути, урана и молибдена, а также, вероятно, и
некоторых типов золоторудных месторождений, т.е. тех, которые имеют фильтрационный источник. Анализ условий формирования месторождений этой группы связан скорее всего с трансформацией химических элементов во время элек264
тровзрывов в базальных пачках и карстах. Для каждой определенной геодинамической обстановки необходимо выяснить роль осадочных или изверженных
пород, возможно, являющихся источником рудного вещества, а также определить причины и пути миграции флюидов.
Одним из главных факторов, определяющих латеральную металлогеническую зональность в орогенах активных окраин, является субдукционная литосфера, состоящая из процессов субдукции и обдукции, по которым идет миграция флюидов, обогащенных различными растворенными минералами. В зоне
субдукции происходит поставка горных пород в мантию, где образуются флюиды, а в зоне обдукции происходит эксгумация горных пород на поверхность. В
зависимости от расстояния миграции флюиды сорбируют или адсорбируют с
размульченными (эффект жерновов) вмещающими породами базальных пачек и
карстов, образуя таким образом вторичные отложения (уголь, полиметаллы и
др.). Процесс дегидратации (вторичных отложений) зависит от термобарических
условий и ядерно-плазменных реакций происходящих за счет накопления электрического разряда в земной коре (как в электроконденсаторе), приводящих к
взрывным и кумулятивным эффектам формирующие алмазоносные кимберлитовые трубки. Дальнейшие исследования должны установить роль электровзрывов в земной коре в единстве образования нефти, угля, алмазов.
Литература
1. Тарасенко Г. В. Континентальные субдукция и обдукция – единый механизм нефтегазо-и структурооразования. Тезисы конференции “Генезис нефти и газа”. Москва,
ИПНГ АН, ГЕОС – 2003.
НЕТРАДИЦИОННЫЕ ТИПЫ УВ-СЫРЬЯ В ЗАБАЙКАЛЬЕ:
ГЕНЕТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ И ОЦЕНКА ПОТЕНЦИАЛА
1
А.В. Татаринов, 1Л.И. Яловик, 2В.С. Салихов, 1В.С. Платов
1 – Улан-Удэ, Геологический институт СО РАН; 2 – Чита, Технический государственный университет
NON-TRADITIONAL TYPES OF HC-RAW MATERIALS
IN TRANSBAIKALIA: GENETIC ASPECTS AND ESTIMATION OF THE
POTENTIAL
1
A.V. Tatarinov, 1L.I. Yalovik, 2V.S. Salikhov, 1V.S. Platov
1 - Ulan-Ude, Geological Institute SB RAS; 2 - Chita, Technical State University
A forward estimate of the resource potential of non-traditional types of hydrocarbon raw materials, represented by oil and coal bitumoids, schists, coal gas was made. It was shown that argillaceous schists of Mesozoic age and of mud volcanic origin are the most productive.
265
На территории Забайкалья выделяют 2 бассейна локализации проявлений
традиционных УВ Байкальский нефтегазоносный и Забайкальский угленефтегазоносный [7]. В течении многих лет, хотя и с перерывами, основное внимание
уделялось прогнозно-поисковым работам на залежи нефти и газа. Нетрадиционные источники УВ, (битумоиды, угольный газ, газогидраты и др.) остались
большей частью слабо изученными. Однако, имеющиеся на сегодняшний день
данные, позволяют дать предварительную оценку потенциала нетрадиционных
типов УВ-сырья, представить некоторые соображения о их генезисе. Выделяют
три генетических типа битумоидов: нефтяные, угольные и сланцевые [1, 4].
Наиболее насыщены нефтяными битумами мезозойские (грязевулканические в
нашей интерпретации) отложения Зазинской, Еравнинской, Ононской и ЧитиноИнгодинской впадин. Распределение их содержаний по разрезам весьма неравномерное. Наиболее высокие средние содержания (0.9-1.0%) битумов характеризуют алевролито-песчаниковую толщу Зазинской впадины, которая имеет
размеры в плане 42х8 км. По составу они весьма сходны с байкальской нефтью
[8]. В зазинских битумах преобладают асфальтово-смолистые компоненты.
В Еравнинской впадине площадью около 2000 км2, интенсивно пропитаны
битумом отдельные части разреза мощностью около 75 м (содержания 5-62.5%).
Здесь установлены все типы нефтяных битумов – от смолисто-асфальтовых до
маслянистых.
В Ононской впадине общая протяженность пород, насыщенных (до 5%) битумами, по простиранию составляет 11 км при мощности 100-110 м. По падению
продуктивная битуминозная песчано-конгломератовая толща прослежена буровыми скважинами на 300-400 м.
Для Читино-Ингодинской впадины (6000 км2), отложениям которой свойственны высокие содержания углерода (более 3%) Г.П. Пономаревой подсчитаны
ресурсы битумов в количестве 240 млн. т.
Потенциал нефтяных битумов для всего Забайкалья нами приблизительно
оценивается в 540 млн. т.
Угольные битумоиды наиболее широко распространены в Гусиноозерской и
Тургино-Харанорской впадинах, ассоциируясь с залежами угля. Им свойственны повышенные содержания хлороформенных и спиртобензольных экстрактов,
относительно низкие концентрации H2 и повышенные соотношения C:H по
сравнению с нефтяными битумами [4]. Среднее содержание битумоидного Сорг в
отложениях Гусиноозерской впадины по данным предшественников составляет
1.88%. Ориентировочно их ресурсный потенциал в угленосных впадинах Забайкалья оценивается в 5 млрд. т.
Чарская впадина, в пределах которой известны Апсатское и Читкандинское
месторождения угля, обладает благоприятными геологическими предпосылками
для формирования промышленных скоплений метана не только в угольных пластах, но и в виде газогидратов, учитывая большую мощность (около 500 м)
многолетнемерзлых пород.
Территория Забайкалья является одним из наиболее перспективных районов
России для постановки работ на сланцевый тип месторождений газа и нефти.
266
По литологическим, геохимическим характеристикам большой интерес представляют черносланцевая формация рифей-вендского возраста Патомского нагорья и горючие сланцы [5] в составе триасовых, юрских и меловых отложений,
ассоциирующие с нефтегазовыми проявлениями Зазинской, Еравнинской,
Юмурченской, Ононской, Алтан-Кыринской, Торейской, Аргунской и других
впадин (тургинская серия, кутинская, зазинская, баин-цаганская и др. свиты).
Рифей-вендские черносланцевые толщи Патомского нагорья (Ленский золотоносный район), обогащение Сорг (до 13 мас.%), по мнению многих геологов,
представляют собой переработанные в процессах орогенеза отложения древнего
нефтегазоносного бассейна, сформированные с активным участием микроорганизмов на рифтогенной континентальной окраине Сибирского кратона. Приблизительный потенциал битумоидной части органики черносланцевой формации
Патомского нагорья оценивается в 1 млрд. т.
Горючие битуминозные (“бумажные”) тонкоплитчатые сланцы мезозойского
возраста, особенно широко распространенные в Восточном Забайкалье, представляют собой уплотненные тонкослоистые аргиллиты с очень большим количеством растительных остатков, планктонных водорослей, фауны. Мощность
горизонтов таких сланцев 30-125 м при содержании Сорг от 1.5-2 до 11-40%. Некоторыми исследователями [1] они рассматриваются в качестве источника нефтепроявлений. По химсоставу окисленные битумы сланцев занимают промежуточное положение между битумами углей и нефтей. По данным исследований
(1935 г.) Всесоюзной конторы геофизических методов разведок, из органического вещества тургинской серии Восточного Забайкалья может быть извлечено до
15-21% дегтя и до 30% бензина. Ожидаемые прогнозные ресурсы УВ сланцевого
типа в Забайкалье: газ 500 млрд. м3, нефть – 1 млрд. т.
Среди сланцев тургинской серии часто встречаются “рыбьи” горизонты, подобные глинистым образованиям с костным детритом рыб майкопской серии,
считающихся индикатором их грязевулканического происхождения [2]. В июле
2006 г. нами наблюдалась массовая гибель рыбы после выбросов газов из подводных грязевых вулканов оз. Барун-Торей Торейской впадины, в нижнемеловых отложениях которой известны “рыбьи” горизонты тургинской серии. Таким
образом, грязевулканический генезис УВ-содержащих сланцев Забайкалья можно считать доказанным.
Приведенные данные указывают, территория Забайкалья обладает весьма
значительным ресурсным потенциалом нетрадиционных типов углеводородов,
проблема изучения которых весьма актуальна.
Литература
1. Гуляева Л.А., Поделько Е.Я. Геохимия битуминозных пресноводных отложений
Забайкалья (Боргойской и Ононской впадин). М.: Наука, 1977. 131 с.
2. Енгалычев С.Ю. Скопления костного детрита рыб в глинах майкопской серии в
Калмыкии как индикатор сингенетичных подводных газово-флюидных разгрузок // Минеральные индикаторы литогенеза. Матер. Рос. совещ. с междунар. участием (Сыктывкар, 14-17 марта 2011 г.). Сыктывкар, 2011. С. 294-295.
3. Исаев В.П., Ширибон А.А. Рекогносцировочные геохимические исследования
нефтегазоносности Еравнинской впадины // Геология и минерагения Забайкалья: сбор-
267
ник докладов и статей к научно-производственной конференции, посвященной 60-летию
Федерального государственного унитарного геологического предприятия “Читагеолсъемка” (22-23 апреля 2010 г.). Чита. 2010. С. 267-271.
4. Климова Л.П. О битуминозности мезозойских отложений Забайкалья // Новости
нефтяной техники. Сер. геол. 1958. № 8. С. 7-10.
5. Конивец В.И. Горючие сланцы Забайкалья. В кн.: Геология месторождений и горючих сланцев СССР. Т. 11. М.: Недра, 1968. С. 513-544.
6. Пономарева Г.П. Характеристика органического вещества и битумоидов межгорных впадин Забайкалья. В кн.: Геология и нефтегазоносность юга Восточной Сибири.
М.: Наука. 1969. С. 223-230.
7. Татаринов А.В., Яловик Л.И., Изотов В.Г., Ситдикова Л.М. Перспективная оценка
на нефть и газ Забайкалья // Разведка и охрана недр. 2008. № 11. С. 26-30.
8. ШирибонА.А. О генетическом родстве битумов Зазинской впадины с Байкальской
нефтью // Известия вузов. Геология и разведка. 2008. № 1. С. 74-76.
МЕТОДЫ И ТЕХНОЛОГИИ ОСВОЕНИЯ НЕКОНВЕНЦИОНАЛЬНЫХ
РЕСУРСОВ И РАЗРАБОТКИ НЕТРАДИЦИОННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
А.И. Тимурзиев
ОАО «ЦГЭ»
Аннотация. Для месторождений, осложненных структурами горизонтального сдвига,
на основе модели строения залежей пластово-жильного типа демонстрируются связи продуктивности скважин с деформационными условиями сжатия – растяжения в пределах зон
динамического влияния сдвигов фундамента. Разработанная модель «клина сжатия» и совершенствование ее в модель «клин в клине» позволили обосновать структурные признаки
растяжения и проницаемости горных пород для проектирования высокодебитных скважин
на месторождениях, осложненных структурами горизонтального сдвига.
В последние годы в ОАО «ЦГЭ» на массовый поток поставлены работы по
математическому моделированию напряженно-деформированного (НДС) состояния горных пород (программная среда – ANSYS и его отечественные аналоги), выполняемые по сейсмическим проектам (в границах кубов МОГТ-3D, ЛУ
по данным МОГТ-2D или отдельным профилям), связанным со сложным геологическим строением изучаемых объектов. Работы позволяют выделить области
(в плане) и интервалы (в сечении) относительного растяжения и сжатия, повышенной трещиноватости и разуплотнения для прогноза фильтрационной неоднородности и анизотропии трещинных сред по 6-ти расчетным компонентам напряжений для 3-х мерного пространства куба на глубину сейсмической записи.
Результаты математического моделирования НДС горных пород комплексируются в среде DV-Geo с прогнозными картами пористости, эффективных нефтенасыщенных толщин по сейсмическим атрибутам и позволяют по опыту работ на разрабатываемых месторождениях прогнозировать контура ВНК на поисковых площадях (рис. 1).
Целью выполняемых работ является разработка математической модели НДС
горных пород для выделения зон относительного сжатия, растяжения, повышен268
Рис.1. Пример совмещения результатов математического моделирования НДС горных
пород в среде DV-Geo с прогнозными картами эффективных нефтенасыщенных толщин
по сейсмическим атрибутам. Цветовая палитра: красный – сжатие, синий – растяжение;
показаны контуры залежей (ВНК) и нулевая изолиния, разделяющая области сжатия и
растяжения.
ной трещиноватости и разуплотнения. По опыту работ эти данные востребованы
сегодня при обосновании местоположения поисково-разведочных и эксплуатационных скважин, при проектировании геолого-технических мероприятий (зарезка боковых стволов, выбор местоположения скважин, прогноз параметров
ГРП, проектирование ориентированных стволов скважин и системы ППД), при
составлении проектов по освоению сланцевой нефти, при проведении других
рисковых мероприятий.
Расчетная модель включает в себя данные о структуре (горизонты и разломы)
и физико-механические свойства разреза. Для построения упругой модели расчетного участка используются данные по сейсмическим скоростям продольных и
поперечных волн, данные о плотности пород и корреляционные связи между
упругими константами, скоростями и плотностью горных пород.
269
По результатам расчетов и дальнейшей обработки формируется куб данных НДС со
значениями X, Y, Z, σx, σz, τxz, σxN, σzN, σm. Всего в файле содержится информация
для более чем миллиона узлов по шести параметрам: σx – нормальное горизонтальное напряжение (1); σz – нормальное вертикальное напряжение (2); τxz – касательное напряжение в плоскости Oxz (3); σxN – нормальное горизонтальное напряжение, нормированное на боковой отпор (4); σzN – нормальное вертикальное
напряжение, нормированное на геостатический вес (5); σm – всестороннее горное
давление (6). Первые три параметра посчитаны по расчетам в ANSYS, а последние четыре – результат обработки. Нормированные параметры (4,5) – безразмерные, остальные – (1,2,3,6) в МПа.
Куб полей напряжений представляет собой текстовый файл-матрицу строк и
столбцов расчетных точек. По оси OX шаг измерений равен расстоянию между
вертикальными сечениями модели. Внутри же сечений (по осям OY и OZ) – сеть
расчетных точек нерегулярная. Она образована узлами сетки конечных элементов.
Далее куб данных НДС используется для получения полей напряжений по поверхности кровель продуктивных и перспективных горизонтов по специальной
программе интерполяции. Дополнительными данными служат оцифрованные поверхности горизонтов - гриды. При этом вычисляются σm-ost-g - остаточное всестороннее давление, полученное путем вычитания из σm фоновых значений, посчитанных путем вычисления равновесного осреднения в круге радиусом 5 км. В результате выполненных работ по математическому моделированию НДС горных
пород в линейно-упругой постановке с нагружением массива пород только собственным весом с помощью пакета конечно-элементного анализа ANSYS получают куб данных НДС и значения полей напряжений по поверхностям кровель
продуктивных и перспективных горизонтов.
По результатам работ считаются и строятся карты полей напряжений различных компонент тензора напряжений в вертикальных сечениях, по кровлям
продуктивных и перспективных горизонтов, модели блокового строения
расчетной площади (в вертикальных сечениях в горизонтальных сечениях),
районирования площади работ с выделением областей относительного
растяжения и повышенной трещиноватости.
На рис.1 показан пример совмещения результатов математического моделирования НДС горных пород в среде DV-Geo с прогнозными картами эффективных нефтенасыщенных толщин по сейсмическим атрибутам, который демонстрирует на примере разрабатываемого месторождения хорошее совпадение контуров
ВНК с областями растяжения внутри нулевой изолинии величин остаточных всесторонних давлений. Пример демонстрирует возможность прогнозирования границ распространения залежей (контуров ВНК) на поисковых площадях.
По результатам математического моделирования НДС горных пород удается
установить связи и зависимости полей напряжений с геологическим строением
месторождения, его пликативными и дизъюнктивными структурами. Как правило, наиболее приподнятая часть структуры находится в состоянии относительного растяжения по сравнению с его крыльями; в полях напряжений хорошо
видна горизонтальная неоднородность напряженно-деформированного состояния горных пород, также хорошо отображается блоковое строение месторожде270
ния, обусловленное расположением дизъюнктивов и образующих структурный
план горизонтов.
Основные результаты математического моделирования НДС горных пород
оформляются в сводные карты областей относительного растяжения и повышенной трещиноватости для всех горизонтов. Изолинии компоненты σmg-ost локализуют общие области относительного растяжения структуры; внутри нее выделяются локальные области относительного растяжения по компонентам σxN,
σzN, которые являются наиболее перспективными, с позиций напряженнодеформированного состояния горных пород для заложения поисковоразведочных и добывающих скважин.
По данным касательных напряжений τxz оконтуриваются предполагаемые области повышенной трещиноватости – благоприятные зоны для формирования
трещинных коллекторов нефти и газа и высокопродуктивных участков залежи.
Таким образом, удалось существенно продвинуться в использовании данных
моделирования НДС горных пород и комплексирования их с результатами
сейсмических построений (карты прогнозных параметров Нэф, Кп и др.) на программном уровне, что позволяет осуществлять геометризацию залежей и давать
рекомендации на бурение скважин на основе комплексных параметров структурно-деформационной и емкостно-фильтрационной неоднородности резервуаров. Более того нами реализована возможность включения в анализ наравне с
прочими сейсмическими данными 6-ти компонент производных НДС горных
пород и использования их в качестве атрибутов геологической и гидродинамической модели залежей. Особый эффект эти работы дают при работе с трещинными коллекторами, с которыми мы столкнемся в низах осадочного чехла и в
фундаменте, при разработке нетрадиционных, сложно построенных месторождений, в том числе с неконвенциональными ресурсами.
Результаты математического моделирования НДС горных пород используются при прогнозе параметров трещинных систем в сложных резервуарах, при
обосновании концепции поисков нефти и рекомендациях по заложению поисково-разведочных скважин по результатам комплексного анализа геологогеофизических и промысловых материалов, при подготовке рекомендаций по
разработке залежей с учетом результатов углубленного анализа разрывной тектоники, планировании и осуществлении геолого-технических мероприятий в
скважинах, включая проектирование дизайна и проведение ГРП, при проектировании и осуществлении наклонно-направленного бурения и при вскрытии высокопродуктивных участков и интервалов распространения сланцевого газа и нефти на фоне нерентабельных для освоения низкопроницаемых полей.
271
НОВЫЕ ПОДХОДЫ К ПРОГНОЗИРОВАНИЮ И ЛОКАЛИЗАЦИИ
ПЕРСПЕКТИВНЫХ НА УГЛЕВОДОРОДЫ ОБЪЕКТОВ
В ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ ГОРИЗОНТАХ ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ
И ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПРОВИНЦИЙ.
В.А.Трофимов
117312, Москва, ул. Вавилова,25, к.1, ОАО «ИГиРГИ»
Проблема поисков углеводородов в глубокозалегающих горизонтах, особенно актуальна для укрепления сырьевой базы «старых» нефтегазодобывающих
районов. Однако, несмотря на многолетние, хотя и не всегда активные, усилия,
она до сих пор не находит своего решения. Так, додевонский комплекс востока
Русской плиты несомненно перспективен в нефтегазоносном отношении, свидетельством чему являются известные нефтепроявления и залежи в рифейвендских отложениях на территории Пермской области, Удмуртии и, конечно,
Ольховское месторождение в Оренбургской области. Однако, искать нефть в
этом комплексе, несмотря на эти открытия, мы пока не научились. Хуже обстоит
дело с поисками углеводородов в кристаллическом фундаменте. В Татарстане, в
единственном по сути регионе Европейской части Российской Федерации, где
серъезно решалась эта проблема и где со значительным вскрытием архейсконижнепротерозойского комплекса пробурено более трех десятков скважин, по
которым получена богатейшая информация, работа до конца не доведена. В Западной Сибири положение лучше: в доюрских комплексах здесь открыто значительное количество месторождений углеводородов. Но открытия эти в значительной мере произошли случайно. Все это говорит о необходимости разработки
новых подходов к прогнозированию и локализации перспективных объектов в
низах осадочного чехла и в верхней части фундамента.
Результаты глубинной сейсморазведки МОГТ, проведенной по региональным профилям в ряде нефтяных районов, позволяют обосновать новые подходы
к решению этих задач. Так, на геотраверсе «Татсейс», пересекшим практически
всю Волго-Уральскую провинцию, достаточно убедительно была показана связь
глубинного строения земной коры со строением и нефтеносностью осадочного
чехла. Под крупными нефтяными скоплениями наблюдались наклонные отражатели, отображающие зоны разломов, рассекающих всю земную кору и в ряде
случаев входящих в верхнею мантию. В верхней части фундамента и в осадочном чехле крутизна этих разломов увеличивалась, они становились субвертикальными и выделялись на сейсмических временных разрезах по традиционным
признакам. По таким разломам (или их частям), названным нами нефтеподводящими каналами, глубинные углеводородные флюиды поступают в ловушки.
Полученные фактические материалы по строению земной коры нефтегазоносных территорий позволили выявить признаки, которые в комплексе с другими
геофизическими и геохимическими методами позволяют оценить перспективность крупных тектонических элементов, небольших участков и локальных объектов, а также целенаправленно оценивать перспективы глубокозалегающих горизонтов.
272
Так, на основе анализа результатов глубинной и стандартной сейсморазведки
МОГТ могут быть оптимизированы поиски нефти в кристаллическом фундаменте и обоснованы направления поисков в рифей-вендском комплексе востока
Русской плиты. Например, в южной части Восточно-Оренбургского структурного выступа на основе анализа и переобработки сейсморазведочных материалов
прошлых лет в додевонском комплексе выявлены объекты, перспективные для
дальнейшего изучения. Полученные результаты актуальны не только для Восточно-Оренбургского выступа и Соль-Илецкого свода, но для других районов Русской плиты, где развиты додевонские осадочные комплексы, и могут способствовать обоснованию нового направления нефтедобычи в Волго-Уральской НГП.
На основе переобработки региональных сейсмических профилей в Западной
Сибири (в основном в северной ее части) под известными месторождениями установлено наличие субвертикальных нарушенных зон, отображающих по всей
вероятности нефтегазоподводящие каналы. Заслуживающим внимания является
и факт приуроченности этих месторождений к минимумам или к пониженным
значениям гравитационного и магнитного полей. Несомненно, выявленные признаки имеют и научное, и прикладное значение и должны использоваться в
практике нефтегазопоисковых работ, в том числе по глубокозалегающим горизонтам.
Для создания модели месторождения, для оптимизации добычи углеводородов важно локализовать в пространстве не только сами залежи, но и питающие
их прогнозируемые нефтеподводящие каналы. Предложен и обсуждается способ, основывающийся на их вскрытии горизонтальными скважинами.
РОЛЬ ПРОЦЕССОВ УГЛЕВОДОРОДНОЙ ФЛЮИДИЗАЦИИ В ФОРМИРОВАНИИ МЕТАНОУГОЛЬНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
В.Н.Труфанов, М.И. Гамов, И.В. Рыбин, А.В.Труфанов.
Южный федеральный университет, 344090, Ростов-на-Дону, Зорге 40
The main aspects of the problem of hydrocarbon fluidization of coal are considered in the
article from the point of view of molecular thermobarogeochemistry The example of East
Donbas shows geological-structural, mineralogical, petrography and physic-chemical factors
that determine the processes of fluid genetic coal transformation their role in the occurrence of
hazardous gas-dynamic phenomena in coal mines, in the formation of ore-bearing zones and
abnormal accumulations of coal bed methane.
Метаноугольные месторождения являются важнейшим источником получения нетрадиционных видов углеводородного сырья, прогнозные ресурсы которого в основных угольных бассейнах России оцениваются в 2,5-3,0 триллиона
кубических метров. Поэтому установление генетических особенностей их формирования имеет, несомненно, теоретическое и практическое значение в свете
новых представлений о глубинной дегазации земных недр [1, 2].
273
Современные представления о генезисе ископаемых углей до сих пор базируются на концепции оторфенения растительных остатков и последующего преобразования торфа в угли при диагенезе, катагенезе и метаморфизме [3]. Учением о каустобиолитах практически не используются идеи метасоматоза и флюидизации, которые играют большую роль в петрогенезе и рудообразоваии [4]. Из
рассмотрения геологов-угольщиков (как, впрочем и геологов-рудников) практически выпала вся ключевая для углепетрогенезиса проблема регионального воздействия потоков восстановленных и в разной степени окисленных эндогенных
флюидов на углевмещающие толщи и пласты углей [5].
Эндогенное науглероживание пород и флюидогенное преобразование углей
проявляются как фундаментальная закономерность петрогенезиса угольных бассейнов авлакогенного типа. Естественно, что с этими процессами следует связывать не только особенности петрологии и металлогении угленосных бассейнов,
но и закономерности формирования углегазовых месторождений как возможных
альтернативных источников углеводородных газов, а также разнообразные случаи возникновения в угольных шахтах пожаров и опасных газодинамических
явлений, среди которых наиболее сложными и недостаточно изученными являются внезапные выбросы угля, пород и газа.
Таким образом, не вызывает сомнения, что исследование процессов углеводородной флюидизации ископаемых углей представляет большой теоретический
и практический интерес. В этой связи авторами в течение последних 10 лет были
проведены комплексные геолого-структурные, минералого-петрографические,
термобарогеохимические и экспериментальные исследования флюидоактивных
зон в углепородных массивах Восточного Донбасса, Кузбасса и других регионов
России, осуществлено геотехнологическое прогнозирование флюидизированных
зон, наиболее перспективных для превентивной добычи угольного метана и селективного извлечения ценных элементов-примесей [6]. Результаты этих исследований обобщены в настоящем сообщении.
Анализ геолого-структурных, минералого-петрографических и термобарогеохимических особенностей формирования ископаемых углей Донбасса и других
угольных бассейнов показывает, что процессы регионального метаморфизма
угольных пластов и углевмещающих пород неоднократно сопровождались явлениями их углеводородной флюидизации, обусловленными фильтрацией сложных по составу паро-водно-газовых растворов по зонам тектонических нарушений при высоких перепадах термодинамических параметров. В общем случае
эти явления играли значительную роль в геохимической специализации угольных пластов, в неоднородной карбонизации органического вещества и перекристаллизации вмещающих пород, в развитии зон минерализации и участков, обогащенных СН4 и рудными компонентами. В зонах флюидизации широкое развитие получают кварц-углеродистые метасоматиты, представленные лидитами,
кварцолитами, силекситами и окварцованными песчаниками. Вакуумная декриптометрия этих пород обнаруживает несколько стадий гидротермального литогенеза в интервалах температур 80-1500С, 160-2000С, 220-2500С и 420-5000С с высокими F-показателями флюидоактивности, достигающими 350-400 усл. ед. [7]
274
При определенных геодинамических условиях (в так называемых «структурных ловушках») имели место локальные процессы интенсивного преобразования угольного вещества и углевмещающих пород по типу гидротермальнометасоматического их изменения. С этим связано зональное распределение внезапных выбросов угля, пород и газа при отработке угольных месторождений
практически на всех угольных бассейнах России и в других регионах.
Природа и физико-химические параметры флюидов, вызывавших развитие
отмеченных процессов флюидизации, метасоматоза и преобразования угольного
вещества, остаются в настоящее время недостаточно изученными. Согласно полученным результатам термобарогеохимических исследований, на уровне современных глубин разработки угольных месторождений температура растворов
изменялась от 350-400 до 250-300 °С, а давление находилось в пределах от 150200 до 50-60 МПа, что не исключает возможности существования более высоких
или аномально низких температур и давлений в участках развития разнонаправленных стрессовых нагрузок [9].
Несмотря на то, что отмеченные явления флюидизации углей имеют разноплановый характер и неодинаковы в разных типах углей, они свидетельствуют о
существовании двух противоположных тенденций фазовых переходов на молекулярном и надмолекулярном уровнях, возникающих в системах "уголь-флюид"
при повышенных РТ-параметрах. Одна из этих тенденций выражается в стабилизации, упрочнении, повышении степени упорядоченности структуры угля,
вторая - в ее разрушении, разупорядоченности, дезинтеграции. Первая тенденция проявляется в науглероживании углей, понижении индекса Рога, в изменении структуры рентгеновских и инфракрасных спектров, свидетельствующих об
образовании графитоподобных кристаллитов и упорядоченных надмолекулярных блоков, в увеличении роли взрывных эффектов на вакуумных декриптограммах флюидизированных углей.
Вторая тенденция экспериментально проявляется в резком увеличении интенсивности газовыделения в измененных углях, их диспергации и разбухании,
гидрогенизации, экстракции элементов-примесей, существенном изменении состава летучих, выделяющихся при нагревании проб в сторону увеличения содержания водорода, этилена, этана, СО, СО2 и других компонентов.
Очевидно, что возникновение отмеченных разнонаправленных процессов в
системах "уголь-флюид" обусловлено, во-первых, гетерогенной структурой самого
угля и, во-вторых, воздействием углеводородных газов, взаимодействующих с разными блоками угольного вещества при термобароградиентных условиях.
Таким образом, рассмотренная термобарогеохимическая модель флюидогенного преобразования углей может служить основой для разработки новых методов прогнозирования флюидоактивных зон наиболее благоприятных для извлечения угольного метана и направленного изменения технологических свойств
твердых горючих ископаемых. Вместе с тем приведенные выше факты и практические следствия не могут считаться завершенными в отношении теоретического и прикладного применения закономерностей, которые могут быть выявлены в результате дальнейшего развития экспериментальных работ по термобарогеохимии процессов углеводородной флюидизации ископаемых углей.
275
ЛИТЕРАТУРА
1. Абукова Л.А. Основные типы флюидных систем осадочных нефтегазоносных бассейнов // Геология нефти и газа. 1997. № 1. С. 25-29.
2. Дмитриевский А.Н. Фундамент новых технологий нефтегазодобывающей промышленности. // Вестник РАН. 1997. т. 67. № 10. С. 893-904.
3. Егоров А.И. Глобальная эволюция торфоугленакопления (палеозой). Ростов-на-Дону:
ИРГУ. 1992. 275 с.
4. Иванкин П.Ф., Назарова Н.И. Глубинная флюидизация земной коры и ее роль в петрорудогенезе, соле- и нефтеобразовании. М.: ЦНИГРИ. 2001. 206 с.
5. Иванкин П.Ф., Труфанов В.Н., Об углеводородной флюидизации ископаемых углей.
// Доклады АИ. СССР. 1987. Т.292. № 5.
6. Труфанов В.Н., Гамов М.И., Рылов В.Г., Майский Ю.Г., Труфанов А.В. Углеводородная флюидизация ископаемых углей Восточного Донбасса. Ростов-на-Дону: ИРГУ.
2004. 272 с.
7. Майский Ю.Г., Труфанов И.В. Термобарогеохимические условия формирования
Краснодонецкого метаноугольного месторождения (Восточный Донбасс). // Известия
вузов. Северо-Кавказский регион. Естественные науки. 2008. № 2. С. 113-117.
8. Труфанов В.Н., Лосев Н.Ф., Гамов М.И., Рылов В.Г. Славгородский Н.И.,
Труфанов А.В. Моделирование процессов углеводородной флюидизации ископаемых
углей // Изд. СКНЦ ВШ, Ростов н/Д, 1995, 48с.
9. Труфанов В.Н., Гамов М.И., Дудкевич Л.К., Майский Ю.Г., Труфанов А.В.. «Основы
прикладной термобарогеохимии» // Издательство «Южного федерального университета», Ростов н/Д, 2008. 280с.
ПРЕДПОСЫЛКИ СЛАНЦЕВОЙ РЕВОЛЮЦИИ В ВЕЛИКОБРИТАНИИ,
ВОЗМОЖНЫЙ АНАЛОГ В РОССИИ
Н. Л. Цветкова
ОАО «НПЦ «Недра», г. Ярославль, Ул. Свободы д.8/38
Abstract. Official recognition of the unique hydrocarbon potential of Bowland-Hodder
shale formation in the UK is the next stage in the development of shale gas revolution. From
the combination of geological data the possibility of finding a similar shale complex in the
Trans-Baikal region exists.
До середины текущего года ситуация со сланцевыми углеводородами в Соединенном Королевстве была на уровне Польши или Украины. Обстановка резко изменилась после выхода в конце июня 2013 г совместного отчета Британской геологической службы и Департамента энергии и изменений климата «Исследование сланцевого газа каменноугольной формации Боуленд», в котором
рассмотрены верхнетурнейско-визейско-серпуховские сланцы Боуленд-Ходдер в
центральной части острова Великобритания.
Во временном интервале 347-318 млн. лет назад здесь в грабеноообразных
структурах в условиях глубин от 200 до 1000 м накапливались сложные серии
высокоуглеродистых морских глинистых сланцев, переходящих по латерали в
шельфовые известняки и дельтовые песчаники. В широтном направлении слан276
цевые бассейны уходят в восточную часть Ирландского моря и южную часть
Северного моря. В настоящее время такие породы могут слагать обнажения на
поверхности или их кровля погружена на различную глубину, максимально до
4750 м под пермо-триасовыми отложениями. Мощность сланцев в наиболее глубоких частях локальных бассейнов Боуленд, Блекон, Гейнсборо, Видмерпул,
Идейл и Кливленд достигает 5000 м. Использованные в Отчете данные геохимических анализов для 3420 образцов из 161 скважины и обнажений на поверхности свидетельствуют наличии достаточного количества органического углерода
(ТОС), чтобы генерировать огромные количества сланцевого газа и, возможно,
сланцевой нефти.
Толща сланцев Боуленд-Ходдер достаточно условно подразделена на нижнюю (менее изученную и с повышенным риском) и верхнюю (относительно хорошо изученную скважинами и менее рискованную) части. Нижняя подтолща
включает мощные (до 3000 м и более) синрифтовые сланцевые фации, средние
значения ТОС в опробованных интервалах скважин Олд Делби-1, Ратклиф–онСоар и Ремпстоун-1 составляют, соответственно 3,5% - 4,9% - 5,0%. В верхней
подтолще, распространяющейся широко за пределы грабенов, имеются единичные тонкие прослои черных сланцев со значениями ТОС между 10 и 13%, в то
время как обычно эта величина находится в диапазоне 2-3%. В скважине Инс
Маршес-1 сланцы имеют ТОС в диапазоне 1,18-6,93%, в среднем 2,73%, в скважине Карсингтон-С4 ТОС в диапазоне 1-7%. Большая часть этих сланцев прошла катагенез «нефтяного» и «газового» окна, отражательная способность витринита более 1,1%.
Впервые газ из сланцев Боуленд-Ходдер был получен в скважине Хитфилд в
графстве Сассекс в 1895 г и использовался для освещения местной железнодорожной станции. На апрель 2013 г в пределах рассматриваемой территории суши известно 30 разрабатываемых нефтяных и 8 газовых месторождений традиционного типа (Солтфлитби, Кирби Миспертон, Дорсет, Велтон, Стокбридж,
Икринг, Витч Фарм и др.), суммарная добыча которых составляет лишь 1,5%
общей добычи нефти и газа Соединенного Королевства. В период между 1859 и
1940 гг в районе Вест Лотиан нефть в небольшом количестве добывалась непосредственно из каменноугольных сланцев.
В Центральной Британии из нескольких тысяч пробуренных скважин только
64 вскрыли нижнекаменноугольные сланцы и прошли по ним более 15 м. Раннекаменноугольные богатые органическим веществом сланцы ранее были известны под десятком локальных наименований, позднее объединены в группу Кравен (Craven Group), в Отчете 2013 г они обозначены как толща Боуленд-Ходдер.
Именно эта целевая толща была изучена в скважине Прис Холл-1, первой в Соединенном Королевстве исследовательской скважине на сланцевый газ. Время
формирования толщи Боуленд-Ходдер охватывает диапазон от стратиграфического подразделения ранний чадиан (Early Chadian – верхняя часть турнейского
яруса) до арнсбергиан (Arnsbergian – второй снизу подъярус серпуховского яруса). Подошва толщи Боуленд-Ходдер в грабене Видмерпул Троф (Widmerpool
Trough) определяется кровлей карбонатов «ЕС 2 / Chadian”, кровля - соответствует основанию песчаниковой серии Миллстоун Грит (Millstoun Grit). Условная
277
граница нижней и верхней толщ проводится внутри стратиграфического подразделения бригантиан (Brigantian – самый верхний, пятый снизу, подъярус визейского яруса). В бассейне Кливленд скважина Миспертон пересекла полную
мощность сланцев Боуленд-Ходдер равную 1401 м. Синрифтовая турнейсковизейская нижняя подтолща Боуленд-Ходдер имеет мощность до 3000 м. Некоторые исследователи не исключают, что максимальная мощность турнейскосерпуховских отложений в грабенах может достигать 6 500 м.
Возрастное датирование толщи Боуленд-Ходдер требует междисциплинарного подхода, поскольку стандартные освоенные методы, такие как палинология,
ограничены в использовании по причине слабой сохранности миоспор в хемипелагических морских сланцах и широкого стратиграфического диапазона зон
миоспор. Наиболее высокая степень стратиграфического разрешения (в особенности для верхней подтолщи сланцев Боуленд-Ходдер) обеспечивается гляциоэвстатическими затоплениями поверхности. В основные этапы затопления последовательно поступала новая морская фауна, особенно аммониты. Хорошие
результаты дает использование секвенс-стратиграфического метода. При объемном 3D моделировании особое внимание уделялось использованию скважин для
выяснения латеральных изменений в процентном содержании сланцев. Данные о
зрелости органического вещества в толще Боуленд-Ходдер показывают, что Rо в
1,1% (эквивалентное значительной генерации газа) достигается во всем диапазоне глубин от 0 до 2 900 м, что во многом определяется тектонической историей региона.
Сланцы Боуленд-Ходдер в районе рифтовых бассейнов Видмерпул Троф и
Ноттингем Шелф (Widmerpool Trough и Nottingham Shelf) не являются зрелыми
для газа, но содержат значительный объем сланцев, которые термально находятся внутри нефтяного окна и могут быть перспективны на нефть.
Многие нижнекаменноугольные сланцевые плеи Соединенного Королевства
находятся в пределах территорий, чувствительных в экологическом отношении
или занятых городскими зонами, но пример разработки сланцевого газа плея
Барнетт в плотно заселенном районе Даллас – Форт-Ворт (Техас, США) показывает, что и в таких условиях их разработка вполне возможна.
В рассматриваемом Отчете дана оценка геологических ресурсов газа для
нижней подтолщи в диапазоне 4,7-12,8 трлн. м3, для верхней подтолщи в диапазоне 18,8-52,4 трлн. м3 (причем с минимальными значениями оценки для нижней
толщи в сравнении с верхней). Таким образом, общий диапазон оцененных геологических ресурсов газа совместно для нижней и верхней толщ составляет
23,5-65,2 трлн. м3. Оценка потенциала для жидких углеводородов не производилась. При минимальном коэффициенте извлечения в 10% технически извлекаемые ресурсы газа сланцевой толщи Боуленд-Ходдер могут составить от 2,35 до
6,52 трлн. м3. Такие ресурсы достаточны для удовлетворения потребностей
страны в природном газе в течение полувека.
Для сравнения, накопленная добыча газа на суше и в оффшорной зоне Соединенного Королевства к концу 2011 г составила 2,38 трлн. м3, остаточные запасы газа в недрах в диапазоне 0,25-0,7 трлн. м3.
278
Более 40 лет назад Соединенное Королевство совершило геологотехнологический подвиг, впервые в мире приступив к масштабной разработке
залежей углеводородов в Северном море, чем в значительной степени обеспечило свои энергетические потребности. В настоящее время эта страна стоит на пороге нового этапа своего национального энергетического самообеспечения – путем освоения сланцевого газа и, возможно, сланцевой нефти.
Следует отметить, что мощность нижней подтолщи Боуленд-Ходдер, сложная синрифтовая структура и стратиграфия не имеют каких-либо находящихся в
разработке аналогов в Северной Америке.
Глобальные палеоконтинентальные реконструкции региона Великобритании
и Ирландии (Woodcock, Strachan, 2012) показали, что до позднесилурийского
времени северная и южная части этой территории принадлежали различным литосферным плитам, разделенным океаном Япетус, а их современное совмещение
восходит к раннему девону. Такой экскурс необходим, чтобы понять специфические геотектонические предпосылки формирования сланцев Боуленд-Ходдер в
Соединенном Королевстве, а также направление поисков аналогичных скоплений в России.
В Российской Федерации разработка сланцевого газа может иметь перспективы в отдаленных районах, например, в Забайкальском крае, в которых нет
традиционных месторождений газа, а в силу географического положения нет
оснований ожидать строительства тысячекилометровых газопроводов из других
регионов.
Рассмотрим район железнодорожных станций Оловянная и Мирная в 200-250
км к юго-востоку от г. Читы. Сложная история взаимодействия литосферных
плит с Китайской и Сибирской платформами на начало каменноугольного времени имела результатом формирование Газимуро-Аргунского микроконтинента
и ограничивающей его с запада и севера Агинско-Борщовочной шовной зоны –
реликта былого океанического пространства. На западной периферии микроконтинента возник краевой прогиб, выполненный существенно сланцевой толщей
раннекаменноугольного визейского возраста мощностью более 3000 м. Данный
прогиб имеет субмеридиональное простирание, протяженность до границы с
Китаем порядка 100 км, ширину около 20 км. С запада, со стороны АгинскоБорщовочной шовной зоны, имеют место надвиги метаморфизованных девонских и силурийских пород, которые частично деформировали и нижнекаменноугольные сланцевые образования. При геологосъемочных работах оценка углеводородного потенциала нижнекаменноугольной сланцевой толщи не производилась. Проводя аналогию с Боуленд-Ходдерской сланцевой толщей Соединенного Королевства можно ожидать технически извлекаемые ресурсы природного
газа порядка одного триллиона кубометров. Этого количества вполне достаточно для долговременного газоснабжения г. Читы с 300-тысячным населением, г.
Краснокаменска и ряда других промышленных центров края.
279
АНТРАКСОЛИТЫ: РАСПРОСТРАНЕННОСТЬ, ФОРМА ПРОЯВЛЕНИЙ,
СОСТАВ, ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
М.М. Филиппов
Институт геологии Карельского научного центра РАН, г. Петрозаводск, ул. Пушкинская, 11, filipov@krc.karelia.ru
In the analytical review of recent works on characterize prevalence, shapes and
physical properties of natural bitumens-anthraxolites is discussed. An integrated analytical approach using petrologycal, geochemical and isotopic techniques has been
used to determine the origin of anthraxolites. The usefulness of methods for determining crystallographic structure, estimating peak temperature under a wide range of
metamorphic conditions is demonstrated.
Антраксолиты встречаются преимущественно в отложениях протерозоя и палеозоя, они отличаются по форме выделения, по условиям залегания коллекторов, сформированы под влиянием различных факторов карбонизации. По типу
исходного органического вещества (ОВ) выделены антраксолиты-нафтиды и
нафтоиды, а также переотложенные нафтиды и нафтоиды. По типу коллекторов
первичных углеводородов (УВ) среди проявлений антраксолитов можно выделить породы с высокой первичной пористостью, например, песчаники петрозаводской свиты Сайнаволокской вулканно-тектонической структуры (Карелия) и
песчаники формации FA бассейна Франсвиль (Габон), а также карбонатные породы, коллекторная емкость которых обусловлена выщелачиванием, перекристаллизацией, трещиноватостью. Менее распространенными коллекторами являются брекчии, в которых антраксолит является цементом, зоны тектонических
нарушений, где антраксолит образует жильные скопления. Основными типами
залежей природных битумов являются пластовые, трещинные и покровных излияний. К жильному типу относятся и проявления антраксолитов, связанные с
процессом выжимания малоподвижных УВ из пород с высоким содержанием
ОВ. Такие жилы могут быть межпластовыми, например, при сильном сокращении объема пород при катагенезе ОВ (Шуньга). К отдельному подтипу залежей
отнесены проявления, связанные с эффузивными породами (Богемия, Крым,
Урал, о-в Суйсарь и Шардонские о-ва Онежской структуры), в которых битумы
концентрируются в миндалинах и в межшаровом пространстве.
В зависимости от основного фактора карбонизации среди проявлений выделены
зоны развития термально-метаморфических процессов (контактовый метаморфизм,
тепловое воздействие высокотемпературных гидротермальных растворов); менее
распространенными – скопления битумов, преобразованных под влиянием факторов регионального метаморфизма. Антраксолиты нередко связаны с гидротермальной дифференциацией и метаморфизмом УВ в условиях их переноса минерализованными растворами. Примеры проявлений антраксолитов в гидротермальных жилах, как правило, пространственно совпадают с нефтеносными или бывшими нефтеносными бассейнами, в пределах которых гидротермальная деятельность является более поздней по отношению к аккумуляции нефти, т.е. битумы были вовлечены в процесс переноса флюидов. Антраксолиты коллекторного типа (нафтиды,
280
реже –нафтоиды), образованные из УВ, мигрировавших на дальнее расстояние
от материнских пород, могут попадать в зону термального влияния интрузий
или гидротерм, а также обуглероживаться под влиянием факторов регионального метаморфизма (антраксолиты вне ореола контактового влияния интрузивных тел и вне гидротермальных систем, и не связанные с фазовыми
превращениями УВ в процессе дифференциации и фильтрации газонефтяных
флюидов).
Наиболее очевидные изменения состава природных битумов при их
карбонизации касаются C, H, N, S, O. Естественно, не остается постоянным и
содержание обычных для битумов биофильных элементов – V, Ni, Mo, Se, U и
др. В процессе миграции нефть теряет тяжелые фракции УВ и
гетеросоединения, с которыми генетически связаны биофильные элементы; и,
наоборот, не исключена вероятность обогащения битумов соединениями,
присутствующими во флюидах, переносящих УВ к месту отложения. Многие
процессы эволюции битумов сопровождаются также изменением изотопного
состава макроэлементов. Состав деминерализованных антраксолитов из разных
регионов мира, одинаково карбонизованных, близок между собой. Высшие
антраксолиты по составу аналогичны коксам, получаемым при карбонизации
нефтяных крекинг-остатков. Отношение (Н/С)ат вполне адекватно может
служить показателем степени карбонизации битума, когда общее количество N,
S, O в сравниваемых образцах существенно не отличается. Для твердых
битумов, как правило, параметр Н/С имеет корреляционную связь с О/С или
N/C. В составе высших антраксолитов N еще присутствует, что позволяет
использовать графики в координатах Н/С и N/C для установления генетической
связи битумов и материнских пород. Между fа и (Н/С)ат. наблюдается строгая
корреляционная связь (r = 0,93), т.е. оба параметра одинаково отражают глубину
карбонизации твердых битумов.
Наиболее характерными элементами-примесями твердых битумов являются
V, Ni, Mo, As, Fe, обычны также Cd, Cr, Co, Cu, Mn, Zn, U. Содержание V и Ni в
некоторых битумах достигает промышленных концентраций. Среди высших
антраксолитов нафтидного и нафтоидного ряда по содержанию V и Ni резко
выделяются антраксолиты месторождения Шуньга; к ним стоят близко
антраксолиты о. Новая Земля, что вполне согласуется с их предполагаемым
генезисом (первично-миграционные, слабо дифференцированные по составу).
По величине отношения V/Ni антраксолиты также не однородны, среди
нафтидов есть примеры обратного соотношения концентрации этих элементов.
Геохимическая информация позволяет диагностировать генетическую группу
высших антраксолитов. В твердых битумах встречается весьма необычный
набор минералов: соединения металлов V, Ni, Fe, Zn, Pb, Cu, Ag, U, самородные
Au и Pt; из нерудных минералов – иллит, барит, кальцит, доломит,
редкоземельные фосфаты. Некоторые минеральные включения генетически
связаны с исходным для битума веществом, другие заимствованы из вмещающих
пород или гидротермальных систем (флюидов). По изотопным данным удается
установить генетическую связь высших антраксолитов с материнскими
породами. δ13С антраксолитов зависит от типа продуцентов ОВ, условий
281
накопления керогена, от соотношения основных фракций УВ в исходной нефти
или нафтоиде, от термальных условий преобразования.
Надмолекулярная структура твердых битумов на макроуровне проявляется в
характерном для большинства разновидностей раковистом сколе. Для средних и
высших антраксолитов характерна пластинчато-листовидная, ступенчатая поверхность скола. Рельеф поверхности скола высших антраксолитов глобулярный
с размером глобул 10-100 нм, или глобулярно-волокнистый с размером глобул и
волокон 100-150 нм. По особенностям мезофазных структур с высокой вероятностью можно определить тип исходных УВ. Молекулярная структура антраксолитов является характерным примером переходных форм структурной организации углеродистых веществ, которые присущи многим природным (керогены) и техническим веществам (стеклоуглерод, сажа, кокс). Для переходных
форм углерода основными элементами структуры являются базисные ленты
графеновых слоев, турбостратные пакеты, неупорядоченные фрагменты углерод-углеродных цепей, т.е. набор соединений, в которых углерод находится в
разном состоянии гибридизации. В составе высших антраксолитов наряду с турбостратными структурами сохраняется аморфный углерод. Кристаллиты и
аморфные фрагменты химически связаны между собой и образуют пространственную полимерную структуру. По отражательной способности можно уверенно
распознавать лишь битумы заключительных стадий карбонизации: для низших,
средних и высших антраксолитов граничные значения R0 соответственно равны
0,7-2,0%, 2,0-3,5%, 3,5-10%. Очевидна также корреляционная связь между отражательной способностью битумов и величиной (Н/С)ат. Кроме того, коэффициент отражения света битумов имеет линейную корреляционную связь с коэффициентом ароматичности, по крайней мере, в области значений fа от 30 до 80%. В
процессе развития в битумах мезофазы появляется двуотражение. В ряде случаев оптические характеристики можно использовать в качестве геотермометра.
При переходе от средних антраксолитов к высшим резко уменьшается интенсивность сигнала ЭПР, его ширина и значение g-фактора, прежде всего из-за
снижения содержания водорода и гетероэлементов. Это связано с тем, что непарные электроны у высших антраксолитов преимущественно делокализованы,
и битум становится способным проводить электричество, а концентрация спинов снижается. Спектры ЭПР антраксолитов не имеют сверхтонкой структуры,
поэтому определение природы их парамагнитных центров не всегда возможно.
Метод ЭПР в некоторых случаях используют в качестве геотермометра. Данные
ЭПР-спектроскопии подтверждают высокую ароматичность антраксолитов, и не
всегда – повышенную степень конденсированности ароматических кластеров;
позволяют судить о природе дефектов структуры, в том числе о наличии «дырок», являющихся следствием разрушения гетеросоединений; указывают на вероятное присутствие углерода различной гибридизации. По основным характеристикам высшие антраксолиты можно считать близкими аналогами «сырых»
коксов, полученных из нефти. Высшие антраксолиты по данным ЭПРспектроскопии не всегда можно разделить на генетические типы.
Высшие антраксолиты относятся к аномальным природным диамагнетикам.
Электропроводность - один из основных диагностических признаков высших
282
антраксолитов; это полупроводники с малым энергетическим интервалом между
валентной и проводящей зонами. Некоторые высшие антраксолиты обладают
выраженной анизотропией электрических свойств. Антраксолиты имеют как
собственную электронную проводимость, обусловленную наличием большого
количества ароматических структур (n-тип), так и, потенциально, примесную
проводимость р-типа, связанную с присутствием гетероатомов, включенных в
молекулы антраксолита. Между соседними глобулами (основными надмолекулярными структурными единицами) легко устанавливается электрическая связь.
Вероятное объяснение в том, что глобулы не имеют замкнутых графеновых оболочек, их поверхности условные (размытые), содержат открытые электронные
связи, которые при соприкосновении легко обеспечивают высокоэффективные
контакты и глобул, и макрочастиц. Характер зависимости удельного сопротивления антраксолитов от температуры и его численные значения близки к поликристаллическим графитам с высокой степенью разупорядочения и к искусственным стеклоуглеродам. Очевидно, что антраксолиты в координатах различных физических параметров занимают достаточно широкий интервал, что свидетельствует о большом генетическом разнообразии исходных веществ и о вариации условий карбонизации битумов. В этом смысле антраксолиты являются
типичными представителями класса минералоидов.
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ МИКРОБИАЛЬНЫХ БИОМАРКЕРОВ ДЛЯ РЕКОНСТРУКЦИИ ОБРАЗОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
М.Ю.Чудецкий
ИПНГ РАН, Москва, 119991, ул. Губкина, 3, chudetsky@mail.ru
A hydrocarbon-water fluid moving from higher pressure and temperature conditions to lower ones is chemically nonequilibrium with decomposing molecules. The
energy contained in such chemically nonequilibrium fluids is sufficient for anaerobic
feeding of microorganisms. Oils with a significant amount of the chain isoprenoids of
the phytane, pristine and their homolog types are generated during the deposit processes with the participation of archaea consuming geofluids as a substratum.
В современных естественных науках накоплен значительный фактический
материал о недрах Земли расположенных на глубинах от 2-4 до 20 км, который
позволяет строить достаточно надежные модели-реконструкции нефтегазовых
месторождений. К сожалению, подобные реконструкции построенные нефтяниками, гидрогеологами или микробиологами как правило бывают очень трудно
сопоставимы друг с другом.
Классическая модель подземной гидросферы включает три зоны, последовательно сменяющие друг друга с глубиной: зону свободного водообмена, зону затрудненного водообмена и зону весьма затрудненного водообмена. Тектонические нарушения способствуют прорывам флюидов из нижних зон в верхние.
Основной путь перемещения потоков углеводородно-водных флюидов от заро283
îðãàíè÷åñêîå âåùåñòâî îòìåðøåé áèîìàññû
ÑÎ2
Í2
S
êåðîãåí êåðîãåí Î
2-
2
SÎ4
ÑÎ2
íåôòü
Í2
B1
1
ÑÍ4
Í2Î
ÑÍ4
B2
Í2Î
B1,
B2
À2
À1
3
ÑÎ2
ÑÍ4
Í2Î
Í2
îòíîñèòåëüíîå
êîëè÷åñòâî
íåôòåé
00
»50°
1
2
»100°
3
ÑÍ4
À0
ÑÎ2
ÑÎ
ãëóáèíà (êì) è ïðèìåðíàÿ òåìïåðàòóðà
2-
SÎ4
Í2Î
óãëåâîäîðîäíî-âîäíûé
ôëþèä
»150°
4
5
À2
À1
ïîòîêè
áèîãåííûõ è
ïîòðåáëÿåìûõ
áàêòåðèÿìè
ãàçîâ
íåôòü
ýóáàêòåðèè
ëåãêàÿ íåôòü,
æèðíûå ãàçû,
êîíäåíñàò
àðõåáàêòåðèè
îáðàçîâàíèå è
ïîñòóïëåíèå â
ïîðîäû õåìîôîñcèëèé
Рисунок. Изменение состава нефтей с глубиной под воздействием глубинных микробиальных сообществ подземной биосферы и динамика геофлюидов.
284
ждения до аккумуляции в залежах — из нижних горизонтов с большими значениями давления и температуры, в верхние — с меньшими значениями. По мере
изменения Р и tº условий поднимающиеся потоки испытывают состояния химической и термодинамической неравновесности. Высокие давления и температуры в низах литосферы в основном препятствуют образованию углеводородов
тяжелее метана, хотя не исключается существование углеродных соединений
устойчивых при повышенных температурах и давлениях и распадающихся в
верхних горизонтах литосферы. В химическом составе флюидов могут происходить перестройки в молекулах сопряженные с образованием более тяжелых и
инертных углеводородов из химически более агрессивных непредельных углеводородов и радикалов.
Легкие нефти обычно приуроченные к горизонтам с температурами более
130° С. По размеру молекул (количеству углеродных атомов в молекуле) такие
нефти и газоконденсаты близки к размеру звеньев, из которых слагаются биополимеры – биомономерам (аминокислотам, простым сахарам), но отличаются от
них по структуре и по отсутствию (малому количеству) гетероэлементов. В целом этаж распространения подобных углеводородов можно охарактеризовать
как гидродинамически аномальный и микробиологически стерильный с нефтями
А1 по классификации А.А.Петрова.
Вызывают особый интерес многопластовые месторождения в которых над
глубоко расположенными нефтями А1 располагаются залежи с нефтями А2. Согласно модели распространения глубинных подземных архебактериальных сообществ, такая картина может быть важным флюидодинамическим и поисковым
признаком. В районе Южного Каспия такие нефти встречены в частности в месторождениях Сураханы, Нефтяные Камни, Дуванный-море на глубинах до
3500м. Присутствие активного архебактериального сообщества под залежами с
нефтями А2 может быть признаком продолжающегося активного поступления
углеводородных флюидов с больших глубин. Прогнозы, сделанные согласно
предлагаемой модели для пластов располагающихся глубже горизонта с нефтями А2 Самотлорского месторождения Западной Сибири, полностью подтвердились.
СТРАТАГЕМА ИЛИ ПОЧЕМУ НЕ У ВСЕХ ПОЛУЧАЕТСЯ ДОБЫВАТЬ
МЕТАН И НЕФТЬ ИЗ НЕТРАДИЦИОННЫХ ИСТОЧНИКОВ
А.В. Шестопалов
Институт проблем комплексного освоения недр РАН, Москва, Россия
На основании анализа литературных источников, дат их опубликования, опираясь на
собственные исследования в области угольного метана, обосновывается предположение,
что американцы, завладев на законных основаниях технологий Бабичева Н.И., условно
называемой “Cavity”, засекретили ее и используют для добычи метана из угольных пластов, черных сланцев, плотных песчаников и в перспективе могут использовать для добычи из газоконденсатных месторождений.
285
It was based with the usage of the literature, dates of the publications and with help of own
studies of the coal methane problems that the technology of Babichev N.I. called “Cavity” was
seized by the Amaricans .The technology was classified as secret and it is used for the production of the methane from the coal beds, black sholes, sandstones and it is possible to use this
technology for the production of methane from the gas-condensed deposits.
Московский государственный горный университет (МГГУ) и ОАО «Газпром
промгаз» своими экспериментальными результатами 0,2-5,0 м3/мин на протяжении десятков лет убедительно доказали, что НГРП (направленное гидрорасчленение пластов) и ГРП (гидроразрыв пластов), соответственно, не могут быть
технологией промысловой добычи угольного метана, хотя они пытаются говорить об обратном. При этом американцы добывают метан и якобы именно ГРП,
с дебитом 7-850 м3/мин и не только из угля, но и из черных сланцев и плотных
песчаников, что позволило им в кризисном 2009 году выйти на первое место в
мире по добыче природного газа и сохранить лидерство по настоящее время. В
чем дело?
В 2000 году из доклада Бабичева Н.И. на симпозиуме «Неделя горняка» становится известным, что еще в 1993 году по его чертежам в США было изготовлено оборудование и при его личном участии в угольном бассейне Сан Хуан на
угольном пласте мощностью 1 м залегающего на глубине 1 км были вымыты
полости вокруг 5 скважин, выведенных из добычи из-за падения дебита. После
образования полостей производительность скважин скачкообразно возрастала в
4-6, а на одной скважине более чем в 10 раз [1]. Сразу после ввода в эксплуатацию в 1990г. скважина давала 217 м3/мин метана, к средине 1993г. дебит упал до
83 м3/мин, а после изготовления полости возрос до 850 м3/мин, т.е. в 10 раз, что
составило в 4 раза больше чем исходный дебит, т.е. из недегазируемого угольного пласта сразу после ввода скважины в эксплуатацию в 1990г. По условиям
контракта Бабичев Н.И. передал права американским коллегам путем патентования способа в США. 25.04.1993г. состоялось рабочее совещание (workshop),
посвященное обсуждению результатов работ по технологии Бабичева Н.И. 1721.05.1993г. была первая, она же последняя, публикация в материалах симпозиума в Алабаме о технологии с образованием полости вокруг скважины.
14.09.1994г. была статья [1] в американской газете о работах по технологии Бабичева Н.И. с оригинальным его рисунком-графиком, который в последствии
Николай Игоревич опубликует в России. В 1995 году еще оставались сайты в
интернете с фотографиями полостей (каверн) вымытых (вырезанных) по технологии Бабичева Н.И., но потом все куда-то исчезло и наступила «тишина» (отсутствие упоминаний о технологии с каверной), которая сохраняется до настоящего времени.
Добывать метан без полости вокруг скважины можно только из трещиновато
пористого горного массива и из так называемых газовых «ловушек». Из плотных
газонепроницаемых горных пород добывать метан можно только имея большую
глубину залегания и значительную поверхность обнажения, достаточную для
прорастания наведенных ею трещин. Это обеспечивается созданием полости вокруг скважины. Для производства полости «Газпром промгаз» (в 1997г. ОАО
«Газпром» ВНИИГАЗ Проектно-аналитический центр «ЛОРЕС»), МГГУ и неко286
торые, непосвященные в секреты, фирмы США использовали известную еще в
СССР технологию гидродинамического воздействия, так называемую сегодня
ГДВ. Другая технология, в последствии названная «Cavity», была импортирована в США из России в 1993 году и отличается от упомянутой выше с образованием полости, способом образования этой полости (каверны). По технологии
Бабичева Н.И. каверна строится, не путем многократного инициирования выброса угля и газа в скважину ГДВ, а планомерно в спокойной газодинамической
обстановке вырезается пескоструйкой [2]. Подробности в моей статье [3] из которой следует, что американцы используют засекреченную технологию.
Технология Бабичева Н.И. (Cavity) делает пласт продуктивным в момент его
вскрытия (каждая скважина это реактор холодного ядерного синтеза), поэтому
она может применяться для генерации метана из каменных углей, черных сланцев, плотных песчаников, что практически уже доказали американцы, каменой
соли, калийных солей, а так же газогидратных месторождений, что предстоит
еще доказать, скорее всего тоже американцам.
Технология (американская секретная) промысловой добычи метана это дважды наша советская технология. Задолго до Бабичева Н.И. для скважин из подземных горных выработок, в начале 80-х прошлого века в Институте проблем
комплексного освоения недр (ИПКОН РАН) при моем участии был изобретен
способ увеличения газовыделения из угольных пластов путем образования полости вокруг скважины [4]. Мое участие заключалось в разработке теории и
шахтных экспериментах. Способ защищен шестью авторскими свидетельствами
и работает следующим образом. Под действием горного давления в стенках полости образуются дендритоподобные трещины. На острие растущих трещин
происходит холодный ядерный синтез (самосборка из эфира молекул метана).
То есть проницаемость и газ появляются одновременно. Газ по образовавшейся
системе трещин поступает в скважину и по ней в горную выработку. Если скважину пробурить не из подземной выработки а с земной поверхности, то получится технология Бабичева Н.И. Современная алхимия, называемая в России холодной трансмутацией ядер (ХТЯ), а за рубежом низкоэнергетическими ядерными реакциями (LENR), начинает признаваться НАСА (США) и Российской
академией наук.
В России исследования в области ХТЯ поддерживают академик РАН
Нигматулин Р.И. [5] и член-корреспондент РАН Балакирев В.Ф. [6]. Отношение
к LENR резко изменилось после удачной демонстрации в октябре 2011 года
итальянскими учеными одно мегаватного реактора холодного ядерного синтеза
“E-Cat” Андреа Росси. Реактор отработал пять часов, но может работать год и
более между перезагрузками на ничтожных количествах водорода и никеля. Избыточное тепло выделяется за счет ядерных реакций в наводороженном металле.
При этом никаких нейтронов или гамма-излучения зарегистрировано не было.
На сегодняшний день еще пока нет общепризнанного теоретически обоснованного механизма этих холодных ядерных реакций. По моему мнению, это обязательно самоорганизация и коллективное поведение протонов. Синергетика – основа физики открытых систем влечет за собой разработку альтернативной термодинамики (бародинамики), возврат к классической физике и гуманизицию
287
всех естественных наук. Образование элементарных частиц из эфира может
быть объяснено только самосборкой. Законы сохранения энергии, благодаря синергетике, будут заменены на баланс втекающих в систему и вытекающих из нее
потоков энергии.
Так как сейчас господствуют углеводородная и атомная (термоядерная)
энергетика, то по понятным причинам информация об успехах современной
алхимии (ХЯС, ХТЯ и LENR) не распространяется СМИ, особенно в нефте- и
газо-добывающих странах.
Таким образом. Я предполагаю, что наука переплелась с геополитикой.
Американцы добывают метан из черных сланцев, а так же из угля и песчаников
по секретной технологии "Cavity" Бабичева Н.И. абсолютно безвредной при
помощи чистой водички и кварцевого песка, а всем рассказывают про другую
технологию с гидроразрывом, чтобы конкуренты потратились как можно
больше идя по ложному пути. При этом американцам выгодно экспортировать
буровые работы. И ничего что потом оказывалось, что метана нет, ведь деньги
за бурение скважин были получены. Потом был фильм, якобы американский, но
возможно на деньги российского "Газпрома" о вредности технологии
гидроразрыва для экологии. А потом пошли протестные выступления народов
мира везде (где есть черные сланцы) кроме США и России. Я думаю, что это на
деньги Газпрома по технологии «цветных революций», когда небольшой
процент населения решает судьбу целой страны, в Австралии и странах Европы
пытаются на законодательном уровне запретить добычу метана. В Болгарии уже
запретили, после чего Россия протянула трубу газопровода «Южный поток»
через Болгарию. России нужно чтобы покупали ее газ, а не американский
сжиженный. После того как США в 2009г. вышли не первое место по добыче
природного газа, благодаря нетрадиционным источникам, Америка отказалась
от импорта газа. Украина теперь думает - у кого покупать: у России или может у
Катара, который раньше поставлял газ в США, а теперь вынужден продавать его
в Европу. Геополитика (стратагема), однако. А народные массы инструмент в
руках бизнеса.
Литература
1. Абрамов Г. "2900 футов - новый мировой рекорд глубины скважины с полостным
окончанием" (Gregory Abramov "Borehole Mining A New World Record of Depth - 2900
feet") // "The mining record" за 14.09.1994г., Vol. 105, No 37, (газета г.Денвер
(шт.Колорадо, США). - http://www.geocities.com/bhmii/page2/CBM.htm
2. Бабичев Н.И., Клочко С.А., Серов С.А., Салоп Д.Л. Способ формирования технологической полости в устойчивых породах продуктивных горизонтов. - Патент РФ
N2181433. Опубликовано 20.04.2002г., приоритет 12.07.2001г. - http://a_shestopalov.
livejournal.com/261311.html
3. Шестопалов А.В. Почему технология Бабичева Н.И. (cavity) должна работать и предположительно работает в США по сегодняшний день. – Сборник научных статей Международной научно-практической конференции «Наукоемкие технологии разработки и
использования минеральных ресурсов» (Новокузнецк, Кузбасская ярмарка, 0710.06.2011г.). - Новокузнецк: СибГИУ, 2011. - с.297-304. - http://www.barodinamika.ru/
sh/4631_.zip
288
4. Шестопалов А.В. Список публикаций (с возможностью скачивания)
http://www.shestopalov.org/vizit/0000mw.htm
5. Нигматулин Р.И. Схлопывание пузырьков, сверхсжатие и сонолюминесценция. В книге «Избранные проблемы современной механики» под ред. В.А. Садовничего, М.: Издательство Московского университета, 2011. - с.157-167.
6. Крымский В.В., Балакирев В.Ф. Воздействие наносекундных электромагнитных импульсов на свойства веществ. // Доклады академии наук. 2002. Том 385, N6. с.786-787.
НЕТРАДИЦИОННЫЕ РЕСУРСЫ УГЛЕВОДОРОДОВ МОСКОВСКОГО
ОСАДОЧНОГО БАССЕЙНА
А.П.Шиловский, Т.И.Шиловская
(ИПНГ РАН)
Pre-Devonian part of sedimentary rocks of the Moscow sedimentary basin, which occupies
the eastern part of the Russian plate, still remains virtually unexplored. Analyzing the drilling
results, geological data, reinterpreted previous surveys results suggest the existence of
undiscovered hydrocarbons and other minerals in the depths of the sedimentary sequence of the
region including unconventional hydrocarbon resources.
По существующим представлениям (БСЭ, 1971), в западной и центральной
части Русской плиты, лежащей между Балтийским и Украинским щитами, фундамент относительно приподнят и залегает неглубоко, местами выше уровня
океана, образуя Белорусскую и Воронежскую антеклизц. От Балтийского щита
их отделяет Балтийская синеклиза (протягивающаяся от Риги в юго-западном
направлении), а от Украинского - система грабенообразных впадин ПрипятскоДнепровско-Донецкого авлакогена, заканчивающаяся на востоке Донецким
складчатым сооружением. К юго-западу от Белорусской антеклизы и к западу от
Украинского щита, вдоль юго-западной границы платформы, простирается Вислянско-Днестровская зона окраинных (перикратонных) опусканий. Восточная
часть Русской плиты, охватывающая большую часть европейской территории
РФ, характеризуется более глубоким залеганием фундамента и наличием мощного осадочного чехла. Здесь выделяются три синеклизы - Московская и Мезенская, простирающиеся на северо-восток до Тиманаи разделенные Сухогской
седловиной, и ограниченная разломами Прикаспийская (на юго-востоке). Их
разделяет сложно построенная погребённая Волго-Уральская антеклиза. Её фундамент расчленён на выступы (Токмовский, Татарский и др.), разделённые грабенами-авлакогенами (Казанско-Сергиевский, Верхнекамский). С востока ВолгоУральская антеклиза обрамлена окраинной глубокой Камско-Уфимской депрессией. Между Волго-Уральской и Воронежской антеклизами простирается глубокий Пачелмский рифейский авлакоген, сливающийся на севере с Московской синеклизой. В пределах последней на глубине обнаружена целая система рифейских
грабенообразных впадин, имеющих северо-восточное и северо-западное простирание. Крупнейшие из них - Среднерусский и Московский авлакогены. Здесь
289
Рис. 1. Схема региональной тектоники Восточно-Европейской платформы [14]: 1 - щиты: А - Балтийский, Б - Украинский, или Азово-Подольский; 2 - региональные поднятия:
I - Тиманская гряда, II - Воронежский массив, III - Белорусский массив, IV - ВолгоУральская антеклиза; 3 - границы синеклиз; 4 - передовые прогибы: а - Предуральский, б
- Преддонецкий, в - Предкарпатский; 5 - южная граница платформы; 6 – Урал, 7 – зона
глубинных разломов, 8 – зоны развития траппов протерозойского возраста, 9 – зоны развития траппов нижнепалеозойского возраста.
фундамент Русской плиты погружён на глубину 3-5 км, а в Прикаспийской впадине фундамент имеет наиболее глубокое залегание (свыше 20 км).
Объектом рассмотрения является Московский осадочный бассейн, расположенный в пределах Русской плиты на восточной окраине Восточно-Европейской
Платформы (ВЭП). Площадь его составляет около 1 млн. кв. км. Этот осадочный
290
бассейн объединяет в своем составе Московскую и Мезенскую синеклизы, Волго-Уральскую и Воронежскую антеклизы, как геологические элементы, имеющие сходную историю развития.
Кроме того, эта территория является наиболее промышленно развитым регионом России, основным регионом потребления углеводородов. До настоящего
времени, не смотря на неоднократные попытки поисков и разведки нефти и газа,
недра территории имеют очень низкую оценку перспектив нефтегазоносности,
хотя имеются повсеместные признаки присутствия углеводородов в осадочной
толще, то есть складывается впечатление, что углеводороды есть, но отсутствуют условия для их накопления (формирования ловушек). Анализ фактических
геологических, геохимических и геофизических данных, результатов бурения,
критический анализ результатов предыдущих поисково-разведочных исследований позволил:
Во-первых, убедиться в том, что в пределах зон, называемых авлакогенами, а
до настоящего времени они рассматриваются как единственно перспективнее на
обнаружение залежей нефти и газа, в разрезе осадочной толщи имеются коллектора, однако, отсутствуют достаточно надежные флюидоупоры. Таким образом,
в этих зонах речь может идти только о присутствии незначительных залежей углеводородов, имеющих либо ловушки, связанные с органогенными постройками
в отложениях ордовикского возраста, либо ловушки тектонического типа. Однако целесообразность поисков подобных объектов должна контролироваться экономическими критериями.
Во-вторых, результаты бурения в пределах, так называемых сводов, анализ
результатов интерпретации геофизических данных, прежде всего результатов
МОВ-ОГТ (на основе которых в отсутствии достаточной плотности бурения
собственно и проведены тектонические и структурные построения в пределах
территории), позволили выявить феномен наличия траппов девонского возраста
в средней части осадочного разреза региона. Толщина трапповых покровов может варьироваться от нескольких метров до сотен, в настоящее время, наибольшая толщина известна в разрезе скважины Нижняя Пеша-1 и составляет 560 м.
В-третьих, площадное распространение трапповых покровов (рис. 1) позволяет сделать вывод, что большинство так называемых авлакогенов представляют
собой нормально сложенный осадочный разрез Русской плиты в промежутках
между девонскими трапповыми покровами. Собственно единственным подтвержденным авлакогеном можно считать только Средне-Русскую зону глубинных разломов. Именно эта зона служит границей раздела плиты на две части:
западная характеризуется трапповым магматизмом в верхнепротерозойское
время (волынская свита венда), восточная – отсутствием в разрезе осадков нижнепалеозойского возраста в следствии смещения блоков пород в силурийское раннедевонское время (каледонская фаза тектогенеза, в результате которого восточный блок оказался поднятым, а в раннедевонское время поднятая часть додевонских отложений была размыта толщиной до 500 м), и трапповым магматизмом девонского возраста.
В свете оценки нефтегазоносности территории Московского осадочного бассейна вышесказанное позволяет дать новую оценку перспектив нефтегазоносно291
сти как выясняется по существу совершенно неисследованного додевонского
комплекса осадочной толщи региона:
• Наличие в разрезе осадочной толщи протяженных трапповых покровов,
являющихся надежными флюидоупорами, обеспечивает сохранность залежей
углеводородов в нижележащих коллекторах, в том числе крупных и гигантских
местоскоплений. Исключение составляют зоны свободные от траппов, с которыми сегодня связываются перспективы нефтегазоносности региона. Но в этих
зонах из-за отсутствия надежных покрышек мала вероятность сохранности залежей нефти и газа.
• Достаточно просто объяснить присутствие углеводородов в пластовых
водах коллекторов в зонах свободных от траппов при том, что генерационные
возможности нефтематеринской свиты нижнего венда на этой территории для
этого явно недостаточно, миграцией углеводородов из пространства, закрытого
трапповыми покровами, где генерационные возможности нефтематеринских
свит усиливаются за счет траппового метаморфизма. Кроме того, стоит принять
во внимание тот факт, что в условиях высокой сохранности недр и возможности
углеводородной ветви дегазации Земли (Валяев, 2008). Косвенно углеводородное насыщение подтраппового пространства подтверждается в том числе и наличием цепочки небольших нефтяных месторождений, приуроченных к разлому
в трапповом покрове (Пензенская и Ульяновкая области), имеющие запасы нефти явно вторичного происхождения.
• Анализ схемы предполагаемого распространения траппов в пределах
Московского осадочного бассейна (рис. 2) позволяет сделать вывод о возможности накопления значительно б льших объемов углеводородных ресурсов, чем
имеющиеся оценки. Однако, отсутствие информации о строении подтраппового
пространства до проведения необходимых исследований вынуждает пока воздержаться от количественных оценок.
• Современное развитие мировой нефтегазовой индустрии требует помимо
оценки традиционных ресурсов углеводородов давать оценку и нетрадиционным. Московский осадочный бассейн имеет потенциал по обнаружению именно
в зонах развития траппов:
- сланцевого газа, приуроченного к редкинской свите венда, содержащей до
5% органического вещества и достигающей ГФГ благодаря воздействию траппового метаморфизма;
- сланцевой нефти, связанной с насыщенными органикой аргиллитами кембрийского и ордовикского возраста, так же подвергнутые трапповому метаморфизму, и в связи с этим достигшим ГФН;
необходимо упомянуть и метан угольных пластов Московского угольного бассейна, присутствием которого можно объяснить интенсивность ежегодных
летних пожаров в регионе.
292
ПРОБЛЕМЫ ОСВОЕНИЯ ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ ОБЪЕКТОВ
ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
В.Л. Шустер, С.А. Пунанова
Институт проблем нефти и газа РАН, Москва, 119333, ул. Губкина, 3.
Methodical approach to probabilistic estimation of oil and gas prospects of local objects is
to define the integral probability of main geological and geochemical factors, affecting on the
formation of oil and gas accumulations in fractured-cavernous rocks. The most important factors are reservoir-rocks flyuidoupors, traps, contents and type of organic substance of maternal
thicknesses, generation of hydrocarbons.
Одним из направлений решения проблемы прироста ресурсов и запасов нефти и газа в Западной Сибири является системное полномасштабное изучение поисково-разведочными работами глубокозалегающего доюрского этажа нефтегазоносности, включая образования фундамента. О региональной нефтегазоносности фундамента в мире и в России говорит открытие 400-450 месторождений, в
том числе, высокодебитных, крупных и гигантских по запасам нефти (газа). В
Западной Сибири в образованиях палеозойского фундамента в трещиннокавернозных породах на контакте с осадочным чехлом выявлена 51 залежь углеводородов (УВ) [1], из них 15 собственно в фундаменте (В.С. Бочкарев и др.,
2007; И.А. Плесовских и др., 2009). Сегодня в Западной Сибири не стоит вопрос:
есть ли нефть в фундаменте? Доказано, что есть. Дебатируется вопрос – могут
ли быть открыты крупные по запасам, высокодебитные месторождения нефти и
газа и насколько рентабельно будет их освоение в условиях Западной Сибири.
Открытые в мире залежи нефти в фундаменте, как правило, приурочены к ловушкам структурного типа. Породы-коллекторы в залежах УВ характеризуются
крайне неравномерным распространением, как по площади, так и по разрезу.
Это объясняется как первичными условиями формирования пустотности, так и
вторичными наложенными процессами [2]. Флюидоупорами для ловушек в кристаллических породах фундамента являются юрские региональные глинистоаргиллитовые, известняково-доломитовые, соляные толщи, а также плохо проницаемые магматические или метаморфические породы, залегающие в верхней
части массивов (например, на Северном своде месторождения Белый Тигр).
Этаж нефтегазоносности наиболее крупных месторождений в образованиях
фундамента составляет от 450-610 м (Ауджила-Нафура в Ливии и ХьюготонПенхендл в США) до 1435-1950 м (Ла-Пас в Венесуэле и Белый Тигр во Вьетнаме), на Малоичском месторождении (Западная Сибирь) – 1660 м. Нижняя граница нефтегазоносного комплекса фундамента контролируется глубиной распространения в разрезе ловушки эффективных коллекторов и нижней границей
нефтегазопроизводящей осадочной толщи, примыкающей к ловушке в фундаменте.
Формирование залежи нефти в фундаменте происходит путем миграции
флюидов в трещинно-кавернозные породы из прилегающих к фундаменту осадочных терригенных отложений, обогащенных РОВ. Залежи образуются путем
аккумуляции первичных пузырьков (капель) нефти, произведенных нефтемате293
ринской осадочной толщей под действием капиллярных сил, вектор движения
которых направлен (в соответствии с формулой Лапласа относительно давления
поверхности фазового раздела) в сторону среды с меньшим давлением и с большей проницаемостью. Основной причиной аккумуляции нефти в залежи фундамента являются силы поверхностного натяжения на границе флюидальных фаз
(А.Г. Арье, В.Л. Шустер, 1998)
Для оценки перспектив нефтегазоносности в образованиях фундамента Западной Сибири необходимо дать вероятностную оценку степени благоприятности основных геологических факторов, влияющих на формирование и размещение нефтегазовых скоплений как в зоне нефтегазонакопления, так и на локальном объекте. Методический подход к такой оценке предложен в работе [3]. Произведение вероятностных оценок по всем геологическим, геохимическим и экономическим факторам и будет вероятностью благоприятности объекта для открытия залежи нефти и газа. При этом следует обратить внимание на следующие
специфические моменты. Одним из важных факторов благоприятности является
выявление в разрезе ловушки зон развития пород-коллекторов с хорошими
фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Такую возможность сегодня дает использование современных технологий сейсморазведки с использованием
рассеянных волн (В.Б. Левянт, и др., 2002; А.И. Кремлев и др., 2008; Ю.А. Кузнецов и др., 2004; Ю.А. Курьянов и др., 2008, 2009; С.И. Шленкин и др., 2000,
2009). Эти волны дают отклик от скоплений множества неоднородностей, какими являются трещины и каверны, заполненные газом или флюидом, на падающий фронт упругой волны. Результирующим параметром в этой методике является энергия рассеянной волны.
Как показали опыты по месторождениям Вьетнама и Индии, а так же Восточной Сибири (C. И. Шленкин и др., 2000, 2009), на вертикальных и горизонтальных разрезах энергии рассеянных волн (поля трещиноватости) наблюдается
удовлетворительное соответствие зон высокой интенсивности (энергии) рассеянных волн данным по высоким ФЕС пород и высоким дебитам скважин. Суммарный объем зон высоких энергий (зон повышенной трещиноватости) можно в
будущем, при наборе надежной статистики, использовать для оценки ресурсов
нефти (газа) и прогнозировать крупные скопления нефти и газа.
Важным фактором, влияющим на формирование и размещение залежей УВ в
фундаменте, является геохимическая характеристика осадочных отложений,
контактирующих с выступами фундамента. По ряду основных показателей (содержание и тип органического вещества (ОВ), генерация УВ, стадийность катагенеза) не выявлено факторов, препятствующих нефте- и газообразованию как в
собственно палеозойских отложениях, где обнаруживаются скопления УВ in
situ, так и в вышележащих юрских и вулканногенно-осадочных триасовых отложениях, являющихся нефтегазоматеринскими, облекающих выступы фундамента и поставляющих нефть в коллектор-фундамент. Вывод о самостоятельном
очаге генерации палеозойских отложений подтверждается нашими исследованиями по составу микроэлементов нефтей юры и осадочного палеозоя. Вероятность и масштабы нахождения в палеозойских коллекторах миграционной юрской нефти также обосновываются многими исследователями (В.С. Сурков и
294
др., 2004; В.Л. Шустер и др., 2009). Безусловно, в связи со сложным тектоническим строением кристаллического фундамента, а также всего достаточно неоднородного доюрского комплекса, оценка генерационных возможностей палеозойских отложений должна быть дифференцированной, учитывающей палеоструктурные и палеофациальные особенности локальных прогнозируемых участков. Миграция в трещино-кавернозные отложения фундамента УВ флюидов
из юрских нефтегазоносных комплексов снимает, в какой-то мере, опасения
многих геохимиков о возможности разрушения палеозойских скоплений, сформировавшихся непосредственно в этих же отложениях, из-за крупных стратиграфических перерывов на границе верхнего палеозоя и мезозоя.
На основе анализа данных по палеотемпературным изменениям ОВ доюрского комплекса [4] составлена схематическая карта областей нефтегазообразования доюрских отложений Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна, на
которой оконтурены зоны мезокатагенеза (раннего, среднего и позднего) и апокатагенеза ОВ пород и выделены участки, благоприятные для обнаружения нефтяных, нефтегазоконденсатных и газовых скоплений. Показано, что на значительной территории Западной Сибири, в частности в ее западных границах, доюрские отложения находятся в главной зоне нефтеобразования. Достаточно мощный доюрский (пермо-триасовый) комплекс отложений явно прошедший, по мнению многих исследователей, главную фазу нефтеобразования, и залегающий на
глубинах от 1700 до 2700 м, может рассматриваться в качестве источника нефтеобразования, что значительно повышает перспективы нефтегазоносности как терригенно-эффузивных отложений, так и образований фундамента.
Низкой вероятностью обнаружения нефтяных скоплений характеризуются
доюрские отложения северных регионов Западной Сибири. В геохимическом
плане детально изучены отложения, вскрытые в скважине СГ-6. На основе зависимости величины нефтегазового потенциала и стадии катагенеза ОВ по витриниту (аналитические данные [5]) можно утверждать, что максимальным нефтяным (PP) и водородным (IH) потенциалами обладают отложения баженовской
и васюганской свит, находящиеся в главной зоне нефтеобразования. Это объясняется как сапропелевым аквагенным типом исходного ОВ, так и невысокими стадиями его катагенеза – МК1-МК3. Меньшими значениями PP и IH обладает ОВ тюменской свиты, находящееся на завершающей стадии нефтеобразования. Исходно низкий генерационный потенциал растительно-гумусового ОВ
пород и отсутствие достаточно выдержанных коллекторов не позволяют предполагать открытие в данной свите промышленно значимых нефтяных скоплений. Почти полным истощением нефтяного потенциала в интервале R0 = 1,351,81% характеризуется ОВ аргиллитов котухтинской свиты нижней юры. По
уровню термической зрелости ОВ эти отложения способны к генерации газоконденсатов и газов.
Таким образом, при оценке перспектив нефтегазоносности глубокозалегающих объектов Западной Сибири и обосновании выбора очередности ввода локальных структур в поисково-разведочное бурение предлагается использовать
следующий набор критериев и факторов: полученные притоки нефти и газа из
фундамента; тектонические характеристики; литолого-фациальные; тип ловуш295
ки; характер флюидоупоров; группу геохимических показателей; экономические
факторы.
Литература
1. Клещев К.А., Шеин В.С. Перспективы нефтегазоносности фундамента Западной Сибири. - М.: ВНИГНИ. - 2004. - 214 с.
2. Шустер В.Л. Проблемы нефтегазоносности кристаллических пород фундамента. М.: Геоинформцентр. - 2003. - 48 с.
3. Швембергер Ю.Н., Шустер В.Л., Меркулова О.Н. Многокритериальность и выбор
альтернативы в поисково-разведочных работах на нефть и газ // Сер. Нефтегазовая геология и геофизика. - 1987. - М.: ВНИИОЭНГ. - 56 с.
4. Конторович А.Э., Фомин А.Н., Красавчиков В.О., Истомин А.В. Катагенез органического вещества мезозойских и палеозойских отложений Западной Сибири. - Мат. межд.
научно-практ. конфер. «Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности». - СПб: ВНИГРИ. - 2008. - С. 68-77.
5. Лопатин Н.В., Емец Т.П. Нефтегенерационные свойства и катагенез глинистых пород мезозойско-пермских стратотипов, вскрытых Тюменской сверхглубокой скважиной
СГ-6 // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1999. - № 7. C. 9-19.
ОЦЕНКА ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ В НЕТРАДИЦИОННЫХ
(ВУЛКАНОГЕННЫХ) КОЛЛЕКТОРАХ НА ПРИМЕРЕ СОБОЛОХНЕДЖЕЛИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЯКУТИИ
М.П. Юрова, Н.Н Томилова
ИПНГ РАН, г. Москва
В связи с увеличением роли Восточной Сибири – как потенциально значимого нефтегазоносного региона страны в ближайшей перспективе встает вопрос не
только о расширении геолого-разведочных работ отдаленного края, но и, в первую очередь, о рациональном использовании ранее открытых (50-70 гг. прошлого столетия) газонефтяных месторождений. Наиболее изученным и промышленно-значимым районом Восточно-Сибирского региона является республика Саха
(Якутия), широко известная не только золотом и алмазами, но и богатейшими
залежами углеводородов. Речь идет о газовых и газоконденсатных месторождениях Хапчагайского мегавала Вилюйской синеклизы, открытых в 50-70 годах
прошлого столетия и законсервированных из-за отсутствия дорог и магистральных нефтегазопроводов. В настоящее время, построена ветка трансконтинентального нефтегазопровода – Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО), проходящая в том числе и через юго-западную территорию Якутии.
Сложность освоения этих месторождений заключается в том, что запасы углеводородов в них приурочены к нетрадиционным коллекторам – вулканитам,
отличающимся от традиционных песчаников значительной примесью вулканогенного материала, который меняет фильтрационно-емкостные свойства породколлекторов.
296
Традиционный подход к ним, как нормально-осадочным образованиям, порождает ряд неразрешимых вопросов. Известно, например, что с помощью кривой собственной поляризации (ПС) однозначное выделение коллекторов в нижнетриасовых отложениях затруднено. Промышленные притоки газа получены из
плотных межпластий. В связи с этим ставится под сомнение пластовая модель
строения залежей. Трудно объяснить также значительные притоки газа низкими
коллекторскими свойствами пород (Кп=1,48 – 6%; Кпр+0,01*10-15 м2). Эти
противоречия становятся разрешимыми, если учитывать специфику вулканогенных коллекторов, а именно, резкую литологическую изменчивость и неоднородность пород по площади и разрезу, интенсивные вторичные преобразования
пород-коллекторов, связь преимущественного развития определенного типа
емкостного пространства с определенным генотипом, наличие проводящих каналов из древних подстилающих толщ, связанных с вулканической деятельностью в индское и оленекское время, специфические ловушки (вулканические
палеоострова).
Отложения вулканогенных пород триасового возраста, которые являются продуктивными, представлены эффузивными, вулканокластическими и вулканоосадочными образованиями, промышленно продуктивными в пределах Вилюйской
синеклизы. Как показали детальные исследования вулканитов Вилюйской синеклизы, содержание вулканогенного материала в нижнетриасовых отложениях колеблется от 70 до 100 %. Такая неустойчивая, неравновесная в физикохимическом отношении система на всех этапах существования является ареной
интенсивных вторичных преобразований. Они начинаются буквально с момента
извержения вулкана в воздушную или водную среду. Близкие исходный состав и
физико-химические условия осадконакопления определили сходные комплексы
глинистых минералов в разновозрастных отложениях.
На электронно-микроскопических снимках видно, что глинистая рубашка
часто имеет сложную текстуру. На вулканическом материале отмечается пленка
гидрослюдистого состава, следующим слоем может быть хлоритовая или гидрослюдисто-монтмориллонитовая, либо пленка смешанно-слойных минералов.
Другими словами, в вулканитах Хапчагая наблюдается ассоциация глинистых
минералов, сформировавшихся на разных стадиях преобразования вулканогенного материала. Из-за неравномерности преобразования вулканогенной попроды
вулканическое стекло местами полностью разложено, и наблюдаются псевдоморфозы по нему.
Постпреобразование вулканогенного материала происходит по разному. Эффузивные и вулканокластические породы преобразуются до цеолитов и глин.
Вулканоосадочным породам свойственна карбонатизация – первичная и вторичная (гамма активны).
Изучение характера пустотного пространства показало преимущественное
развитие трещинного типа пустот и постоянное сочетание его с поровым и каверновым типами. Выделенные виды пустотного пространства объединены в
две группы. Аматричная емкость включает каверны, тектонические и литогенетические текстурные трещины, которые образуются под действием внешних
тектонических сил или в результате процессов выщелачивания. Матричная ем297
кость представлена порами и литогенетическими структурными трещинами,
обусловленными первичными свойствами породы (характер укладки зерен) и
частично связана со вторичными процессами литологического изменения.
Тип коллектора, установленный по литолого-петрографическому изучению
керна, был подтвержден и данными расчленения разреза по ГИС.
При разведке и подсчете запасов модель залежи предполагалась пластовой, а
коллектор терригенным. Однако, в процессе бурения и освоения месторождений
были получены разноречивые данные: в одних случаях притоки газа были значительными, в других притоки отсутствовали. Кроме того, в процессе опробывания разведочных скважин не был подсечен ВНК, поэтому оконтуривание залежей и определение газонасыщенных объемов проводилось по минимальному
дебиту, равному 40 тыс. м3/сут.
Резкая литологическая изменчивость вулканогенных отложений по площади
месторождения и каждой отдельной скважины требует в первую очередь решения задачи литологического расчленения пород с помощью ГИС, поскольку в
этом случае представляется возможным получить непрерывную характеристику
изучаемого разреза, а также оценить коллекторские свойства этих пород.
Дополнительную информацию об объекте исследования с целью оценки запасов, удалось получить с помощью комплексирования методов литологии, ГИС
и промысловой геологии при послойной обработке на ЭВМ, в результате чего
все литологические разности были разделены на коллекторы и неколлекторы. В
результате к коллекторам были отнесены плотные трещинные разности, пластыколлекторы со свободной межзерновой емкостью, гранулярные с глинистым цементом, глинистые породы со сложной макроструктурой, а также плотные карбонатные породы, т. е. практически всё межпластье. Таким образом, значительно увеличилась эффективная газонасыщенная мощность коллекторов.
Петрофизическая модель коллектора (Томилова, Соколова 1987) позволила
дифференцировать значения трещинной емкости для разных типов коллекторов
(порово-трещинный – 7,5%, кавернозно-трещинный – 3,5 – 5%, трещинный –
1,5%).
Остальные подсчетные параметры остались без изменения. Комплексный
подход к изучению и расчленению разрезов на типы, позволил увеличить запасы
углеводородов в несколько раз (до 5 раз).
Литература
1. Дмитриевский А.Н., Томилова Н.Н., Юрова М.П., Рудов А.А.- Вулканогенные природные резервуары Якутии. М., «Геос», 2002 г.
2. Ивенсен В.Ю., Ивенсен Г.В.- Глинистые минералы вулканогенно-осадочных отложений раннего триаса Лено-Вилюйской нефтегазоносной области (рекомендации), Якутск:
Институт геологии Я.Ф. СО АН СССР, 1975 г.
298
РЕЗУЛЬТАТЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ НОВЫХ МЕТОДОВ ДОБЫЧИ
ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ
М.Р. Якубов1, Д.Н. Борисов1, Г.В. Романов1, К.И. Якубсон2
1
420088, Россия, г.Казань, ул. Арбузова, д.8, Федеральное государственное бюджетное
учреждение науки Институт органической и физической химии им. А.Е. Арбузова Казанского научного центра РАН,
2
119333, Россия, г. Москва, ул. Губкина, 3, Федеральное государственное бюджетное
учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН
The current state of researches in the field of development and perfection of insitu technologies of exploration natural bitumens with use of steam and solvents is presented. Based on
laboratory experiments and analysis of published data proved the applicability of the hydrocarbon solvents for the exploration of natural bitumen.
Мировой опыт показывает, что применимость скважинных методов добычи
тяжелых нефтей и природных битумов с вязкостью в пластовых условиях более
1000 мПа с имеет существенные ограничения. Общепринятая классификация по
вязкости обозначает подобные нетрадиционные углеводородные ресурсы как
сверхвязкие нефти и природные битумы, что зачастую объединяется под общим
термином «битумы». Основное отличие битумов от традиционнных нефтей заключается в незначительном содержании легких (н.к.-200оС) фракций (0-5
мас.%) и повышенном содержании (25-75 мас.%) асфальтено-смолистых компонентов, что и является причиной высокой плотности (0,965-1,22 г/см3) и практически неподвижного состояния в пласте.
Извлечение битумов из пласта скважинными методами возможно только в
случае существенного снижения их вязкости до уровня 10-50 мПа с. Наиболее
используемым для этой цели способом снижения вязкости является нагрев пласта закачкой теплоносителя – пара. К недостаткам метода вытеснения паром
следует, прежде всего, отнести энергозатратность, необходимость применения
высококачественной чистой воды для парогенераторов и вынос песка после прогрева и подхода фронта разогретых флюидов к добывающим скважинам. Главным критерием в паротепловых методах является доступность топливных ресурсов, используемых для выработки пара, при этом для добычи одной тонны
битума требуется в среднем сжечь до 300 кг условного топлива, в качестве которого зачастую используется природный газ. Альтернативным вариантом паротеплового воздействия является закачка различных растворителей, что позволяет
разжижить битумы в пласте и фактически превратить их в маловязкие традиционные нефти.
В настоящее время в США, Канаде, Индонезии и других странах основной
объем добычи битумов скважинными методами основан на использовании методов циклической закачки пара (CyclicSteamStimulation - CSS) и заводнения паром (Steamflood). В технологии парогравитационного дренирования (SteamAssistedGravityDrainage - SAGD) используется система парных горизонтальных
скважин, где верхняя скважина является нагнетательной, а нижняя скважина,
соответственно, добывающей. Теоретически коэффициент нефтеизвлечения
299
(КИН) в методе SAGD может составлять от 50 до 70%, однако до настоящего
времени отсутствуют проекты завершенной добычи с использованием SAGD
для оценки окончательных КИН. Применимость SAGD в первую очередь ограничена толщиной продуктивных пластов, которая должна быть не менее 19 м.
В последнее время интенсивно разрабатываются также процессы совместной
закачки пара и растворителя: расширенное (улучшенное) растворителем парогравитационное воздействие – ExpandingSolvent SAGD (ES SAGD), процесс с
добавкой растворителя – SolventAidedProcess (SAP), чередование закачки пара и
растворителя – SteamAlternatingSolvent (SAS), где в качестве углеводородного
растворителя в основном используются пропан-бутан или легкие фракции (нафта) [1]. Комбинирование пара с растворителем значительно улучшает энергетическую эффективность SAGD за счет уменьшения количества тепла для необходимого снижения вязкости битума.
На основе численного моделирования применительно к методу ES-SAGD,
показано, что наиболее эффективными из рассмотренных в ряду пропан-бутанпентан-гексан н-алканов являются пентан и гексан [2]. Однако до настоящего
времени отсутствуют надежные сведения о закономерностях процессов физической (конвективной) дисперсии и молекулярной диффузии в зоне контакта
нефть-растворитель в зависимости от геолого-физических условий и состава залегающих флюидов, что, в основном, препятствует получению сопоставимых
экспериментальных и расчетных базовых параметров для составления технологических проектов разработки месторождений битумов с использованием углеводородных растворителей. В случае использования в качестве растворителей
легких алкановых углеводородов необходимы данные об объемах осаждающихся асфальтенов в нефтенасыщенном пласте.
Для решения данных проблем проведено экспериментальное моделирование
процесса нефтевытеснения углеводородными растворителями с использованием
лабораторных модельных установок. Основной решаемой задачей являлось определение динамики изменения скорости извлечения битумов в зависимости от
их состава и условий в пласте (температура и проницаемость). Кроме того, анализировались изменения состава битумов в продуктивном пласте при воздействии растворителями на основе легкокипящих н-алканов, что позволяет определить физико-химические факторы и условия для повышения коллоидной стабильности асфальтеновых компонентов в процессе извлечения.
Предварительные исследования позволили оценить эффективность использования углеводородных растворителей для обоснования новых методов разработки залежей битумов путем снижения их вязкости до уровня обычных добываемых нефтей. Исследования проведены на образцах битумов из пермских отложений Мордово-Кармальского, Ашальчинского и Горского месторождений (Татарстан). В качестве растворителей испытывались различные индивидуальные
углеводороды, нефтяные фракции и побочные углеводородные продукты нефтехимических производств, в которых в различных пропорциях представлены углеводороды алифатического, алициклического и ароматического типа. Измерения вязкости смесей битумов с различными растворителями в интервале темпе-
300
ратур 10-800С позволили определить основные начальные условия их применения в технологических процессах.
- Для снижения вязкости битумов в пластовых условиях до уровня 10-50 сП с
использованием растворителей их необходимое количество составляет 1025%об. в зависимости от вязкости залегающих флюидов.
- Использование растворителей, состоящих только из низкокипящих алифатических углеводородов (пропан-бутан, газовый бензин, широкая фракция легких углеводородов) в зависимости от состава битумов и количества добавленной
фракции приводит к коагуляции асфальтенов и, как следствие, к возможной
кольматации порового пространства с последующим снижением коэффициента
вытеснения.
- Эффективность снижения вязкости битумов при использовании углеводородных побочных продуктов нефтехимических производств существенно ниже
по сравнению с легкими нефтяными фракциями. Варианты применения подобных углеводородных систем могут быть основаны на использовании в качестве
оторочки перед закачкой основного растворителя или компаундированием с
нефтяными фракциями для их удешевления.
Для повышения коллоидной стабильности асфальтеновых компонентов битумов в процессе их вытеснения легкокипящими н-алканами проведен экспериментальный подбор химических добавок. В результате оценки изменения количества осадка асфальтенов при добавлении к битуму 20-кратного избытка смеси
петролейного эфира с толуолом выявлено, что для полного прекращения осаждения асфальтенов для различных битумов минимальная доля толуола в смеси с
петролейным эфиром должна составлять не менее 25%. Кроме ароматических
углеводородов эффектом ингибирования процесса выпадения асфальтенов обладают различные природные и синтетические полярные гетероатомные вещества
и соединения. Для количественной оценки эффект ингибирования экспериментально обоснована возможность использования метода спектрофотометрии в
видимом диапазоне для контроля процесса осаждения асфальтенов при разбавлении битумов н-алканами с добавками различных ингибиторов. Метод основан
на анализе коэффициента светопоглощения деасфальтизатов и позволяет без измерения количества осадка асфальтенов судить об эффективности ингибирования различными соединениями и веществами.
На сегодняшний день закачка растворителей объективно является единственным альтернативным вариантом тепловым методам добычи битумов. За счет использования углеводородных растворителей возможно существенно снизить
энергозатраты и практически полностью отказаться от сжигания природного газа, а также успешно разрабатывать коллекторы с повышенным глиносодержанием, где неприменимы методы с использованием пара. Однако для минимизации
затрат растворителей необходимо совмещение эффекта снижения вязкости с необходимостью вытесняющего действия в пласте. Наиболее перспективным в
данном случае является совмещение закачки растворителей и водных растворов
поверхностно-активных веществ (мицеллярных растворов), которые обеспечат
основное вытесняющее воздействие. Вторым важным фактором является обеспечение равномерного фронта вытеснения, что достигается электроимпульсным
301
воздействием на пласт в системе парных горизонтальных скважин. Использование электроимпульсного воздействия на пласт в системе парных горизонтальных скважин позволяет локально регулировать проницаемость и контролировать
охват пласта в процессе нефтевытеснения.
Проведение лабораторных экспериментов по физическому моделированию
процесса вытеснения пентан-гексановой фракцией битумов Ашальчинского и
Мордово-Кармальского месторождений (Татарстан) позволило выявить базовые
параметры технологии добычи битумов с использованием растворителей. Для
эффективного снижения вязкости битумов необходимое количество растворителя составляет 10-15%, при этом количество извлекаемого битума достигает 95%.
Работа выполняется при финансовой поддержке Программы фундаментальных исследований Президиума РАН № 27
1. Gates I.D. Design of the Injection Strategy in Expanding-Solvent Steam-Assisted Gravity
Drainage // Proceedings of the Second CDEN International Conference on Design Education,
Innovation, and Practice Kananaskis. - Alberta, Canada. - July 18-20 2005. - Alberta. – 2005. P. 1-8.
2. Ибатуллин Т.Р. Повышение эффективности технологии парогравитационного воздействия с применением углеводородных растворителей // Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. – 2008. - №10. - С. 74-76.
РАЗРАБОТКА НЕТРАДИЦИОННЫХ РЕСУРСОВ ГАЗА В РОССИИ:
КОГДА, ГДЕ, ЧТО, ЗАЧЕМ?
В.С.Якушев
РГУ нефти и газа имени М.М.Губкина
UNCONVENTIONAL GAS RESOURCES DEVELOPMENT IN RUSSIA:
WHEN, WHERE, WHAT AND WHY?
Vladimir S.Yakushev (Gubkin University of Oil and gas)
Russia is enriched by conventional gas reserves taking first place in the World on this parameter. However specific problems of gas production and coal recovery in the country require
development of some unconventional gas accumulations in West Siberia, Donetskiy and
Kuznetskiy coal basins. The purpose of this development – uploading of existing gas production system, geologic section degassing and new technologies of gas monetization.
Россия обладает значительными ресурсами традиционного газа, и еще более
значительными – нетрадиционного. Однако, большая часть традиционного российского газа (более 80%) добывается на удаленных от основных рынков месторождениях Западной Сибири. По мере истощения легкоизвлекаемых запасов
традиционного сеноманского газа средняя стоимость добычи газа в Западной
Сибири растет. В то же время, развитие за рубежом технологий снижает стоимость добычи нетрадиционного газа. Вроде бы налицо явная тенденция к усилению конкурентоспособности нетрадиционного газа. Однако, объемы традици302
онного газа в России настолько велики, а технологические установки по его добыче и транспорту настолько огромны, отработаны и капиталоемки, что какойлибо реальной конкуренции в качестве энергоносителя нетрадиционный газ традиционному в России составить не сможет в обозримой перспективе. И, естественно, возникает вопрос: а зачем вообще сейчас в России заниматься разработкой нетрадиционного газа?
По-видимому, прежде всего, следует изменить угол зрения на разработку
скоплений нетрадиционного газа в России. Нетрадиционный газ можно добывать не в качестве альтернативы традиционному, а в качестве пути решения ряда
текущих и будущих объективных проблем газодобычи. В чем эти проблемы?
1. Истощение месторождений традиционного газа ставит вопрос о доразработке остаточных (низконапорных) запасов газа и продлении жизни малодебитных скважин. Скважины на месторождениях с нетрадиционными ресурсами изначально отличаются малыми давлениями и дебитами на устье, что позволит
отработать технологии и для традиционного газа.
2. Истощение месторождений традиционного газа ставит вопрос о поиске новых источников газа для загрузки существующей добывающей и транспортной
инфраструктуры. Залежи нетрадиционного газа часто соседствуют в разрезе с
залежами традиционного газа и могут быть вовлечены в разработку с
использованием высвобождающихся мощностей.
3. По мере истощения гигантских месторождений в старых газодобывающих
регионах все больше добычи газа будет приходиться на средние и мелкие месторождения. Традиционные способы подготовки и транспорта газа с этих месторождений далеко не всегда будут оправданы экономически. Необходимы
технологии монетизации газа (газохимия) на скважине с учетом потребностей
рынков в том или ином продукте переработки. Эти технологии будут необходимы и для успешной разработки нетрадиционных ресурсов.
4. Наличие пластов с нетрадиционными ресурсами по соседству с месторождениями угля (угольный метан) и нефти и газа (газогидраты) ставит вопрос о
безопасном ведении разведки и разработки основных месторождений. Предварительная частичная разработка пластов с нетрадиционными ресурсами значительно снижает риск возникновения опасных газовых выбросов.
Таким образом, в России необходимо выбрать те места, где разработка нетрадиционных ресурсов будет решать одну или несколько из перечисленных
выше проблем. Путем сопоставления плотности населения территории России
(как индикатора развитости рынка) и наличия нетрадиционных ресурсов выделено 4 таких места: Восточный Донбасс (угольный метан), Черноморское побережье (подводные газогидраты), Кузбасс (угольный метан) и Сахалин (подводные газогидраты). В этих районах достаточно высокая плотность населения, что
позволяет рассчитывать на успешный сбыт добываемого нетрадиционного газа
или продуктов его переработки.
Однако, более внимательное рассмотрение ситуации показывает, что газогидраты Черного моря и присахалинского шельфа оказываются в состоянии жесткой конкуренции с местными традиционными ресурсами газа и заведомо проигрывают экономически. Поэтому о скорой разработке этих ресурсов можно го303
ворить лишь гипотетически. Несколько лучше обстоит дело с угольным метаном
Донбасса и Кузбасса. Помимо необходимости предварительной дегазации
угольных пластов при добыче угля, в этих регионах развита транспортная сеть и
промышленная инфраструктура, потребности населения в продуктах газопереработки достаточно сильно диверсифицированы, что позволяет надеяться на успешную реализацию различных продуктов переработки газа на скважине. В
Кузбассе Газпромом уже реализуется проект по добыче угольного метана, однако до сих пор рентабельность реализации добываемого газа остается отрицательной. По-видимому, организации добычи угольного метана в Кузбассе и,
особенно, в Донбассе, должно предшествовать интенсивное маркетинговое исследование потребностей промышленности и населения в тех или иных продуктах переработки газа, плюс проработка возможностей организации новых опытно-промышленных производств на промыслах помимо предварительной дегазации разреза для добычи угля. Это может быть производство особо чистых топлив, удобрений, водорода, пленок, пластмасс, СПГ, синтетических гидратов и
пр. – всего, что может быть востребовано в данном, уже хорошо газифицированном, регионе. В этом случае решаются сразу несколько проблем из обозначенных выше: обеспечение безопасности разработки основных месторождений
(проблема 4), разработка технологий монетизации низконапорного газа на скважине (проблема 3), создание технологий разработки низконапорных и малодебитных пластов (проблема 1). Хочется подчеркнуть, что речь не идет о добыче
газа для газификации, хотя и это возможно.
Особая ситуация с нетрадиционными ресурсами газа сложилась в Западной
Сибири. На крупнейших месторождениях – Уренгойском, Ямбургском, Медвежьем, Заполярном верхние сеноманские залежи истощены или близки к истощению. Добывающая сеноманская инфраструктура испытывает недозагрузку.
Между тем, существуют свидетельства буровых бригад о наличии газоносного
горизонта выше сеноманского и туронского комплексов севера Западной Сибири – на глубинах 300-800 м. Эти глубины пройдены множеством (десятки тысяч)
скважин, но при этом практически не опоискованы и не разведаны. Многочисленные газопроявления при бурении на этих глубинах глушились и глушатся
утяжеленным буровым раствором, а породы перекрываются кондуктором и обсадными трубами в соответствии с существующими процедурами сооружения
скважин.
На этой глубине залегает регионально распространенная опесчаненная палеогеновая тибейсалинская свита (коллектор), перекрытая также регионально распространенной глинистой люлинворской свитой (покрышка). Т.е. имеются покрышка, коллектор и газ. Однако, значительная часть тибейсалинской свиты находится внутри интервала гидратообразования – зоны стабильности гидратов
(ЗСГ). Априори это предполагает возможность существования части ресурсов
этой свиты в концентрированном гидратном состоянии. Т.е. ресурсы газа здесь
могут быть существенно выше, чем это предполагает обычный подсчет объемным методом. Но разработка этих ресурсов будет сопряжена с применением новых технологий, ориентированных на нетрадиционные скопления газа. Этот горизонт вполне мог бы загрузить высвобождающиеся мощности по добыче сено304
манского газа и тем самым решить проблему продления жизни сеноманских
промыслов по примеру турона.
Таким образом, доразведка тибейсалинской свиты на севере Западной Сибири может привести к открытию еще одного регионального газоносного горизонта на небольших глубинах. Причем часть газа в этом горизонте может находиться в гидратном состоянии. Разработка этих ресурсов позволит не только загрузить высвобождающиеся сеноманские мощности, но и впервые в мире приступить к промышленной разработке арктических гидратов.
TНЕ INEXHAUSTIBILITY OF OIL AND CAS RESOURCES
IN THE BLACK SEA REGION
V.I. Sozansky
Dept.Marine Geology, National Acadcmy of Sciences, Ukraine. Kiev sozansky@voliacablc.com
All natural accumulations of oil, gas and gas hydrates are the systems undergoing constant development. Owing to the effusion, diffusion, and chemical decomposition hydrocarbons are disappeared from fields continuously and are dissipated in the environment; at that time resources are recharging by more and
more new portions of deep hydrocarbons and fields continue to exist. Oil, gas,
and hydrate fields are inexhaustible, but the rate of renewal is much smaller
than the rate of oil and gas withdrawal by production.
Continuous permanent streams of hydrocarbons from oil and gas fields to the
earth surface caused by effusion and diffusion were used by famous Russian petroleum scientist V.A.Sokolov when working out direct geophysical method of
oil and gas exploration known as geochemical
prospecting.
The information about the influx of oil into producing fields was first reported by geologist U.Baksakov at the 3 th World Petroleum Congress, Bucharest, 1907.
The study of oil and gas fields development in Ukraine shows that reserves
of fields are renewing owing to inflow of deep hydrocarbons. 2 mlrd. m cub.m
of methane enter the giant Shebelinka gas field (Dnepr-Donets depression)
every year. There are in Ukraine some fields (Chornukhi. Ploletarske and other)
exhausted 15 years ago and they were abandoned. Bui when returned to these
fields they turned to be the same as at a moment of their discovery: the same
pressure, the same production rate. All oil and gas fields in Ukraine prove to be
renewed. In the USA the unexpected increase production of oil from the Eugene
Island Block 330 (Gulf Coast) has drawn particular attention.
The Black Sea is the most gas-polluted sea in the world. R/V Knorr. (USA)
established that 11 M of methane are accumulated in water beginning from the
depth of 550 m up to its bottom. Calculations show that the waters contain 80
305
mlrd.cub.m of methane. No sea in the world contains such amount of methane in
its waters.
Powerful gas blowouts from the Black Sea. bottom were revealed some years
ago. They are clearly recorded on echograms as smokes or torched. At present
above 4,000 methane seepages have been established in the Ukrainian part of
the Black Sea.. So the Black Sea is the most gassed sea in the world.
Mud volcanoes are widely distributed in the Black Sea region. They are actively manifested by huge methane discharge from the deep part of earth.
The gas hydrates potential of the Black Sea region is very high and is calculated in trillions m³.
Enormous scale of degassing permits to conclude that oil and gas resources
of the Black Sea Region are inexhaustible and the Black Sea contains more oil
and gas than the Persian Gulf or the Caspian Sea.
SHALE GAS – MOVING FORWARD
СЛАНЦЕВЫЙ ГАЗ. СОСТОЯНИЕ. ПРОБЛЕМЫ. ПЕРСПЕКТИВЫ
Н.П. Федорова
(научный руководитель д.т.н., профессор К.С. Басниев)
Институт проблем нефти и газа РАН
This article analyzes the prospects of shale gas and its economical attractiveness, as
well as its influence on energy industry in Russia and whole world.
In almost all countries of the world, both producers and consumers of energy resources actively discuss the influence of shale revolution on different aspects of our
lives - it's economics and politics.
There are some several main points, uncovering the topicality of considering the
problem of shale revolution.
1. The phenomenon of “shale revolution” dramatically changes the balance on the
world energy market.
Success in recovering of shale gas and oil extraction has lowered the anxiety of the
international community to face the fast depleting of the deposits of hydrocarbon feed.
New technologies give us the opportunity to get access to the rich deposits of hydrocarbon materials which have been considered unextractable before.
The technological breakthrough in recovery of natural gas has raised the availability of this energy resource in the key consuming regions. The biggest producer of the
shale gas – the USA, which has recently been the importer of natural gas, in the nearest years, may become the exporter of this product.
At the same time the USA drastically decreases its dependency on the import of
oil. In 2012 the bare import of oil was just 7.5 million of barrels a day. According to
expert judgments there is a possibility of decreasing the amounts of import to insignificant or even null indicators in 12-15 years.
2. The recovery of “shale gas” influences the international trade flows.
306
Resigning from the market of the biggest importers of hydrocarbon feed – the USA
considerably changes the map of traditional export routes and the whole structure of
the world trade of hydrocarbons.
3. The influence of the shale revolution on the world economy on the whole.
It is obvious that American industry at the cost of using cheap gas and lowering the
tariffs on electric power increases its competitiveness. It concerns power-hungry productions, for example, petro chemistry.
Assessing these consequences, the governments of different countries try to stimulate the investments in the development of the technologies of unconventional recovery and transportation of gas. They create conditions for the transition to this kind of
fuel for motor transport, establishments of energetics and communal facilities. But the
process of expansion of the gas application sphere is connected with the problem of
reconfiguration the infrastructure and the competition of other kinds of feed.
Thus we can make a conclusion that it is necessary to accurately trace the changes
that happen on the world energy market including the changes in energy balance, infrastructure, delivery routes and technological development of the field.
Shale is the most abundant form of sedimentary rock on Earth. Until recently, the
oil and gas industry generally regarded them as nuisances to be tolerated while drilling
to target sandstone and limestone reservoirs. But geologists and engineers have begun
to appreciate a specific type of shale, organic-rich shale. It is endowed with right
characteristics, that is, organic-rich shales have the potential to serve not only as
sources of hydrocarbons but also as reservoirs to be produced.
Producing commercial quantities of natural gas from organic-rich shales was
uncommon a decade ago. But new technology allows us to get access to huge
hydrocarbon reserves, which were previously considered unrecoverable. The report
examines the positive and negative aspects of horizontal drilling and hydraulic
fracturing. Technological breakthrough in the production of natural gas has increased
the availability of this energy source in the main the energy consuming regions. The
phenomenon of "shale revolution" significantly changes the balance of world energy
markets. Advances in the production of shale gas and oil reduced the concerns of the
international community about the imminent depletion of hydrocarbon reserves. The
report reviews the effect of extraction of shale gas on international trade flows.
New technologies for extracting shale gas and oil can be widely distributed in the
world, although it is not a quick process because of technological, legal, infrastructural, environmental and even political difficulties. Taking into account these difficulties governments try to stimulate investment in alternative technologies of production
and transportation.
Among other countries, prospects of development shale gas production in Russia is
very high. Already now are conducted grass-root exploration, research and creation of
new technology of development. Undoubtedly, this will lead to accelerated energy development for extraction of minerals.
This article reviews lessons learned from 30 years of shale development and looks
at some of the tools used to analyze shales. I believe that the shale revolution is something positive, a chance for all of us to launch technologies, intensify competit0iveness, make our countries more energy secure, and reduce costs.
307
СОДЕРЖАНИЕ
Алексеев В.А. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ МЕТОДЫ
ПО СИНТЕЗУ НЕФТЕЙ И УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ ВБЛИЗИ МАНТИИ
ЗЕМЛИ И ИХ ГЛУБИННЫЕ МАРКЕРЫ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3
Асланикашвили Н.А., Чичуа Б.К., Джишкариани Т.С. ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ
КОМПЛЕКСНОЙ РАЗРАБОТКИ ТКИБУЛИ-ШАОРСКОГО УГОЛЬНОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
Афанаскин И.В., Вольпин С.Г., Корнаева Д.А., Саитгареев А.Р., Штейнберг Ю.М.
ЗАВИСИМОСТЬ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН, ВСКРЫВАЮЩИХ
ПОДГАЗОВЫЕ НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ,
ОТ ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ОПЗ СКВАЖИН
С БОЛЬШИМ ГАЗОВЫМ ФАКТОРОМ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
Бардин А.А. О МЕХАНИЗМЕ ГЛУБИННОЙ ДЕГАЗАЦИИ ЗЕМЛИ И ЕГО
ВЛИЯНИИ НА ГЕОДИНАМИКУ ФОРМИРОВАНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ
И УГОЛЬНЫХ ФОРМАЦИЙ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
Барков С.Л., Грунис Е.Б., Хавкин А.Я. СОВРЕМЕННЫЕ ПРОБЛЕМЫ
РОССИЙСКОЙ РЕСУРСНОЙ БАЗЫ УГЛЕВОДОРОДОВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .17
Баталин О.Ю., Вафина Н.Г. ОСНОВНЫЕ ТИПЫ ФЛЮИДОВ
УГЛЕВОДОРОДНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .21
Беленицкая Г.А. ПРИРОДНЫЕ И ТЕХНОГЕННЫЕ НАФТИДНЫЕ РАЗГРУЗКИ
И РАЗЛИВЫ И ИХ СЕДИМЕНТАЦИОННЫЕ ПРОИЗВОДНЫЕ . . . . . . . . . . . . . . . . . . .24
Беленицкая Г.А. ВЫСОКОУГЛЕРОДИСТЫЕ КОМПЛЕКСЫ КАК
ПРОИЗВОДНЫЕ НАФТИДНЫХ ПАЛЕОРАЗГРУЗОК И НЕКОТОРЫЕ
ПРОБЛЕМЫ СЛАНЦЕВЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28
Булгакова Г.Т., Пестриков А.В., Кравченко М.Н. МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА
КИСЛОТНОГО РАСТВОРЕНИЯ КАРБОНАТНОЙ ПОРОДЫ ПРИ ФИЛЬТРАЦИИ
САМООТКЛОНЯЮЩЕЙСЯ КИСЛОТНОЙ СИСТЕМЫ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .31
Бурханова И.О., Скибицкая Н.А. ОБЗОР МЕТОДИК ОЦЕНКИ КОЛИЧЕСТВЕННОГО СОДЕРЖАНИЯ ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА В НЕФТЕГАЗОМАТЕРИНСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ ПО ДАННЫМ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ
ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33
Валяев Б.М. ТРАДИЦИОННЫЕ И НЕТРАДИЦИОННЫ НЕФТЕГАЗОВЫЕ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ: ОСОБЕННОСТИ РАСПРОСТРАНЕНИЯ,
ГЕНЕЗИС, РЕСУРСЫ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38
Диева Н.Н., Дмитриев Н.М., Кравченко М.Н., Мурадов А.В.РАЗРАБОТКА
МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЛАНЦЕВОЙ НЕФТИ И ГАЗА МЕТОДАМИ
ТЕРМО-ГАЗО-ХИМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
Дрёмин И.С. УГЛЕРОД-ГЕЛИЕВАЯ ИЗОТОПНАЯ СИСТЕМА В РАСШИФРОВКЕ ОБСТАНОВОК ГЕНЕЗИСА НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ . . . . . . . . . . .44
308
Дубосарский В.Р. ПРИМЕНЕНИЕ КОМПЛЕКСА ПРИПОВЕРХНОСТНЫХ
МЕТОДОВ СТРУКТУРНО-ТЕРМО-АТМОГЕОХИМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ДЛЯ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ МЕСТ ДОБЫЧИ МЕТАНА В ПРЕДЕЛАХ
ТЕРРИТОРИИ ДЕЙСТВУЮЩИХ И ОТРАБОТАННЫХ УГОЛЬНЫХ ШАХТ . . . . . . .48
Евдощук Н.И., Бардин А.А. ПАРАГЕНЕЗИС УГЛЕВОДОРОДНЫХ И УГОЛЬНЫХ
ФОРМАЦИЙ, С ПОЗИЦИЙ ОСАДОЧНО-НЕОРГАНИЧЕСКОЙ ТЕОРИИ
ПРОИСХОЖДЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .50
Еникеев Б.Н., Колесов В.В., Лебедева М.Л., Смирнов О.А., Сусанина О.М. О ПЕТРОФИЗИЧЕСКОМ ИЗМЕРЕНИИ НЕТРАДИЦИОННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ . . . . . . . . . 59
Жилина И.В. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ, РЕЗУЛЬТАТЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ
ОСВОЕНИЯ РЕСУРСОВ СЛАНЦЕВОГО ГАЗА В США И ЕВРОПЕ . . . . . . . . . . . . . . . 62
Жилина И.В., Ершов А.В. УСЛОВИЯ ОБРАЗОВАНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
СЛАНЦЕВОГО ГАЗА . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .65
Загоровский Ю.А. РЕГИОНАЛЬНЫЕ ОСОБЕННОСТИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ АВПД
И ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В ГЛУБОКИХ ГОРИЗОНТАХ
СЕВЕРНОЙ ЧАСТИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .68
Зинатов Х.Г. ПРИМЕНЕНИЕ ТЕКТОНОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ДЛЯ УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ТЕКТОНИЧЕСКИХ ПРЕДПОСЫЛОК ПОИСКОВ МЕСТОРОЖДЕНИЕ ГАЗА В УГЛИСТЫХ СЛАНЦАХ И ИХ АНАЛОГАХ ПРИ
ГЕОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЯХ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .71
Ивлиев А.И. МИНЕРАЛЬНО-ПОРОДНЫЕ И ФЛЮИДНЫЕ ИНДИКАТОРЫ
ГЛУБИННЫХ ПОТОКОВ И ОСТАТОЧНЫХ РЕСУРСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ
В ВУЛКАНОГЕННО-ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНАХ ДРЕВНИХ ЩИТОВ . . . . . . . . . . . 75
Изотов В.Г., Ситдикова Л.М., Изотов П.В., Сидорова Е.Ю. ТРАДИЦИОННЫЙ НЕТРАДИЦИОННЫЙ КОЛЛЕКТОР УГЛЕВОДОРОДОВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80
Казанкова Э.Р., Корнилова Н.В. ТЯЖЕЛЫЕ НЕФТИ И БИТУМЫ СЕВЕРОКАВКАЗСКО-МАНГЫШЛАКСКОЙ НГП . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82
Каширцев В.А., Парфенова Т.М. ПРИРОДНЫЕ БИТУМЫ СЕВЕРА СИБИРСКОЙ
ПЛАТФОРМЫ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .86
Каюкова Г.П., Петров С.М., Успенский Б.В., Абдрафикова И.М., Романов Г.В. ОСОБЕННОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ СОСТАВА
ТЯЖЕЛЫХ НЕФТЕЙ ОТ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПРОДУКТИВНЫХ
ОТЛОЖЕНИЙ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .87
Каюкова Г.П., Киямова А.М., Косачев И.П., Ситдикова Л.М., Романов Г.В. СОСТАВ
ПРОДУКТОВ ГИДРОТЕРМАЛЬНОЙ ДЕСТРУКЦИИ ОРГАНИЧЕСКОГО
ВЕЩЕСТВА ДОМАНИКОВЫХ ПОРОД . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91
Киреев Ф.А.ТЕКТОНО-КЕССОННЫЙ ЭФФЕКТ, КАК ФАКТОР ФОРМИРОВАНИЯ
ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА В КРИСТАЛЛИЧЕСКОМ ФУНДАМЕНТЕ . . . . . . . . . . . . 95
Киреева Т.А. КОЛЛЕКТОР В ФУНДАМЕНТЕ: ПРОИСХОЖДЕНИЕ
И ПОИСКОВЫЕ ПРИЗНАКИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 96
Киреева Т.А. СТРУКТУРА ПУСТОТНОГО ПРОСТРАНСТВА ПОРОД
БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .100
Кирюхин A.В., Шадрина С.В. 3D МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕРМОГИДРОГЕОХИМИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ФОРМИРОВАНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ НЕФТЯНЫХ
РЕЗЕРВУАРОВ В ВУЛКАНОГЕННЫХ ПОРОДАХ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 104
Кичка А.А., Довжок Т.Е., Коваль А.Н., Тищенко А.П. ЧЕРНОМОРСКИЕ МЕТАНОГИДРАТЫ: ГЕОЛОГИЯ, РЕСУРСНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ, ПРОБЛЕМЫ
ОСВОЕНИЯ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 106
309
Колесников А.Ю., Кучеров В.Г. ТЕРМОБАРИЧЕСКАЯ СТАБИЛЬНОСТЬ
МЕТАНА И ЭТАНА В УСЛОВИЯХ ВЕРХНЕЙ МАНТИИ ЗЕМЛИ . . . . . . . . . . . . . . . 110
Коробов А.Д., Коробова Л.А. МИНЕРАЛОГИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ВЫДЕЛЕНИЯ
КОНТУРА ПРОДУКТИВНОСТИ ПОРОД БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ . . . . . . . . . . . . . 113
Коровина Т.А., Кропотова Е.П., Гультяев С.В., Крицкий И.Л., Шадрина С.В. ГЕНЕТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ФОРМИРОВАНИЯ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ И КРИТЕРИИ ПРОГНОЗА ЕЁ ПРОМЫШЛЕННОЙ ПРОДУКТИВНОСТИ . . . . . . . . . . . . . . 116
Косачев И.П., Каюкова Г.П., Косачева Э.М., Романов Г.В. СПОСОБ
РАНЖИРОВАНИЯ НЕФТЕПРОЯВЛЕНИЙ МЕТАМОРФИЗОВАННЫХ ПОРОД
ЮЖНО-ТАТАРСКОГО СВОДА . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .119
Кудельский А.В. ФЛЮИДОГАЗОДИНАМИКА НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ
ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНОВ В СВЯЗИ С ПОИСКАМИ НЕТРАДИЦИОННЫХ
ИСТОЧНИКОВ УГЛЕВОДОРОДОВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122
Кузин А.М. ФЛЮИДЫ В ОБРАЗОВАНИИ И ВИХРЕВЫХ СТРУКТУР . . . . . . . . . . . .127
Кучеров В.Г. ИМПАКТНЫЙ КРАТЕР СИЛЬЯН РИНГ: ПЕРСПЕКТИВЫ
ПРОМЫШЛЕННОЙ ДОБЫЧИ ПРИРОДНОГО ГАЗА . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .130
Левашов С.П., Якимчук Н.А., Корчагин И.Н. НЕТРАДИЦИОННЫЕ РЕСУРСЫ
УГЛЕВОДОРОДОВ: ПРИМЕНЕНИЕ МОБИЛЬНЫХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ
МЕТОДОВ ДЛЯ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ ИХ ПРОМЫШЛЕННЫХ
СКОПЛЕНИЙ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .133
Левшунова С.П. НИЖНЕКАМЕННОУГОЛЬНЫЕ ГЛИНИСТО-КАРБОНАТНЫЕ
ОТЛОЖЕНИЯ ЮГО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ РУССКОЙ ПЛАТФОРМЫ
КАК ВОЗМОЖНЫЙ ИСТОЧНИК СЛАНЦЕВОГО ГАЗА . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 137
Лейфман И.Е. ПРИНЦИП НАСЛЕДОВАНИЯ В ГЕНЕЗИСЕ НЕФТИ . . . . . . . . . . . . . 140
Лотарев В.А. АСПЕКТЫ ПРИОБЩЕНИЯ НЕКОНВЕНЦИОНАЛЬНЫХ
РЕСУРСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 143
Лукин А.Е. ПАЛЕОБАССЕЙНЫ ЭВКСИНСКОГО ТИПА – МЕГАЛОВУШКИ
СЛАНЦЕВОГО ГАЗА . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 148
Макаревич В.Н., Челышев С.С., Суханов С.С., Макарова И.Р. ЮЖНАЯ ЧАСТЬ
СЕВЕРО-ЗАПАДА РОССИИ - ПЕРСПЕКТИВНЫЙ РАЙОН ДЛЯ ВЫДЕЛЕНИЯ
СЛОЖНЫХ ОБЪЕКТОВ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 152
Маленкина С.Ю. ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ
ОКСФОРДСКИХ И НИЖНЕВОЛЖСКИХ ВЕРХНЕЮРСКИХ ЧЕРНЫХ
СЛАНЦЕВ МОСКВЫ И ОКРЕСТНОСТЕЙ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 155
Малышев А.И. ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЙ И МОЛЕКУЛЯРНО-ХИМИЧЕСКИЙ
ПОДХОДЫ В ГЕОХИМИИ ЭНДОГЕННОГО УГЛЕВОДОРОДНОГО СИНТЕЗА . . 159
Мастепанов А.М. НЕТРАДИЦИОННЫЕ РЕСУРСЫ УГЛЕВОДОРОДОВ
В МИРОВОМ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОМ БАЛАНСЕ: НЕКОТОРЫЕ ОЦЕНКИ
И ПРОГНОЗЫ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 162
С.А. Мачулина ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НАХОЖДЕНИЯ
НЕКОНВЕНЦИОНАЛЬНЫХ СКОПЛЕНИЙ УВ В ЮГО-ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ
ДОНБАССА . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .166
Морозов В.П., Плотникова И.Н., Кольчугин А.Н., Ескин А.А., Королев Э.А.,
Носова Ф.Ф., Пронин Н.В. ЛИТОЛОГО-ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ДОМАНИКОИДНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН . . . . . . . . 169
Мухина Е.Д., Колесников А.Ю., Кучеров В.Г. МОДЕЛИРОВАНИЕ ГЛУБИННОГО
АБИОГЕННОГО СИНТЕЗА УГЛЕВОДОРОДОВ: ВЛИЯНИЕ ПРИРОДЫ ДОНОРА
УГЛЕРОДА И ВРЕМЕНИ ВЫДЕРЖКИ РЕАКЦИОННОЙ МАССЫ . . . . . . . . . . . . . . .173
310
Наумко И.М., Куровец И.М., Куровец С.С. O ВОЗМОЖНОМ МЕХАНИЗМЕ
ГАЗОГЕНЕРАЦИИ В ПЕРСПЕКТИВНЫХ НА “СЛАНЦЕВЫЙ” ГАЗ ОТЛОЖЕНИЯХ (НА ПРИМЕРЕ ВОЛЫНО-ПОДОЛИИ, ЗАПАД УКРАИНЫ) . . . . . . . . . . . .176
Наумко И.М., Писоцкий Б.И., Занкович Г.О. МИГРАЦИОННЫЕ ПРОЦЕССЫ
В ГЕОЛОГИЧЕСКИХ РАЗРЕЗАХ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПРОВИНЦИЙ И ИХ
ОТРАЖЕНИЕ В ПОРОДНЫХ КОМПЛЕКСАХ КРОСНЕНСКОЙ ЗОНЫ
УКРАИНСКИХ КАРПАТ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 180
Номоконова Г.Г., Колмаков А.Ю., Расторгуева А.О., Парубенко И.В. БАЖЕНОВСКАЯ СВИТА – ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ АНОМАЛИЯ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 183
Нукенов Д., Нусупбекова Д.А. МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
НА ПРИМЕРЕ НЕТРАДИЦИОННЫХ РЕСУРСОВ КАЗАХСТАНА . . . . . . . . . . . . . . . 187
Нургалиев Д.К., Чернова И.Ю., Нургалиева Н.Г., Нугманов И.И. ГЕОДИНАМИЧЕСКИЙ ФАКТОР ИЗМЕНЧИВОСТИ СВОЙСТВ НЕФТИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЮГО-ВОСТОКА РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 191
Нуржанова С.Б. ОСОБЕННОСТИ РАСПРОСТРАНЕНИЯ МЕТАЛЛОВ В НЕФТЯХ . . 194
Обжиров А.И. ГАЗОГИДРАТЫ –ТРАДИЦИОННЫЕ И НЕТРАДИЦИОННЫЕ
РЕСУРСЫ УГЛЕВОДОРОДОВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 198
Парфенова Т.М., Бахтуров С.Ф., Меленевский В.Н. ЧЕРНЫЕ СЛАНЦЫ
КУОНАМСКОГО КОМПЛЕКСА КЕМБРИЯ – ВОЗМОЖНЫЙ ИСТОЧНИК
УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ НА ВОСТОКЕ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ . . . . . . 201
Петренко В.И., Петренко И.Н. ОЦЕНКА МАССЫ ХИМИЧЕСКИХ ЭЛЕМЕНТОВ
В ПЛАСТОВОМ ГАЗЕ ГИГАНСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 207
Петров С.М., Каюкова Г.П., Романов Г.В., Туманян Б.П., Петрухина Н.Н.,
Борисов Д.Н., Абдрафикова И.М. ПРЕВРАЩЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ
ПОД ДЕЙСТВИЕМ КАТАЛИЗАТОРОВ В ПОРИСТОЙ КАРБОНАТНОЙ СРЕДЕ . . 209
Пиковский Ю.И., Гласко М.П., Кучеров В.Г. МОРФОСТРУКТУРНЫЕ,
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ И ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ РЕНТАБЕЛЬНОГО
ОСВОЕНИЯ НЕТРАДИЦИОННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ РЕСУРСОВ . . . . . . . . . . . 213
Плотникова И.Н., Сейфуль-Мулюков Р.Б. НЕТРАДИЦИОННЫЕ МЕТОДЫ
ПОИСКОВ НЕФТИ И ГАЗА В НЕТРАДИЦИОННЫХ КОЛЛЕКТОРАХ . . . . . . . . . . .217
Портнягин А.С. РАЗРАБОТКА УСТАНОВКИ, СПОСОБА НАКОПЛЕНИЯ
ГИДРАТОВ ПРИРОДНОГО ГАЗА ДЛЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ ПРОЦЕССА
ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ В СВОБОДНОМ И ПОРОВОМ ПРОСТРАНСТВЕ
ПРИДОННЫХ ОСАДКОВ МОРЯ ЛАПТЕВЫХ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .218
Прищепа О.М., Аверьянова О.Ю. ПОНЯТИЙНАЯ БАЗА И ПЕРВООЧЕРЕДНЫЕ
ОБЪЕКТЫ НЕТРАДИЦИОННОГО УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ . . . . . . . . . . . . . . 222
Прищепа О.М., Жарков А.М. МЕТОДИКА ВЫДЕЛЕНИЯ ГАЗОНАСЫЩЕННЫХ
ПОЛЕЙ В СЛАНЦЕВОЙ ФОРМАЦИИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .225
Пунанова С.А., Нукенов Д.Н., Мухаметшин Р.З. НЕТРАДИЦИОННЫЕ
ИСТОЧНИКИ УВ СЫРЬЯ В ТАТАРСТАНЕ И КАЗАХСТАНЕ . . . . . . . . . . . . . . . . . . 229
Родкин М.В., Рукавишникова Т.А. ОБЩНОСТЬ ЗАКОНОВ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ
ВЕЛИЧИН ЗАПАСОВ УВ И РУДНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ЭНЕРГИИ ЗЕМЛЕТРЯСЕНИЙ - ТЕОРИЧЕСКИЕ СООТНОШЕНИЯ И НЕКОТОРЫЕ ВЫВОДЫ . . . 232
Семенов М.Е. ИЗУЧЕНИЕ ПРОЦЕССА ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ
В СТАТИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .235
Серовайский А.Ю., Колесников А.Ю., Абдулов Н.М., Кучеров В.Г. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ, БЛИЗКИХ
311
К УСЛОВИЯМ ВЕРХНИХ СЛОЕВ МАНТИИ ЗЕМЛИ, НА СОСТАВ
И СВОЙСТВА НЕФТИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 238
Симонян Г.С. ГЕНЕЗИС НЕФТИ В СВЕТЕ СИНЕРГИЧЕСКОЙ ТЕОРИИ
ИНФОРМАЦИИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 240
Сиротенко Л.В. ФАКТОРЫ ФОРМИРОВАНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ ПЛОТНЫХ
ПОРОД НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 243
Ситдикова Л.М., Изотов В.Г., Сидорова Е.Ю., Изотов П.В. ОСНОВНЫЕ ТИПЫ
НЕТРАДИЦИОННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ ПРОВИНЦИИ . . . . 247
Смирнова М.Н. К ВОПРОСУ О НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
СЕВЕРА ЗАПАДНО-ЧЕРНОМОРСКОЙ ВПАДИНЫ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 251
Смирнова М.Н. К ВОПРОСУ О ШАХТНОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА . . . . . . . . . . . 253
Соловьев Б.А., Левшунова С.П. ВОЗМОЖНОСТЬ ОТНЕСЕНИЯ К НЕТРАДИЦИОННЫМ РЕЗЕРВУАРАМ СЛАНЦЕВОГО ГАЗА ГЛИНИСТО-КАРБОНАТНЫХ
НИЖНЕ-СРЕДНЕТРИАСОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ВОСТОЧНО-МАНЫЧСКОГО
ПРОГИБА . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 254
Суетнова Е.И. ТРАНСПОРТ ГАЗА В ЗОНУ СТАБИЛЬНОСТИ ГАЗОВЫХ
ГИДРАТОВ В РЕГИОНАХ ПАССИВНЫХ И АКТИВНЫХ КОНТИНЕНТАЛЬНЫХ ОКРАИН . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 257
Сюндюков И.Ш., Сивцев А.И. ОБОСНОВАНИЕ ПОТЕНЦИАЛЬНЫХ СКОПЛЕНИЙ ГАЗА ПОД МЕРЗЛОТНО-ГИДРАТНЫМ ФЛЮИДОУПОРОМ . . . . . . . . . . . 259
Тарасенко Г.В., Демичева Е.А., Ахметова Т.Д., Исатаев Б.К., Нуранов А.Б.,
Амирханова А.О. ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ФЛЮИДОРУДООБРАЗОВАНИЕ НА
ОСНОВЕ ТЕОРИИ ТЕКТОНИКИ ПЛИТ СКОЛЬЖЕНИЯ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 262
Татаринов А.В., Яловик Л.И., Салихов В.С., Платов В.С. НЕТРАДИЦИОННЫЕ
ТИПЫ УВ-СЫРЬЯ В ЗАБАЙКАЛЬЕ: ГЕНЕТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ И ОЦЕНКА
ПОТЕНЦИАЛА . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 265
Тимурзиев А.И. МЕТОДЫ И ТЕХНОЛОГИИ ОСВОЕНИЯ НЕКОНВЕНЦИОНАЛЬНЫХ РЕСУРСОВ И РАЗРАБОТКИ НЕТРАДИЦИОННЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 268
Трофимов В.А. НОВЫЕ ПОДХОДЫ К ПРОГНОЗИРОВАНИЮ И ЛОКАЛИЗАЦИИ ПЕРСПЕКТИВНЫХ НА УГЛЕВОДОРОДЫ ОБЪЕКТОВ В ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ ГОРИЗОНТАХ ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ И ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ
НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПРОВИНЦИЙ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 272
Труфанов В.Н., Гамов М.И., Рыбин И.В., Труфанов А.В. РОЛЬ ПРОЦЕССОВ
УГЛЕВОДОРОДНОЙ ФЛЮИДИЗАЦИИ В ФОРМИРОВАНИИ МЕТАНОУГОЛЬНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .273
Цветкова Н.Л. ПРЕДПОСЫЛКИ СЛАНЦЕВОЙ РЕВОЛЮЦИИ В ВЕЛИКОБРИТАНИИ, ВОЗМОЖНЫЙ АНАЛОГ В РОССИИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 276
Филиппов М.М. АНТРАКСОЛИТЫ: РАСПРОСТРАНЕННОСТЬ, ФОРМА
ПРОЯВЛЕНИЙ, СОСТАВ, ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 280
Чудецкий М.Ю. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ МИКРОБИАЛЬНЫХ БИОМАРКЕРОВ
ДЛЯ РЕКОНСТРУКЦИИ ОБРАЗОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ . . . . . . . . . 283
Шестопалов А.В. СТРАТАГЕМА ИЛИ ПОЧЕМУ НЕ У ВСЕХ ПОЛУЧАЕТСЯ
ДОБЫВАТЬ МЕТАН И НЕФТЬ ИЗ НЕТРАДИЦИОННЫХ ИСТОЧНИКОВ . . . . . . . . 285
Шиловский А.П., Шиловская Т.И. НЕТРАДИЦИОННЫЕ РЕСУРСЫ
УГЛЕВОДОРОДОВ МОСКОВСКОГО ОСАДОЧНОГО БАССЕЙНА . . . . . . . . . . . . . .289
Шустер В.Л., Пунанова С.А. ПРОБЛЕМЫ ОСВОЕНИЯ ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ ОБЪЕКТОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 293
312
Юрова М.П., Томилова Н.Н. ОЦЕНКА ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ В
НЕТРАДИЦИОННЫХ (ВУЛКАНОГЕННЫХ) КОЛЛЕКТОРАХ НА ПРИМЕРЕ
СОБОЛОХ-НЕДЖЕЛИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЯКУТИИ . . . . . . . . . . . . . . . . . 296
Якубов М.Р., Борисов Д.Н., Романов Г.В., Якубсон К.И. РЕЗУЛЬТАТЫ И
ПЕРСПЕКТИВЫ НОВЫХ МЕТОДОВ ДОБЫЧИ ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ . . . . . . . .299
Якушев В.С. РАЗРАБОТКА НЕТРАДИЦИОННЫХ РЕСУРСОВ ГАЗА
В РОССИИ: КОГДА, ГДЕ, ЧТО, ЗАЧЕМ? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .302
Sozansky V.I. TНЕ INEXHAUSTIBILITY OF OIL AND CAS RESOURCES
IN THE BLACK SEA REGION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 305
Федорова Н.П. SHALE GAS – MOVING FORWARD. СЛАНЦЕВЫЙ ГАЗ.
СОСТОЯНИЕ. ПРОБЛЕМЫ. ПЕРСПЕКТИВЫ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 306
313
Научное издание
Труды Всероссийской конференции
с международным участием
НЕТРАДИЦИОННЫЕ
РЕСУРСЫ УГЛЕВОДОРОДОВ:
распространение,
генезис, прогнозы,
перспективы освоения
Подписано к печати 31.10.2013.
Формат 70х100 1/16. Бумага офсетная № 1, 80 г/м2
Гарнитура Таймс. Печать офсетная. Уч.-изд. л. 26,0.
Тираж 200 экз.
ООО “Издательство ГЕОС”
129315, Москва, 1-й Амбулаторный пр-д, 7/3-114.
Тел./факс: (495) 959-35-16, (499) 152-19-14, 8-926-222-30-91.
E-mail: geos-books@yandex.ru, geos@ginras.ru
www.geos-books.ru
314