В прикрепленном файле
реклама
На правах рукописи Аверьянова Оксана Юрьевна НЕФТЕГАЗОВЫЕ СИСТЕМЫ СЛАНЦЕВЫХ МАТЕРИНСКИХ ФОРМАЦИЙ Специальность 25.00.12 – геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата геолого-минералогических наук г. Санкт-Петербург 2015 г. 1 Общая характеристика работы Актуальность исследования. Исследование направлено на решение научнопрактических задач геологии нефти и газа, и недропользования по поиску, изучению, оценке и разработке углеводородов (УВ) в нефтегазовых системах сланцевых материнских формаций России. В последние годы целенаправленно проводятся исследования скоплений УВ, нетрадиционных по геологическим характеристикам и требующих применения специальных технологий извлечения. В России, по мнению ведущих российских и западных ученых, обладающей огромными в мировом масштабе запасами УВ в нетрадиционных залежах, безусловно, необходимо разработать теоретикометодическую основу изучения, оценки и извлечения УВ из этих нетрадиционных резервуаров. Это важно для дальнейшего воспроизводства запасов УВ, что имеет стратегическое значение для экономики и безопасности страны в перспективе. К изучению нетрадиционных ресурсов в России обращались на протяжении последних десятков лет ведущие ученые страны, в том числе: О.К. Баженова, Т.К. Баженова, Н.Б. Вассоевич, В.В. Вебер, В.И. Высоцкий, Ф.Г. Гурари, В.М. Добрынин, Т.В. Дорофеева, Ю.Н. Карогодин, А.Э. Конторович, Л.П. Климушина, Л.А. Коцеруба, А.В. Кудельский, Н.В. Лопатин, А.Г. Малых, В.Г. Мартынов, В.С. Мелик-Пашаев, С.Г. Неручев, И.И. Нестеров, Р.Г. Новиков, О.М. Прищепа, Г.Э. Прозорович, Ф.К. Салманов, А.П. Соколовский, Г.М. Таруц, А.А. Трофимук, П.Н. Ушатинский, Э.М. Халимов, В.П. Якуцени и многие другие специалисты. Вопросы нефтегазовых или углеводородных систем были освещены в публикациях О.К. Баженовой, Т.К. Баженовой, Ю.Н. Григоренко, Н.В. Лопатина, О.М. Прищепы, В.С. Соболева и других отечественных исследователей. За рубежом степень изученности и разработанности этих проблем выше с точки зрения практического использования результатов. Эти проблемы настолько актуальны, что их обсуждению посвящены издания десятков тематических научных журналов, проводится огромное количество специализированных конференций и выставок. В России оценки УВ потенциала нетрадиционных сланцевых резервуаров, безусловно, неоднозначны, так как они объективно недостаточно изучены и чаще всего базируются на общих представлениях об объемах вмещающих толщ и концентрациях (плотностях) УВ. Нефтематеринские формации никогда (за исключением баженовской свиты Западной Сибири) не выступали в качестве целевого объекта поисковых работ, поэтому системный подход к ним как к нефтегазоперспективным объектам недостаточно проработан. В настоящий момент также важны утверждение терминологической базы, закрепление нормативных документов и регламентов, разработка методики оценки и системы учета. 2 Целью работы является изучение геологических особенностей формирования и сравнение строения нефтегазовых систем сланцевых материнских формаций для оценки в них УВ ресурсов. Поставленные задачи: 1. Провести типизацию нефтегазовых систем. Обозначить критерии выделения нефтегазовых систем. Проанализировать влияние геологических и геохимических факторов на их формирование и распространение. 2. Охарактеризовать нефтегазовые системы в нефтегазоносных бассейнах (НГБ) евразийского сегмента альпийского пояса: условия образования нефтематеринских толщ, реализацию их УВ потенциала, наличие коллекторских пород, перекрытых покрышками, миграционных путей для перемещения и сохранения УВ в образовавшихся ловушках. 3. Проанализировать геологические особенности строения нефтегазовых систем на примере североамериканских сланцевых формаций, геохимические критерии перспектив нефтегазоносности, вариативные подходы экономических оценок и историю изменения технологий извлечения УВ. 4. Рассмотреть нефтегазовые системы сланцевых нефтегазоматеринских формаций России, уделив особое внимание нефтематеринским доманиковым толщам Тимано-Печорского бассейна. 5. Сравнить стадийность изучения, оценки и разработки месторождений, связанных с разными типами нефтегазовых систем. Сопоставить различные отечественные и зарубежные подходы к оценке ресурсов УВ в нефтегазовых системах, связанных с материнскими формациями. Обозначить основные технологические и технические методы разработки нефтегазовых месторождений в сланцевых формациях, основываясь на мировом опыте. Объектом исследований выступает нефтегазовая система НГБ. Предметом исследований являются нефтегазоматеринские сланцевые формации. Теоретически и методологически исследование базируется на органической осадочно-миграционной теории происхождения нефти и газа, положениях о главных фазах нефте- и газообразования, парагенетической стадийной связи нефти, газа и конденсата, учении о формационных особенностях НГБ, концепции нефтегазовых систем. Информационно исследования опираются на результаты региональных геологических и аналитических геохимических исследований ВНИГРИ и других организаций; публикации отечественных и зарубежных ученых; официальные статистические данные геологической службы и энергетического агентства США; 3 отраслевые нормативные акты и методические рекомендации. Использованы терминологические и системно-методические разработки автора. Защищаемые положения: 1. Многообразие типов нефтегазовых систем вызвано различиями в строении и взаимоотношением нефтегазоматеринских и прилегающих к ним транзитных толщ, качеством флюидоупоров, характеристиками зон аккумуляции, временем их формирования и сопоставлением с периодами генерации УВ. Характерной чертой нефтегазовых систем сланцевых материнских формаций является их ограниченность нефтегазоматеринскими толщами из-за сокращения ряда главных процессов (генерации, миграции, рассеивания, консервации, вытеснения, аккумуляции), выраженная в слиянии нефтегазогенерационной толщи, коллектора и покрышки, либо первых двух, что приводит к сохранению УВ непосредственно в нефтематеринском коллекторе-контейнере. 2. В сланцевых формациях, несмотря на их распространение практически во всех нефтегазоносных бассейнах России, изучены и оценены генерационно-миграционные УВ, но не оценены возможности сохранения ресурсов УВ в материнских толщах. Для их оценки необходима разработка научно-методических подходов, базирующаяся на определении генерированных и доле сохранившихся в толще генерации УВ. 3. Исследования нефтегазоматеринских толщ требуют определенной последовательности в изучении, оценке и применении технологий разработки скоплений УВ в них, основанной на геологических особенностях нефтегазовых систем сланцевых материнских формаций. Предложена рациональная стадийность этапов геологоразведочных работ на основе опыта изучения и промышленного освоения сланцевых формаций мира. Новизна исследований заключается: - в сравнительном анализе нефтегазоматеринских толщ сланцевых формаций зарубежных стран и России как возможного источника традиционных и нетрадиционных скоплений УВ; - в выявлении важнейших особенностей строения нефтегазовых систем сланцевых материнских формаций, определяющих их УВ потенциал и возможность применения известных технологий их освоения и увеличения добычи УВ; - в изменении целевых объектов поисково-разведочных работ при изучении и освоении сланцевых нефтегазоматеринских формаций; в выявлении закономерностей и критериев, обуславливающих технологическую и экономическую целесообразность вовлечения в промышленный оборот скоплений УВ в сланцевых нефтегазоматеринских формациях. 4 Практическая и теоретическая значимость работы состоит в том, что результаты исследований дают представление о строении нефтегазовых систем нескольких НГБ Евразии, обобщают данные изучения и разработки УВ в сланцевых формациях Северной Америки, показывают особенности нефтегазовых систем сланцевых материнских формаций. Обоснована возможность оценки и разработки скоплений нефти и газа in situ (автохтонных) в нефтематеринских свитах и транзитных толщах (параавтохтонных), что позволяет прогнозировать и устанавливать возможное распространение таких нефтегазовых систем в недостаточно изученных нефтематеринских формациях НГБ России. Приведены зарубежные, основанные на системно-методическом подходе, оценки нефтегазовых систем, отечественные подсчеты среднестатистических прогнозируемых неразведанных объемов нефти и газа в нефтегазовых системах сланцевых материнских толщ некоторых НГБ России. В сравнении с ними представлены ресурсы нефти и газа, подсчитанные в очагах генерации методом балансового моделирования. Достоверность защищаемых положений, выводов и рекомендаций. Полученные результаты исследований базируются на анализе более 300 публикаций отечественных и зарубежных ученых, сотен геологических и геохимических аналитических исследований, проведенных во ФГУП «ВНИГРИ», в том числе расчетного моделирования генерации и миграции УВ, определения фазового состава УВ в Тимано-Печорской провинции. Личный вклад соискателя состоит в самостоятельной комплексной разработке и типизации нефтегазовых систем, связанных с традиционными и нетрадиционными скоплениями УВ; в систематизации историко-геологических данных по трём НГБ Северной Америки, двух - Европы и трех – России для рассмотрения нефтегазовых систем; в построении девяти моделей нефтегазовых систем с использованием показателей отражающей способности витринита, содержания органического углерода, типа керогена в нефтематеринских свитах, которые определяют критерии их нефтегазоносности, фазового состава и УВ потенциала; в разработке фильтрационно-емкостных моделей коллекторов-контейнеров для различных типов нефтегазовых систем; в предложении подхода к выделению возможной нефтеносности доманиковых толщ в Тимано-Печорской провинции; в сравнении зарубежных и российских оценок ресурсной базы УВ сланцевых материнских формаций России. Результаты исследований прошли апробацию в докладах и обсуждениях на конференциях и семинарах: «Проблемы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии» (2013, Казань); «Методические 5 проблемы геологоразведочных и научно-исследовательских работ в нефтегазовой отрасли» (2013, Роснедра, Москва); URTeC (2014, Денвер, США), «Трудноизвлекаемые и нетрадиционные запасы углеводородов: опыт и прогнозы» (2014, Казань); 14-го Петербургского международного энергетического форума (2014, Санкт Петербург); совместного EAGE/SPE «Проблемы освоения ресурсов и запасов сланцевой нефти» (2015, Москва), «Трудноизвлекаемые запасы и нетрадиционные источники углеводородного сырья. Проблемы, перспективы, прогнозы» (2015, Санкт Петербург). Результаты исследований использованы в отчетах ФГУП «ВНИГРИ». Публикации. Основные защищаемые положения и итоги проведенных исследований представлены в 18 публикациях, в том числе в 9 статьях в журналах, входящих в Перечень, рекомендованный ВАК, и в 5 главах монографии. Объем и структура работы. Работа состоит из введения, 5 глав, заключения. Текст с 84 рисунками, 1 приложением и 17 таблицами изложен на 225 стр. Список использованных источников содержит 136 наименований. Благодарности. Автор выражает глубокую признательность своему научному руководителю О.М. Прищепе, а также сотрудникам ФГУП «ВНИГРИ», принявшим участие в консультировании и обсуждении работы. Особую благодарность - за поддержку своему соавтору по публикациям Д. Морариу. Основное содержание работы ГЛАВА 1. АНАЛИЗ НЕФТЕГАЗОВЫХ СИСТЕМ К широко применяемой последние десятилетия геологическими зарубежными службами оценочной единице перспектив нефтегазоносности региона – нефтегазовой системе (petroleum system), отечественные исследователи относятся более сдержано. В отечественной нефтегазовой геологии развивается эта же концепция нефтегазовых или углеводородных систем (УВС). Т.К. Баженова с соавторами придерживаются введенного в 1980-х гг. термина УВ-систем Г.Ф. Требиным, а позднее и В.А. Чахмахчевым, и понимают под УВ-системами жидкие и газообразные УВ, рожденные органическим веществом (ОВ) осадочных формаций в генетически обусловленных количественных соотношениях, взаимодействующие между собой при различных P и To на путях дальнейшего онтогенеза УВ от генерации микронефти, ее эмиграции до аккумуляции нефти Баженова, 2003]. аккумуляционные геологоразведочных и газа в залежах и зонах нефтегазонакопления [Баженова О., Кроме того, УВС или углеводородные генерационносистемы используются для обоснования направлений работ (ГРР) [Лопатин и др., 1998; Лопатин, Зубараев, 2000; Лопатин, 2006]; УВС - при прогнозе крупных месторождений и раздельном прогнозировании нефти и газа [Соболев, 2002; Соболев, Григоренко, 2014]. 6 Терминологически нефтегазовая система описывает взаимосвязь элементов и процессов, которые складываются в функционирующую общность, создающую УВ накопление. Концептуально нефтегазовая система – это генерационноаккумуляционный элемент в составе НГБ, представленный нефтегазоматеринской свитой, коллекторскими и изолирующими интервалами, а также разноранговыми скоплениями УВ. В концепции нефтегазовых систем изучение геологической эволюции развития НГБ заключается в последовательной реконструкции литофациальных обстановок накопления ОВ; катагенетического изменения осадочной толщи и ОВ при погружении бассейна (таблица 1); качественного влияния теплового потока и тектоники; этапов генерации и эмиграции нефти с расчетом количества генерированных УВ; критического момента существования всей нефтегазовой системы; миграционного максимума УВ из нефтематеринской толщи в зону аккумуляции с образованием месторождения; времени перехода в стадию Мезокатагенез МК Апокатагенез АК ПК1 ПК2 ПК3 до 0,3 0,3÷0,4 0,4÷0,5 МК1 МК2 МК3 0,5÷0,65 0,65÷0,85 0,85÷1,15 МК4-5 АК1 АК2 АК3 АК4 1,15÷1,55 1,55÷2,0 2,0÷2,5 2,5÷3,5 3,5÷11,0 до 7580 до 200220 до 300 НГБ нет Диагенетический газ Ранняя нефть (диатомиты) Нефть и растворенный газ Термальный газ (сапропелевое ОВ) Термальный газ (гумусовое ОВ) до 4,0Ro% Формирование НГБ Градация окисл. --------вост. Протокатагенез ПК Катагенез Температура, °С Таблица 1 Шкала катагенеза Неручева-Вассоевича-Лопатина с фазовыми типами генерированных УВ в процессе формирования нефтегазоносного бассейна (составила О.Ю. Аверьянова) Показатель отражательной Подстадия способности Генерация УВ витринита, Ro% Диагенез Стадия газообразования. Понятие нефтегазовых систем сегодня стало важнейшей частью работ преимущественно западных нефтяных компаний. Модель нефтегазовой системы 7 фокусируется на получении и передаче важной нефтегазогеологической информации, объединяет все соответствующие элементы (нефтематеринская свита, коллектор, ловушка, покрышка, вышележащие породы) и процессы (созревание ОВ, формирование ловушек, генерация-миграция-аккумуляция УВ), определяющие возможность образования УВ залежей. Под критическим моментом понимается такой временной интервал, для которого может быть определена более точно генерация наибольшего количества УВ. Ключевыми факторами, детализирующими характеристику нефтегазовых систем, являются тип ОВ и время его созревания, тип и объем генерированных УВ, историко-геологический и структурный контроль существования нефтегазовой системы. На Рисунках 2–4 представлены модели нефтегазовых систем, позволяющие сравнить нефтегазовые системы в традиционных и нетрадиционных залежах УВ, а также получить представление об основных процессах для каждой из них. Рисунок 2. Нефтегазовая система с нефтегазоматеринской толщей, расположенной ниже транзитной толщи (Аверьянова О.Ю. [Нефть и газ…, 2014]) 1 ― нефтегазоносная материнская толща; 2 ― транзитная толща; 3 ― покрышка; 4 ― низкопроницаемый коллектор; 5–12 ― основные процессы: 5 ― миграция нефти; 6 ― миграция газа; 7 ― вытеснение нефти, 8 ― вытеснение газа; 9 ― рассеивание нефти; 10 ― рассеивание газа; 11 ― сохранение нефти; 12 ― сохранение газа При отсутствии элементов или незавершенности процессов нефтегазовая система трансформируется из классической в разряд несостоявшейся, «незаработавшей», либо в разряд нефтегазовой системы нетрадиционных УВ 8 скоплений. Последняя нефтегазовая система интересна для изучения и практична в современных технологических условиях. Рисунок 3. Нефтегазовая система с сохранением углеводородов в пределах нефтегазоматеринской толщи (Аверьянова О.Ю. [Нефть и газ…, 2014]) Условные обозначения см. на рис. 2. Рисунок 4. Нефтегазовая система с перераспределением углеводородов в смежный низкопоровый коллектор (Аверьянова О.Ю. [Нефть и газ…, 2014]) Условные обозначения см. на рис. 2. Важной отличительной особенностью традиционных залежей от скоплений в УВ сланцевых толщах является то, что последние образуют так называемые «залежи непрерывного типа» [Морариу, Аверьянова, 2013]. Образно говоря, УВ находятся 9 «везде и нигде» в рассеянном состоянии в породах с низкой проницаемостью матрицы (нанопроницаемостью); они не контролируются стратиграфическими, литологическими и прочими факторами. структурными, Литологически под сланцевыми нефтегазоносными толщами понимаются тонко переслаивающиеся массивные и слоистые тонкозернистые, в основном пелитовые породы: глинистые, карбонатно-глинистые, кремнисто-глинистые, вмещающие разные формы и концентрации ОВ, претерпевшие разные стадии термической зрелости. Отличаясь текстурными характеристиками от других пелитоморфных пород, эти породы всегда имеют способность расщепляться на пластинки, часто микрослоистые, микросланцеватые, чешуйчатые, листоватые или тонкоплитчатые. Нефть и особенно газ в таких породах находятся преимущественно в диффузно рассеянном, растворенном, адсорбированном состояниях, в микротрещинах, образуя непрерывные нетрадиционные скопления. микропорах и Характеристика многообразия нефтегазовых систем, связанных с одной нефтегазоматеринской толщей, предлагается на Рисунке 5. НГТМ – нефтегазоматеринская толща Рисунок 5. Обобщающая миграционно-аккумуляционная схема образования нефтегазовых систем, связанных с залежами традиционного и нетрадиционного типов (составлена О.Ю. Аверьяновой) Резюмируя все вышесказанное, можно определить целевую направленность выделения нефтегазовых систем в различных осадочных бассейнах как объектов для оценки ресурсов УВ. Безусловно, подсчет ресурсов УВ в нефтегазовых системах, основанный на системно-методическом подходе, интересен не только с научной точки зрения, но и полезен с практической – необходимо оценить остаточные 10 (сохраненные) ресурсы в нефтегазовых системах, связанных с нефтегазоматеринскими толщами. Выполнение анализа распространенных в едином временном интервале нефтегазовых систем Европы, а также нефтегазовых систем некоторых НГБ России, и разработка подходов к их оценке позволит получить более обоснованные представления о перспективах нефтегазоносности. ГЛАВА 2. ХАРАКТЕРНЫЕ ОСОБЕННОСТИ НЕФТЕГАЗОВЫХ СИСТЕМ НЕКОТОРЫХ БАССЕЙНОВ ЕВРАЗИИ Рассмотренные четыре олигоценовые нефтегазовые системы с активно генерирующими нефтегазоматеринскими толщами, принадлежащие разным тектоностратиграфическим единицам евразийского сегмента Альпийско-Гималайского пояса (одна - в Альпийском молассовом бассейне Франции, Германии, Швейцарии и Австрии, другая - в покровных образованиях Молдавид, румынских Карпат и примыкающего к ним Передового прогиба, две – в Предкавказском прогибе России), имеют различный состав нефтематеринских толщ, но близкий геологический возраст. На территории России рассмотрены две нефтегазовые системы: олигоценнижнемиоценовая палеоген-неогеновая нефтегазоносная система Индоло-Кубанской нефтегазоносной области (Рисунок 6) и олигоцен-нижнемиоценовая верхнемеловаясреднемиоценовая нефтегазовая система Терско-Каспийской нефтегазоносной области (Рисунок 7). юра доггер 174,1 мел мальм 163,5 нижний 145,0 132,9 палеоген верхний 100,5 83,6 палеоцен 66,0 эоцен 56,0 неоген миоцен олигоцен 33,9 23,03 15,97 четвертичный плиоцен 5,33 шкала времени * млн.лет плейстоцен гол 2,58 0,01 элементы и процессы нефтегазоматеринские породы коллекторские породы породы-покрышки вышележащие породы формирование ловушек генерация-миграция-аккумуляция критический момент Рисунок 6. Характеристика олигоцен-нижнемиоценовой палеоген-неогеновой нефтегазовой системы Индоло-Кубанской нефтегазоносной области (составила О.Ю. Аверьянова) Очевидно, что в историко-геологической эволюции осадочного мегабассейна существовал период накопления и консервации такого количества ОВ, которого хватило для создания нефтегазопроизводящих толщ с высоким генерационным потенциалом регионального значения, распространенных на территориях в тысячи километров (!). Об УВ потенциале майкопской формации Предкавказского прогиба можно судить по расчетным показателям Т.К. Баженовой. При условной площади 200 тыс. км2 масштабы генерации нефти в майкопской свите составили 304 млрд. т; масштабы эмиграции – 208 млрд. т; сумма «остаточной нефти» – 96 млрд. т; в 11 хадумском горизонте масштабы генерации – 252 млрд. т, масштабы эмиграции – 55 млрд. т; «остаточная нефть» 197 млрд. т (по Т.К. Баженовой, 2015). юра доггер 174,1 мел мальм 163,5 нижний 145,0 132,9 палеоген верхний 100,5 83,6 палеоцен 66,0 эоцен 56,0 неоген миоцен олигоцен 33,9 23,03 15,97 четвертичный плиоцен 5,33 шкала времени * млн.лет плейстоцен гол 2,58 0,01 элементы и процессы нефтегазоматеринские породы коллекторские породы породы-покрышки вышележащие породы формирование ловушек генерация-миграция-аккумуляция критический момент Рисунок 7. Характеристика олигоцен-нижнемиоценовой верхнемеловойсреднемиоценовой нефтегазовой системы Терско-Каспийской нефтегазоносной области (составила О.Ю. Аверьянова) В складчатых областях молодого альпийского орогенеза нефтематеринские толщи подвергались более интенсивному и «быстрому» катагенезу по сравнению с длительными и более спокойными платформенными условиями, а формирование традиционных месторождений происходило с полной мобилизацией генерированных УВ нефтематеринскими толщами. ГЛАВА 3. СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ НЕФТЕГАЗОВЫХ СИСТЕМ СЛАНЦЕВЫХ ФОРМАЦИЙ США Сланцевые формации имеют широкое распространение в осадочных бассейнах мира, одну треть из них занимают нефтегазоматеринские толщи. В США накоплен самый богатый опыт освоения материнских толщ: к 2013 г. было выявлено 70 газовых залежей и перспективных сланцевых толщ с ресурсами 32,5 трлн. м3, 35 нефтяных - с ресурсами 6,5 млрд. т (которые 21 мая 2014 г. были официально уменьшены из-за снижения на 96% ресурсов формации Monterey). Были выделены геохимические критерии нефтегазоносности, проведен подробный анализ изучения геологического строения и освоения трех наиболее известных углеводородсодержащих сланцевых формаций США – Грин Ривер, Барнетт и Баккен. Формация Барнетт как пионер разработки газа из сланцевых формаций, до сих пор является ориентиром для всех компаний-операторов, добывающих газ из сланцевых залежей, с ресурсами газа на уровне 840 млрд. м3. Сланцевая формация Баккен является самой большой из известных нефтегазоносной формацией с залежами УВ нетрадиционного типа. Резервы нефти в ней (штаты Северная Дакота и Монтана) составляют 680 млн. т. Классическим примером состоявшейся, заработавшей и генерировавшей некоторое количество УВ нефтегазовой системой в нижней своей части, и, одновременно, в верхней части несостоявшейся, то есть не прошедшей стадию созревания ОВ и генерации УВ, является североамериканская сланцевая формация Грин Ривер. 12 12 13 на конец триаса Пашшорская структура Командиршорская структура Харьягинская структура СевероМусюршорская Хорейверская Колвинская Осовейская структура структура структура структура Надейюская структура ВосточноСарембойская структура Лабогейская структура Харьягинская структура СевероМусюршорская Хорейверская Колвинская Осовейская структура структура структура структура Надейюская структура ВосточноСарембойская структура Лабогейская структура Харьягинская структура СевероМусюршорская Хорейверская Колвинская Осовейская структура структура структура структура Надейюская структура ВосточноСарембойская структура Лабогейская структура на конец артинского времени перми Пашшорская структура Командиршорская структура на конец каменноугольного времени Пашшорская структура Командиршорская структура Рисунок 13. Палеотектонические реконструкции вдоль регионального профиля РС15 в широтном простирании Тимано-Печорской провинции с выделением очагов генерации углеводородов в нефтематеринской доманиковой формации (составила О.Ю. Аверьянова по материалам ФГУП «ВНИГРИ», 2015) ссылку на рис. см. на с. 16. 14 Формация Грин Ривер – самая большая в мире из известных в настоящее время «керогенсодержащих» формаций (штаты Колорадо, Юта, Вайоминг США). Ресурсы нефти оцениваются от 180 до 270 млрд. т, извлекаемые – до 100 млрд. т [Beckwith, Writer, 2012]. Наряду с этим в ней добывают нефть из традиционных коллекторов – речных песчаных линз и озерных песчаников, и из нетрадиционных – сланцевых нефтематеринских толщ. В результате изучения разнообразных типов залежей УВ в формации Грин Ривер построены четыре фильтрационно-ёмкостные модели (традиционные с вертикально восходящей миграцией, традиционные с вертикально восходящей и нисходящей миграцией, переслаивающиеся традиционно/нетрадиционные и нетрадиционные скопления УВ), связанные с некоторыми процессами и привязанные к элементам нефтегазовой системы (Рисунок 8А, В, С, D). Чередующиеся скопления в сланцевой свите, когда толща включает в себя чередование нефтематеринских прослоев, коллекторских песчаных или карбонатных прослоев, пронизанных сложной системой трещин, могут создавать закрытые нефтематеринские системы. Покрышка соединяет общий резервуар и блокирует миграцию УВ из общего «контейнера». В общем случае традиционные и нетрадиционные УВ ресурсы взаимосвязаны и дополняют друг друга, так как часто зарождены одними и теми же нефтематеринскими толщами. ГЛАВА 4. НЕФТЕГАЗОВЫЕ СИСТЕМЫ СЛАНЦЕВЫХ ФОРМАЦИЙ РОССИИ На территории России среди разнотипных нефтегазоматеринских формаций выделяется группа толщ с высоким содержанием сапропелевого ОВ (доманикоиднодоманикитного уровня) с относительно низкой и средней степенью зрелости (ПК3– начало МК3), это определяет их высокую битуминозность. Специфической особенностью доманикоидных отложений является возможность генерации и сохранности генерированных УВ в пределах единой толщи. При наличии качественных экранов над и под этой толщей коллекторские свойства пород «консервируются», и в доманикоидах образуются залежи нетрадиционного типа на месте генерации, нередко с АВПД. По значимости нефтегазоматеринские формации России можно разместить в следующем порядке (по Т.К. Баженовой, 2015): баженовская свита верхней юры Западно-Сибирского НГБ; доманиковая формация верхнего девона Тимано-Печорского и Волго-Уральского бассейнов; куонамская свита нижнего среднего кембрия на востоке и граптолитовые сланцы нижнего силура на западе Сибирской платформы; сланцы нижнего силура Балтийской синеклизы Калининградской области; малгинская и ирэмэкенская свиты рифея Сибирской платформы; кумская свита и хадумский горизонт кайнозоя Предкавказья; пиленгская свита олигоцена Восточного Сахалина. 15 Рисунок 8. Фильтрационно-емкостные модели-контейнеры залежей Грин Ривер, связанные с неполным набором процессов и элементами нефтегазовых систем (составила О.Ю. Аверьянова) А - схема традиционного коллектора, в который восходящая миграция УВ возможна от 80150 до 800-1000 м; В - схема традиционного коллектора, в который типично эмигрирует в верхние толщи 2/3 УВ из материнской породы, при превышении давления генерации нефти и газа в нефтематеринской толще гидростатического возможен переток до 1/3 генерированных УВ в нижележащие пласты; С - схема комбинированного коллектора – единого контейнера чередующихся УВ скоплений в материнской свите; D - нетрадиционное непрерывного типа скопление УВ, коллектором в котором выступают материнская и сопряженные с ней толщи Тимано-Печорская провинция является одним из старейших российских регионов, где ГРР на нефть и газ ведутся уже на протяжении более 80 лет. Основными нефтегазоматеринскими свитами бассейна принято считать доманиковые (средний фран) и их фациальные аналоги (верхний фран-фамен верхнего девона и турне карбона). Известны также несколько важных нефтематеринских, в большинстве случаев пелитовых толщ, а именно: нижнесилурийские, фаменские, турнейские и нижнепермские (Рисунки 9-12) [Баженова и др., 2008; Данилевский и др., 2003; Клименко, Анищенко, 2010; Кирюхина и др., 2013; Неручев и др., 2006]. Нефтегазоматеринская толща доманика выполняет самодостаточную функцию, выступая одновременно УВ производящей, резервуарной и изолирующей толщей. Процессы в такой системе ограничены пространством нефтематеринской и латерально связанных с ней толщ. Разделение элементов в такой системе не 16 требуется. Для рассмотрения доманиковой сингенетичной нефтегазовой системы Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции географически ее можно оконтурить, например, по выделенным зонам повышенного содержания Снк и его катагенетического преобразования в градация ПК – МК3 (Рисунок 13, см. на с.12-13). девон карбон пермь триас юра мел средн верхн нижн верхн 419 174 393 383 358,9 299 323,2 260 252 247 237 201 164 145 неоген палеог нижн средн верхн нижн ср верх нижн верхн нижн средн верхн нижн 101 66 шкала времени * млн.лет четверт миоц плиоц 23 5,33 элементы и процессы 2,58 нефтегазоматеринские породы коллекторские породы породы-покрышки вышележащие породы формирование ловушек генерация-миграция-аккумуляция 1 критический момент 2 1 - для палеограбенов; 2 - для стабильных блоков Рисунок 9. Характеристика доманиково-фаменской верхнепалеозойско-триасовой нефтегазовой системы Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (составила О.Ю. Аверьянова) 1 - для Печоро-Кожвинского мегавала; 2 - для Тимано-Печорского НГБ пермь нижний 298,9 триас верхний 259,8 нижний 252,17 юра средний 247,2 верхний 237 нижний 201,3 средний 174,1 мел верхний 163,5 нижний 145 неоген палеог верхний 100,5 миоц 66 четверт шкала времени * млн.лет плиоц 23,03 5,33 элементы и процессы 2,58 нефтегазоматеринские породы коллекторские породы породы-покрышки вышележащие породы формирование ловушек генерация-миграция-аккумуляция критический момент Рисунок 11. Характеристика артинско-кунгурской пермско-триасовой газонефтяной системы Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (составила О.Ю. Аверьянова) силур нижн верхн девон карбон пермь триас юра мел нижн средн верхн нижн ср верх нижн верхн нижн средн верхн нижн средн верхн нижн 419 393 383 260 252 247 237 201 174 164 145 358,9 323,2 299 101 неоген палеог верхн 66 миоц плиоц 23 5,33 четверт 2,58 шкала времени * млн.лет элементы и процессы нефтегазоматеринские породы коллекторские породы породы-покрышки вышележащие породы формирование ловушек генерация-миграция-аккумуляция 1 2 критический момент Рисунок 12. Характеристика венлокско-нижнедевонской верхнепалеозойско-триасовой нефтегазовой системы Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (составила О.Ю. Аверьянова) 1 - для Печоро-Кожвинского мегавала; 2 - для Тимано-Печорского НГБ 17 В исследованиях многих российских ученых показан огромный масштаб генерированных УВ в нефтематеринских толщах сланцевых формаций России, однако все сходятся во мнении о недостаточности информации об аккумуляционной доле генерированных УВ в самих нефтематеринских толщах. И если в американских формациях превалирующей частью добываемых из материнских толщ УВ является газ, то российскими учеными рассматриваются возможности добычи нефти. ГЛАВА 5. СТАДИЙНОСТЬ, МЕТОДИКИ ПОДСЧЕТА РЕСУРСОВ, ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ СЛАНЦЕВЫХ МАТЕРИНСКИХ ФОРМАЦИЙ Акценты при проведении поисково-разведочные работы на УВ претерпевают изменения – происходит их расширение за счет освоения нетрадиционных ресурсов. Майер в 2012 г. отмечал, что на каждый добытый баррель из традиционного коллектора приходится 8 баррелей потенциально добываемого эквивалента в материнской толще. Спекулятивная оценка большинством западных ученых той нефти, которая сохраняется в нефтематеринской толще, колеблется между 45 и 95% в зависимости от геологических факторов и качества оценки [Meyer, 2012]. Российские ученые более сдержаны в своих выводах, по оценке С.Г. Неручева не более 5-10% приходится на сохраненные УВ в материнских формациях. Очевидно, что при проведении ГРР, ориентированных на выявление скоплений УВ в сланцевых толщах, невозможно установление рациональной последовательности в принятом традиционном понимании об этапах и стадиях. Соотношение этапов работ и уровней геолого-экономической оценки и рисков в традиционных коллекторах и сланцевых толщах показано на Рисунке 14. Наиболее важным отличием, обуславливающим применение иных последовательностей и комплекса ГРР при оценке скоплений УВ в сланцевых толщах, является их приуроченность не к конкретной ловушке, имеющей отражение на сейсмической записи (или в других геофизических полях) в зонах с установленной или предполагаемой нефтегазоносностью, а к участкам (блокам), в которых можно оконтурить зоны повышенных концентраций рассеянных УВ для последующей организации на них пилотных проектов, когда уже системой отбора наиболее продуктивных из них могут быть выделены участки для тестирования и применения технологических операций. Первым этапом работ по оценке перспектив выявления промышленных скоплений УВ в сланцевой толще является предварительная геологическая оценка. Она базируется на комплексе всех ранее выполненных геологогеофизических исследований, результатах бурения и исследования керна, выполненного либо в процессе регионального изучения и параметрического бурения, либо в результате ГРР на традиционные объекты. 18 19 После выделения блоков (так называемых «лакомых кусочков» или центров генерации УВ) проекты переходят в стадию пилотных. В начале работы над пилотным проектом разработки УВ в сланцевой толще после предварительной геологической оценки из вертикальной скважины отбирают керн для изучения величины ресурсного потенциала и уточнения площади распространения потенциальной залежи. На стадии пилотного проекта для получения информации о продуктивности применяется уже горизонтальное бурение и различные типы гидравлического разрыва, что дает более качественную оценку для дальнейшего изучения как свойств резервуара, так и собственно УВ потенциала. Это позволяет на следующей стадии, перед коммерческой добычей, проводить гидравлический разрыв пласта более усовершенствовано и тестировать скважину на оптимизацию добычи. Для подсчета нетрадиционных УВ ресурсов используются параметры связанных с ними нефтегазовых систем. Нефтегазовые системы нетрадиционных скоплений УВ по сравнению с традиционными состоят из неполного набора элементов системы (отсутствие транзитных толщ, традиционного коллектора), которые сопровождает неполный набор процессов (миграция, перетоки, аккумуляция), который либо отсутствует, либо весьма незначителен, либо существенно отличается (удержание и рассеивание УВ в нефтематеринских породах, и латерально, и вертикально их замещающих). При общем сходстве систем оценка в существенной мере видоизменяется, поскольку процессы, контролирующие системы, также различны. Нефтегазовые системы, связанные с нетрадиционными залежами в сланцевых толщах, представляют собой эволюционно незавершенные (нереализованные полностью) традиционные нефтегазовые системы [Прищепа, Аверьянова, 2014]. При оценке нефтегазовая система, а точнее закартированный объем толщи в ней, приравнивается к одной, а иногда и к нескольким единицам оценки. Граница между неоткрытыми и предполагаемыми ресурсами размыта вследствие теоретических предположений и геологических знаний о существовании и местоположении непрерывных скоплений. Проанализированы различные методики подсчета ресурсов УВ и представлены три варианта оценки ресурсов нефтематеринских толщ России: в нефтегазовых системах нефтематеринских толщ, сделанный геологами США в 2005 г., в материнских толщах и очагах генерации О.М. Прищепой в 2014 г., и самая высокая - масштабов генерации и остаточной нефти в материнских толщах Т.К. Баженовой в 2015 г. (таблица 2). Методология подсчета нетрадиционных УВ ресурсов постоянно совершенствуется, что свидетельствует о незавершенности решения важной геологоэкономической проблемы, модернизации усовершенствовании технологий извлечения УВ. компьютерного оборудования, 20 Таблица 2 Оценка ресурсов УВ сланцевых материнских формаций России Баженова Т.К., 2015 остаточное количество нефти в формации, млрд. т Доманиковая формация: Тимано-Печорская провинция Волго-Уральская провинция Куонамская свита Баженовская формация Хадумский горизонт / Майкопская* свита Прищепа О.М., 2014 технически извлекаемые ресурсы Ahlbrandt et al., 2005 будущая нефть нефтегазовой системы нефти, газа, млрд. т трлн. м3 нефти, млрд. т газа, трлн. м3 58,6 8,3 4,6 2,0 1,7 218,0 250,0 9,5 1,7 3,5 11,2 3,3 - 2,4 - 1700,0 26,5 9,4 15,7 4,7 197,0 - - 4,5* 5,9* Активная разработка УВ сланцевых формаций Северной Америки произошла благодаря интеграции давно известных и используемых технологий – горизонтального бурения геологически оцененного сланцевого низкопроницаемого пласта с последующим проведением многостадийных гидравлических разрывов пласта с многостадийным заканчиванием скважины, сопровождаемым 3D-4С сейсмическим мониторингом для принятия оперативных решений по оптимизации процесса разработки. Для повторения опыта США, даже с учетом постоянного прогресса в технологиях, требуются весьма специфические условия, которые во многих странах (например, европейских) вряд ли сложатся в ближайшие годы или не могут сложиться в силу недостаточности водных ресурсов, густонаселенности, климатических условий, экологических запретов и законодательных ограничений изза протестных выступлений населения. Альтернативой сказанному для многих стран, включая Россию, которые обладают значительным УВ потенциалом сланцевых формаций, являются перспективы их вовлечения в хозяйственный оборот, что будет зависеть от конкретных конъюнктурных, инфраструктурных и законодательных условий. экономико-географических, ЗАКЛЮЧЕНИЕ 1. Проведенное предметное сравнение подходов к выделению и оценке нефтегазовых систем позволило уточнить понятийную базу применительно к российским реалиям, сделать вывод об изменении парадигмы при оценке перспектив от моделирования плеев к анализу нефтегазовых систем (западные нефтяные 21 компании) и от оценки нефтегазовых комплексов к оценке зон нефтегазонакопления (российские условия). Нефтегазовые системы определены как важнейший инструмент прогноза нефтегазоносности толщ в осадочных бассейнах. Система включает и объединяет все элементы (нефтегазоматеринская порода, миграционный путь, транзитная толща, коллектор, ловушка, покрышка) и процессы (накопление, созревание ОВ различного генезиса, генерация-миграция-аккумуляция и сохранность УВ), определяющие возможность образования скоплений УВ. Установлены различия, определяющие нефтегазовые системы, связанные с традиционными и нетрадиционными месторождениями УВ, зависящие от набора и полноты важнейших процессов, а именно, генерации, миграции, аккумуляции и консервации УВ, а также характера коллекторов вмещающих толщ. Многообразие типов нефтегазовых систем вызвано различиями во взаимоотношениях между толщами УВ генерации и транзитными толщами, путями миграции УВ, характеристиками зоны аккумуляции УВ и качеством флюидоупоров. Ключевыми факторами, детализирующими характеристику нефтегазовых систем, являются время созревания органического вещества, фазовый состав и объем генерированных УВ, историко-геологический и структурный контроли существования нефтегазовой системы и ее сохранности. Анализ нефтегазовых систем позволяет расширить представления о многообразии возможных скоплений и форм УВ для существенного увеличения потенциальных ресурсов НГБ, уточнения их фазового состава, чтобы наметить оптимальные пути дальнейшего развития поисково-разведочных работ. 2. Проведенное сравнение разнообразных по устройству и масштабам нефтегазовых систем, подтвердило их важность для углубленного понимания потенциала НГБ и его продуктивности, что и было показано на примере трех НГБ евразийского сегмента альпийского пояса: Центрально-Альпийского молассового бассейна, Карпатских Покровов Молдавид и Предкарпатского прогиба, Предкавказского передового прогиба. Установлено, что в складчатых областях молодого альпийского орогенеза, которые возможно уступают древним и мезозойским платформам по масштабам развития нетрадиционных скоплений УВ в материнских толщах, можно выделить такие объекты в майкопской свите Предкавказья и в менилитовых сланцах Прекарпатья. 3. Выполнен многофакторный сравнительный анализ геологических особенностей строения североамериканских углеводородсодержащих сланцевых формаций Грин Ривер, Баккен и Барнетт - каждая из которых имеет уникальное не имеющее аналогов строение, но опыт их освоения позволил выработать подходы, применимые для изучения и освоения к условиям сланцевых формаций других 22 регионов. Рассмотрена этапность, свидетельствующая о возможности изучения в едином бассейне первоначально исключительно систем, связанных с традиционными залежами, а затем как с традиционными, так и с нетрадиционными. Установлены существенные различия в оценках, определяемые подходом к количественной оценке ресурсов УВ. Так, например, для формации Баккен, оценки варьируют от 1,4 до 68,2 млрд. т, что свидетельствует не только о вариациях показателей, определяющих собственно объемы ресурсов, но и разнообразии технических и экономических критериев, определяющих их значимость. 4. Доказана возможность применения аналогичной зарубежному подходу последовательности оценки к известным своим нефте- и газогенерационным потенциалом материнским толщам в давно разрабатываемых НГБ России: баженовской и куонамской свитам Сибири, доманиковой формации ВосточноЕвропейской платформы, пиленгской свите Сахалина, силурийским сланцам Балтийской синеклизы и Восточной Сибири, майкопской формации Предкавказья. Согласно выполненным оценкам ресурсы остаточных УВ в нефтематеринских свитах России колеблются от 3296 млрд. т нефти (Т.К. Баженова, 2015) до технически извлекаемых 46 млрд. т нефти и газа 33,3 трлн. м3 (О.М. Прищепа, 2014), и будущих УВ в нефтегазовых системах - 20,9 млрд. т нефти и 8,7 трлн. м3 [Ahlbrandt et al., 2005]. Приведенные цифры свидетельствуют о существенном потенциале принципиально новых целевых объектов поисковых работ – нефтематеринских толщ. 5. При сравнении стадийности освоения нефтегазовых систем, связанных с традиционными месторождениями УВ и залежами в нефтематеринских толщах, показано существенное различие этапов работ на одинаковых стадиях геологоразведочного процесса, например, испытания в очаге генерации УВ – в «лакомом кусочке» залежи отнесены уже к этапу разработки месторождений. Все изменения влекут за собой, соответственно, и принципиально отличный от традиционного порядок принятия решений. Выявлен целый ряд нерешенных на сегодняшний день проблем подсчета ресурсов нетрадиционных скоплений нефти и газа: отсутствие традиционных элементов - границы залежей, объемов залежей, системы их контроля; нет единого стандарта оценки. К тому же получение надежных параметров базируется на оценке продуктивности и результатах добычи уже пробуренных скважин (на стадии не ранее опытной разработки пилотного проекта); а регулирование объемов добычи жестко связано с экономическими критериями (соотношением сложности технологии/стоимости разработки). Экономическим ограничением проведения ГРР и добычи огромных ресурсов УВ чаще выступают не геологические риски их 23 неподтверждаемости, а высокая стоимость этапа пилотного проекта и затраты на технологию добычи. Выполненное исследование показало, что используя многолетний опыт геохимического изучения и базу знаний, заложенную выполненными ГРР на традиционные УВ объекты с попутным изучением отложений доманикового типа в таких регионах как Западно-Сибирская, Тимано-Печорская, Волго-Уральская и Северо-Предкавказская нефтегазоносные провинции, а также привлекая опыт изучения и промышленного освоения нефтегазовых систем сланцевых толщ, доказавших свою эффективность, в ближайшее время, при соответствующих экономических условиях, гипотетические сланцевых толщах нефтематеринских нетрадиционные формаций и в скопления прилегающих УВ к в ним низкопроницаемых коллекторах станут объектами более пристального внимания, интенсивного изучения, оценки и промышленного освоения, а сам УВ потенциал России будет определяться и прирастать с гораздо более существенными, чем ранее, темпами воспроизводства запасов. Публикации автора по теме исследования Перечень ВАК Аверьянова О.Ю. Нефтегазовые системы некоторых осадочных бассейнов Европы // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2015. - Т.10. - №2. http://www.ngtp.ru/rub/12/17_2015.pdf. DOI: 10.17353/2070-5379/17_2015 Прищепа О.М., Аверьянова О.Ю. К обсуждению понятийной базы нетрадиционных источников нефти и газа – сланцевых толщ // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2013. - Т.8. - №3. -http://www.ngtp.ru/rub/9/27_2013.pdf Прищепа, О.М. Аверьянова О.Ю. Мировой опыт и подходы к освоению скоплений углеводородов в сланцевых толщах // Разведка и охрана недр, 2014. - №10 – С. 17-21. Прищепа О.М., Аверьянова О.Ю. Понятийная база и терминология углеводородов сланцевых толщ и низкопроницаемых коллекторов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2014. - №6. - С. 4-15. 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. Прищепа О.М., Аверьянова О.Ю., Высоцкий В.И., Морариу Д. Формация Баккен: геология, нефтегазоносность и история разработки // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2013. - Т.8. - №2. -http://www.ngtp.ru/rub/9/19_2013.pdf Прищепа О.М., Аверьянова О.Ю., Жарков А.М. Нефтегазоносные отложения доманикового типа - резерв поддержания добычи углеводородов в промышленно освоенных районах // Георесурсы. - 2013. - № 4 (54). - С. 18-23. 24 Прищепа О.М., Аверьянова О.Ю., Теплов Е.Л., Сенин С.В. Нетрадиционные источники углеводородного сырья в республике Коми // Горный журнал. - 2013. - № 9. - С. 53-56. Morariu D., Averyanova O.Yu. Nekotorye aspekty neftenosnosti slantsev: ponyatiynaya baza, vozmozhnosti otsenki i poisk tekhnologiy izvlecheniya nefti [Some aspects of oil shale – finding kerogen to generate oil]. Neftegazovaya Geologiya. Teoriya I Praktika, 2013, vol. 8, no. 1, available at: http://www.ngtp.ru/rub/9/3_2013.pdf Монография Нефть и газ низкопроницаемых сланцевых толщ - резерв сырьевой базы углеводородов России / Прищепа О.М., Аверьянова О.Ю., Ильинский А.А., Морариу Д. - СПб.: ФГУП «ВНИГРИ», 2014. - 323 с. - Труды ВНИГРИ. Статьи Прищепа О., Аверьянова О. Нефтегазоносные сланцы Восточно-Европейской платформы // Oil&Gas Journal Russia. - 2014. - №1-2. - С. 48-52. Прищепа О.М., Аверьянова О.Ю. Понятийная база и первоочередные объекты нетрадиционного углеводородного сырья // Георесурсы, геоэнергетика, геополитика. 2014. - №2(10). - http://oilgasjournal.ru/vol_10/prishchepa.pdf Материалы Конференций Прищепа О.М., Аверьянова О.Ю. Нетрадиционные нефтегазовые системы как основа оценки ресурсов углеводородов сланцевых толщ // Проблемы освоения ресурсов и запасов сланцевой нефти: тезисы совместного EAGE/SPE научнопрактической семинара. (Москва, 2015). DOI: 10.3997/2214-4609.201412173 Прищепа О.М., Аверьянова О.Ю. Перспективы развития сырьевой базы нефти газа низкопроницаемых сланцевых толщ в России: понятийная база, методы изучения и оценки, первоочередные районы исследований // Труды Международной конференции и выставки Offshore Marintec Russia – 2014 и 14-го Петербургского международного энергетического форума. - СПб.: ХИМИЗДАТ, 2014. – С. 171-174. Прищепа О.М., Аверьянова О.Ю., Суханов А.А., Макарова И.Р. Подходы к изучению доманиковых отложений Восточно-Европейской платформы как нетрадиционных источников нефти // Трудноизвлекаемые и нетрадиционные запасы углеводородов: опыт и прогнозы: материалы Международной научно-практической конференции. Казань: Изд-во «Фэн» АН РТ, 2014. - С. 65-67. Прищепа О.М., Ильинский А.А., Жарков А.М., Аверьянова О.Ю. Оценка ресурсного потенциала и направления изучения объектов нетрадиционных источников углеводородного сырья Российской Федерации // Всероссийское совещание «Методические проблемы геологоразведочных и научноисследовательских работ в нефтегазовой отрасли» (Москва, 2013): http://www.rosnedra.gov.ru/data/Files/File/2568.pdf Прищепа О.М., Аверьянова О.Ю. Понятийная база и первоочередные объекты нетрадиционного углеводородного сырья // Нетрадиционные ресурсы углеводородов: распространение, генезис, прогнозы, перспективы освоения: тезисы Всероссийской конференции с международным участием (Москва, 2013). – 3 с. - 1CD. Прищепа О.М., Аверьянова О.Ю., Жарков А.М. Нефтеносные сланцы Восточно-Европейской платформы – резерв поддержания добычи углеводородов в промышленно освоенных районах //Проблемы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии: материалы Международной научнопрактической конференции. Казань: изд-во «Фэн» АН РТ, 2013. - С. 28-32.
