Поиск нефти в кристаллическом фундаменте
Обновлено: 06.05.2024
Глубинная нефть от Ливии до шельфа Вьетнама
Миру еще предстоит найти значительные запасы нефти и газа кристаллического фундамента. При их разработке надо учитывать лучшие мировые практики, иметь нетрадиционное геологическое мышление и рисковать. Об этом пишет старший геолог - независимый консультант из канадского Калгари Тако КЁНИНГ (Tako Koning), в статье, вышедшей в сборнике конференции «Углеводородный и минерально-сырьевой потенциал кристаллического фундамента» (прошла в рамках Татарстанского нефтегазохимического форума) . Автор исследует проблемы разработки месторождений более 35 лет с момента вовлечения в 1982 году в изучение нефтяного месторождения Beruk Northeast в Индонезии. Кёнинг также принимал участие в оценке залежей нефти в Анголе и Уганде. ИА Девон публикует статью с сокращениями.
ЛУЧШИЕ КОЛЛЕКТОРЫ ОТ США ДО КИТАЯ Породы кристаллического фундамента имеют большое влияние на качество коллекторов нефти и газа в ряде бассейнов мира. Коллекторы фундамента включают трещиноватые и выветрелые граниты, кварциты, метаморфические и вулканические породы. Лучшие нефтегазовые месторождения в образованиях фундамента находятся в сильно трещиноватых породах фундамента. Лучшими типами пород являются трещиноватые кварциты или граниты, так как они хрупкие и поэтому разрушаются оптимально.
Трещиноватые гнейсы являются низкопродуктивными коллекторами. Они могут быть массивными, плотными или толстыми с открытыми трещинами, параллельными направлению слоения. Породы, такие как гнейсы и сланцы, являются пластичными. Они «размазываются» и не разрушаются при воздействии тектонического стресса. Филлиты и тонкослоистые сланцы наименее привлекательны, поскольку такие породы не являются хрупкими. Они слоистые и пластичные и плохо разрушаются. Выветрелые гранитные породы фундамента также могут быть отличными коллекторами.
БЕЛЫЙ ТИГР И ВЬЕТНАМСКИЙ МЕДВЕДЬ Крупнейшим нефтяным месторождением во Вьетнаме в образованиях фундамента является гигантское нефтяное месторождение Bach Но (White Tiger или Белый Тигр). Другие месторождения нефти в фундаменте включают месторождения Dai Huang (Big Bear или Большой Медведь), Ca Ngu Vang (CNV), Rong (Dragon), Rang Dong, Ruby и Su Ten Den с запасами нефти от 100 до 400 миллионов баррелей.
Нефтяное месторождение Bach Но - это гигантское нефтяное месторождение с предполагаемыми запасами нефти от 1 до 1,4 млрд баррелей. Месторождение открыто компанией Mobil Oil в 1975 году, когда в олигоценовых отложениях крупного структурного поднятия фундамента была обнаружена нефть. Из-за политической ситуации Mobil Oil не смог освоить месторождение и покинул Вьетнам.
Однако в 1988 году «ВьетСовПетро» (VietSovPetro) обнаружил нефть в трещиноватых и выветрелых гранитных породах фундамента. В 2005 году добыча нефти достигла своего пика примерно в 280 тыс. баррелей нефти в день. 95% нефти добывается из коллекторов фундамента и 5% - из отложений олигоцена. К 2018 г. объем добычи упал до 65 тыс. баррелей в день.
Нефть содержится в макро- и микротрещинах и в кавернозных порах внутри трещин. Пористость матрицы внутри гранита ничтожна. Большинство трещин внутри пород фундамента находится под большими углами падения 40-75 градусов. Пористость в трещинах составляет всего 2-3%, но проницаемость значительна. Дебиты составляли до 14 тыс. баррелей нефти в день на скважину. Огромные запасы месторождения White Tiger обусловлены тем, что нефтяная часть залежи имеет значительную толщину 1500 м.
История разработки и добычи нефти на месторождении Dai Huang резко контрастирует по сравнению с успехом месторождения Bach Но. Нефть и газ на Big Bear содержатся в похожей гранито-гранодиоритовой матрице. В 1993 году австралийская ВНР возглавила консорциум, выигравший тендер на разработку месторождения. Он предсказал, что будет добывать 250 тыс. баррелей нефти в день. Была установлена полномасштабная производственная платформа. К сожалению, к середине 1990-х годов месторождение добывало только 25 тыс. бар. нефти в день, а добыча быстро сократилась. В 1997 году ВНР покинула консорциум, объявив, что месторождение не приносит прибыли.
Малазийская государственная нефтяная компания Petronas вступила во владение в качестве оператора, но не смогла поднять добычу выше 10000-15000 баррелей нефти в день и ушла в 1999 году. В 2000 году Viet Sov Petro, оператор месторождений Bach Но и Rong, стал оператором Dai Hung. Он был в состоянии производить только около 5400 баррелей нефти в день. Уроки, усвоенные при разработке месторождения Dai Hung, заключаются в том, что очень важно понять геологические, геофизические и коллекторские сложности такого месторождения до начала полномасштабной добычи.
Месторождение СА NGU VANG (CNV) было открыто в 2002 году. Оно является самой глубокой нефтеносной структурой в бассейне с кровлей кристаллического фундамента на глубине 3700 метров. Оператор месторождения - SOCO International. Скважина CNV-3 была самой длинной из измеренных глубинных скважин во Вьетнаме (6123 метра). Она вскрыла более чем 2000 метров пород фундамента, пробитого в почти горизонтальном стволе скважины.
МНОГООБЕЩАЮЩАЯ АЗИЯ Газовое месторождение Suban было открыто в 1999 году в Южной Суматре (Индонезия) бурением вглубь фундамента. В трещиноватых гранитах было обнаружено приблизительно 1524 млрд кубометров газа. Бурение высокопродуктивных газовых скважин было проведено на основе сильно отклоненных скважин, ориентированных перпендикулярно доминирующей системе трещин. Благодаря успеху разработки месторождения Suban поиск газа в фундаменте на Суматре успешно продолжился.
Нефтяной бассейн в образованиях фундамента Beruk Northeast в Центральной Суматре оказался очень многообещающим. Так считалось из-за высокого дебита разведочной скважины Beruk Northeast-1, пробуренной в 1976 году. За открытием последовало бурение четырех эксплуатационных скважин, ни одна из которых не была пробурена глубоко в фундамент. Оператор не знал о наличии многочисленных подстилающих водонефтяных контактов. Было добыто всего 2 млн баррелей нефти, когда быстрый приток воды загубил месторождение и сделал его коммерчески невыгодным. Усвоенные уроки заключались в том, что скважины должны быть пробурены достаточно глубоко в фундамент, а не просто затрагивать кровлю фундамента.
Материковое нефтяное месторождение YAERXIA, открытое в 1959 году, стало первым в истории месторождением в образованиях фундамента в Китае. Нефть добывается из палеозойских филлитов, сланцев и мета-песчаников. Скважины являются умеренно продуктивными. Лишь 3 скважины добывают 200 баррелей нефти в день и 2 скважины добывают 875 барр. нефти в день. Скважины не являются высокопродуктивными, так как филлиты и сланцы не подвергаются естественному разрушению оптимальным образом. Точно так же филлиты и сланцы не продуктивные коллекторы при их выветрелости.
Нефтяное месторождение Dongshenpu в центральной части Китая было открыто в 1983 году. Его коллектор состоит из докембрийских гранитов, гранулитов, диабазов и роговых обманок гнейсов. Породы не имеют первичной пористости, но пористые коллекторы образовались в результате выветривания и естественной трещиноватости. Замеры по скважине-первооткрывательнице показали 1570 барреллей нефти в день. Последующее эксплуатационное бурение выявило, что толщина нефтяной части залежи составляет 400 метров. Запасы на этом месторождении были оценены в 190 миллионов баррелей нефти.
Впервые нефть в образованиях фундамента в Малайзии была открыта в 2005 г. во время бурения компанией Petronas скважины Adang Utara-1 в южной части Малайского бассейна на шельфе Теренггану. Скважина на месторождении ADANG UTARA была пробурена на общую глубину 2610 м., в том числе 120 м. вглубь фундамента. Было пробурено 6 оценочных и эксплуатационных скважин. Дебиты из пород фундамента составляли от 159 до 2116 барр. нефти в день. Дебиты в значительной степени зависят от скважин, оптимально пересекающих нефтеносные трещины фундамента.
В Индии разведка нефти в образованиях фундамента не является новой. Добыча нефти ведется из трещиноватых и выветрелых пород фундамента в бассейнах Ассам (Assam) и Assam Arakan, а также в бассейнах Mumbai, Krishna Godaveri, Cauvery и Cambay. С постепенным уменьшением больших, легко обнаруживаемых нефтяных залежей, акцент в геологоразведке сместился с традиционных осадочных коллекторов на разведку в кристаллическом фундаменте.
Нефтяное месторождение Zeit Bay в образованиях фундамента расположено в Суэцком заливе. Оно было открыто в 1981 году в Египте. Первоначальная разведочная скважина имела высоту нефтяной залежи в 260 метров. Примерно 1/3 запасов месторождения находится в фундаменте, а 2/3 - в вышележащих отложениях.
В бассейне Melut Rift Южного Судана было пробурено около 40 скважин, из которых в двух скважинах добывалась нефть из пород фундамента с неизвестными дебитами. Залежами являются граниты и гранитные гнейсы. Нижнемеловая формация Renk является основной нефтематеринской породой в этом бассейне. Существует мало общедоступной информации о нефтяной геологии Южного Судана. Исходя из региональной геологии, можно ожидать большой нефтегазовый потенциал в рифтовых бассейнах Южного Судана.
В 2013 году Китайская национальная нефтяная компания (CNPC) открыла нефть в скважине Lanea-1 в бассейне Bogor в скрытой возвышенности с рельефом 1000 метров в гранитном фундаменте. За этим последовали еще 5 открытий нефти и газа в скрытых возвышенностях Республики Чад. Коллекторы представляют собой трещиноватый гранит и гидротермально выщелоченный гранит. Толщина нефтяной части залежи составляет 1500 метров, а средняя продуктивность скважины - 1500 баррелей нефти в сутки. Запасы были оценены примерно в 100 миллионов баррелей, из которых 70% находится в фундаменте и 30% в покрывающем слое гранита.
В 1968 году американская компания Gulf Oil Corporation пробурила в Анголе первую успешную на нефть скважину на месторождении в образованиях фундамента. При расширенном испытании скважины в береговой зоне провинции Cabinda было отработано 600000 баррелей нефти. Второе открытие нефти в образованиях фундамента было сделано компанией Gulf при бурении скважины, испытания которой показали до 60 баррелей нефти в день из фундамента. Ни одно из открытий провинции Cabinda не было коммерчески успешным. Ни одна нефтяная компания специально не искала в Анголе нефть в фундаменте, и запасы нефти в нем остаются полностью недооцененными.
«ЛАЙФХАК» ОТ ГЕОЛОГА Исходя из всего этого, автор суммирует лучший мировой опыт поиска и разработки нефтяных месторождений из трещиноватых пород и коры выветривания кристаллического фундамента.
1. Так, разведочные скважины должны быть пробурены сильно направленными, а не вертикальными. Это нужно, чтобы оптимально пересечь доминирующую систему трещин. Добывающие скважины должны быть пробурены перпендикулярно или почти перпендикулярно доминирующей системе трещин.
2. Сильно-сфокусированная трехмерная (3D) сейсмика, такая как CGG - Veritas' СВМ (Controlled Beam Migration), необходима для определения систем трещин на нефтегазовых месторождениях в фундаменте.
3. Бурение с отбором керна в трещиноватом фундаменте трудновыполнимо и не приветствуется инженерами по бурению. Тем не менее, обширный керн необходим для предоставления критически важной информации о литологии и параметрах пласта. Возраст некоторых из видов керна также должны быть установлен радиометрически. чтобы геологи могли понять сложность геологического строения.
4. Эксплуатационные скважины должны быть пробурены достаточно глубоко, чтобы полностью осушить пласт. Например, на нефтяном месторождении в образованиях фундамента La Paz в Венесуэле скважины обычно пробурены на 500 метров в фундамент. На китайском месторождении Dongshenpu нефтяная колонна имеет толщину 400 метров. Эксплуатационные скважины обычно пробурены на большей части залежи.
5. Разведочные скважины не должны просто «помечать» верхнюю часть фундамента, поскольку это не позволит провести полную оценку фундамента Тогда важное открытие будет «оставлено позади». Так месторождение Suban не было открыто в середине 1980-х годов компанией Caltex (Шеврон-Тексако), несмотря на крупную программу разведки. Там скважины были пробурены через осадочную часть, а затем просто заглублены в фундамент. Основное гигантское месторождение газа в фундаменте (5 триллионов кубических футов газа) было открыто в 1999 году компаниями Gulf Canada и Canada's Talisman Energy путем бурения вглубь фундамента.
6. В мировой практике существует ряд случаев, таких как открытие гигантского месторождения La Paz в Венесуэле. Здесь нефть в фундаменте была обнаружена через 30 лет после начала эксплуатации месторождения. Внимание нефтяников изначально было сосредоточено на добыче нефти из вышележащих осадочных залежей. Из фундамента La Paz было добыто приблизительно 400 миллионов баррелей нефти было добыто. Начальная добыча (IP) составляет в среднем 3600 баррелей нефти в день, а максимальная добыча составляет 11500 баррелей нефти в день.
7. Вторым примером этого является нефтяное месторождение Octongo в бассейне реки Nequen. Оно было открыто в 1918 году в Аргентине. Нефть добывали из неглубоких отложений, лежащих над фундаментом. Наконец почти столетие спустя фундамент был пробурен и оценен, и теперь он является потенциальным в плане роста производства. В 2015 году добыча из фундамента составляла в среднем 3000 баррелей нефти в день. Она продолжает расти, что дало новую жизнь этому стареющему месторождению.
8. Месторождения La Paz и Octongo показывают, что операторам нефтегазовых месторождений, добывающих из отложений, перекрывающих вершины фундамента, следует рассмотреть возможность бурения скважины в глубь фундамента. Трехмерная сейсмика с высоким разрешением поможет определить наилучшее местоположение для оптимального пересечения трещиноватых или выветрелых пород фундамента.
9. Выветрелые «слабые» граниты также могут служить отличными коллекторами. Высокое содержание базальтовых минералов в сланцах, филлитах и тонкослоистых сланцах сводит на нет вторичную пористость в результате выветривания. Аналогично граниты и кварциты с большей вероятностью дают привлекательные высокопористые гранитные пески, тогда как эродированные сланцы и гнейсы не являются хорошими коллекторами.
10. Геологи, геофизики, инженеры-нефтяники и экономисты должны изучить аналоги месторождений нефти газа в образованиях кристаллического фундамента по всему миру, чтобы понять, как разрабатывать такие месторождения.
В прошлом нефтяные и газовые месторождения в образованиях фундамента были открыты в основном случайно. Традиционный способ мышления в прошлом состоял в том, что фундамент в основном плотный и не оправдывает затрат на изучение. Тем не менее сегодня есть несколько компаний, которые сосредоточены на кристаллическом фундаменте. Особенно преуспели в поиске нефти в породах фундамента SOCO International во Вьетнаме и Йемене и Hurricane Exploration на западе Шетландской области в Соединенном Королевстве.
Нефтяное дыхание кристаллического фундамента
Российским ученым нужно продолжать накапливать знания о кристаллическом фундаменте и принять во внимание запасы глубин недр Земли. Об этом пишет доктор геолого-минералогических наук Ренат МУСЛИМОВ в статье, вышедшей в сборнике конференции «Углеводородный и минерально-сырьевой потенциал кристаллического фундамента» (прошла в рамках Татарстанского нефтегазохимического форума). ИА Девон публикует статью с сокращениями.
НАЧАЛО ИЗУЧЕНИЯ ГЛУБИН
Проблема поисков углеводородов в толщах кристаллического фундамента (КФ) в Татарстане впервые была поставлена советским ученым Белялом Юсуповым в 1936 году. Он настаивал на глубоком нефтепоисковом бурении по древнему фундаменту в северо-западных районах Татарстана, в том числе на Кабык-Куперской площади, где выявлены нефтепроявления.
Автор утверждал, что «представление о бесперспективности кристаллического фундамента устарело, так как нефтегазоносность фундамента является фактом непреложным». Юсупов предлагал изучать нефтеносность фундамента бурением на небольшую глубину. Сегодня представления об этом уже другие.
Однако целенаправленного бурения для оценки нефтегазоносности кристаллического фундамента в РТ до начала 1970-х годов не проводилось. Изучалась только верхняя кровельная часть КФ, до которой бурились все поисково-разведочные, а на первых порах развития нефтяной промышленности и эксплуатационные скважины.
В Татарстане под руководством профессора Василия Лобова в 1969 году была разработана программа сверхглубокого бурения по кристаллическому фундаменту. Теоретическая концепция абиогенного генезиса нефти, созданная выдающимся учеными Николаем Кудрявцевым, П.Н. Кропоткиным, В.Б. Порфирьевым, В.А. Краюшкиным и др., явилась научной основой комплексной программы изучения глубинных недр Татарстана с 1970-х гг.
Программа объединила следующие основные направления:
целенаправленное разбуривание докембрийского основания сверхглубокими скважинами (до глубины 5—7 км);
углубление в породы кристаллического фундамента на первые сотни метров отдельных поисковых и разведочных скважин, бурящихся на продуктивные горизонты девона;
вскрытие локальных древних эрозионно-тектонических выступов архейско-протерозойских толщ;
вскрытие пород фундамента на 550 м разведочными и некоторыми эксплуатационными скважинами.
Основной задачей данной программы явился поиск структурных неоднородностей в теле КФ, разуплотненных проницаемых зон с циркуляцией газонасыщенных растворов и возможных скоплений углеводородных флюидов. Также решался целый ряд задач широкого геологического масштаба, связанных с изучением геолого-тектонических и петрографических особенностей гранито-гнейсового слоя.
Проводилась интерпретация материалов геофизических исследований, корреляция разновозрастных толщ фундамента, выяснялись особенности палеотемпературного режима земной коры и др. Но главным был вопрос нефтегазоносности.
По тем временам подобные представления оценивались как фантастические. Лобов заявлял о дальней боковой миграции нефти из осадочных образований Предуральского прогиба в сторону Южно-Татарского свода. На самом деле он считал, что источник углеводородов находится в глубинах планеты.
Благодаря такому тактическому ходу за 4 года удалось утвердить бурение первой сверхглубокой скважины на кристаллический фундамент Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения.
Перед этой скважиной ставились общегеологические задачи. Лобов говорил о возможной нефтегазоносности фундамента. На основании уникальных геологических данных скважины №20000 было обосновано бурение другой сверхглубокой скважины №20009-Новоелховской. Вскрытая мощность фундамента составила 4077 метров.
Удивительные и неожиданные результаты бурения этих скважин и опробование в них около 20 объектов позволили дать оценку потенциального нефтепоискового объекта кристаллического фундамента.
Но с переходом России к капиталистической системе данная программа не могла быть продолжительной. Некоторое время еще проводились работы по опробованию выделенных для исследования объектов в сверхглубокой скважине 20009.
СЕГОДНЯ ПРОРЫВА ЖДАТЬ НЕ ПРИХОДИТСЯ
В современной России в настоящее время нет никаких условий для продолжения изучения кристаллического фундамента, связанного с бурением сверхглубоких скважин. От научных исследований сегодня требуют быстрого получения практических результатов. В руководстве геологической и нефтегазовой отраслей сегодня нет деятелей с глубоким государственным мышлением, способных анализировать мировые тенденции и прогнозировать развития отраслей на 40-50 лет вперед.
Такие титаны были в советское время. Об этом говорит сам факт бурения сверхглубоких скважин на КФ в Татарстане. Тогда, в обстановке монопольного господства биогенной теории происхождения нефти и запрета на исследования по абиогенному происхождению нефти, специалисты поддержали проекты по запрещенной тематике. Без их поддержки проведение работ было бы невозможно.
Сегодня таких титанов на руководящих должностях уже нет, и ожидать начала мощных прорывных работ не приходится. Для кардинального решения поисков и добычи абиогенной нефти КФ потребуется не менее 40-50 лет. Это при условии, если будет разработана и принята целевая государственная программа по исследованию КФ осадочных бассейнов и абиогенной глубинной нефти. Нужны громадные затраты, но и результаты будут огромными. Мы получим технологии использования неисчерпаемых углеводородных ресурсов глубинных недр Земли.
Уместно привести историю сланцевой революции добычи газа и нефти в США. К ней они целенаправленно шли более 40 лет. Сегодня страна с падавшей добычей, с самыми большими объемами импортируемой нефти вышла на первое место по добыче нефти и готовится стать крупным экспортером нефти и газа.
Что касается глубинной, абиогенной нефти в США у специалистов и ученых большой пессимизм. И подобных реальных программ пока нет. Но по мере накопления материалов по данной проблеме в мире, они могут появиться. И мы опять будем отставать от американцев.
КЛЮЧ К ОСАДОЧНОМУ ЧЕХЛУ
Но нашим геологам, специалистам и ученым не стоит отчаиваться. Нужно в полной мере использовать результаты уникальных 40-летних исследований в РТ.
Учеными доказана тесная связь месторождений в осадочном чехле и их строения с геологическим строением фундамента. Изучая геологическое строение фундамента, мы облегчаем поиски нефти в вышележащих отложениях. Можно сказать, что познание фундамента - ключ к поискам нефти в осадочном чехле.
Кристаллический фундамент играет нефтегазогенерирующую и нефтепроводящую роль, о чем может свидетельствовать ряд факторов.
Приуроченность залежей нефти осадочного чехла к разломам в фундаменте дает возможность рассматривать его как в качестве промежуточного звена миграции нефтегазоносных флюидов, так и самостоятельного поискового объекта.
Есть явное несоответствие начальных потенциальных ресурсов (НПР) Татарстана, из которых уже извлечено около 3,5 млрд т нефти. Полученные на основе геохимического анализа доманикиты палеозоя с оценкой их нефтематеринского материала составляют всего 709 млн т для всей осадочной толщи. Это указывает на невозможность формирования промышленных скоплений углеводородов за счет нефтегенерирующего потенциала осадочных пород.
Обоснование поисков УВ - в породах самого кристаллического фундамента. Для этого есть очень веские основания, полученные по мере более углубленного изучения фундамента. На основе данных сейсмического профилирования и глубокого зондирования установлено пластично-чешуйчатое строение фундамента.
При этом, как видно из данных профилей, основные отражающие горизонты фундамента находятся под «покрышкой» непроницаемых пород на глубинах в 5-7 км. Проведенные работы по изучению отражающих горизонтов позволяют считать их в качестве так называемых зон разуплотнения или зон деструкции фундамента. Они обладают высокими коллекторскими свойствами, вследствие дробления и переработки пород.
Кристаллический фундамент играет роль в постоянной «подпитке» нефтяных месторождений осадочного чехла новыми ресурсами за счет притока углеводородов по скрытым трещинам и разрывам из глубин. Татарстанскими учеными было показано существование на Южно-Татарском своде единого источника нефтегенерации для залежей нефти и природных битумов (ПБ).
Показано, что формирование месторождений происходит за счет вертикально восходящей миграции нефтегазоносных флюидов через разломы, секущие кристаллический фундамент и ниже горизонты осадочного чехла.
Это позволило сделать вывод о наличии факта миграции углеводородов (УВ) из зон деструкции фундамента в осадочный чехол по зонам многочисленных разломов. Таким образом, можно с полной уверенностью говорить о «подпитке» нижних горизонтов Ромашкинского месторождения «УВ-дыханием» фундамента.
Анализ позволяет по-новому рассмотреть нефтяные месторождения как постоянно развивающийся, подпитывающийся углеводородами из глубин недр Земли.
Исходя из данных о наличии большого числа нефтяных и газовых месторождений мира, открытых в породах КФ, можно считать кристаллический фундамент Русской платформы объектом самостоятельного поиска.
Но проводить обычные нефтегазопоисковые работы на КФ крайне дорого и технически трудно. Отсутствие технологий поисков и техники бурения в крайне сложных геологических условиях КФ принудили на современном этапе отказаться от немедленной реализации этой идеи. На ее место пришла идея получать нефть из КФ через месторождения осадочного чехла. Для этого можно использовать механизм «подпитки» месторождений осадочного чехла глубин в результате глобального процесса дегазации Земли.
ФЛЮИДЫ И ЛОВУШКИ
Проведенные в течение 40 лет в РТ работы по углубленному изучению КФ позволили по новому подойти к определению атрибутов нефтегазового месторождения. Раньше считалось, что месторождение приурочено к ловушке, состоящей из коллектора и покрышки. При этом, как само собой разумеющееся, подразумевалось наличие где-то нефтематеринских пород.
Сегодня констатируется, что нефтяное месторождение в осадочном чехле состоит из ловушки, включающей коллектор и покрышку; глубинного резервуара - поставщика углеводородов; нефтеподводящего канала, соединяющего глубинный резервуар с осадочными породами.
А в самом КФ для наличия нефтяной или газовой залежи достаточно иметь коллектор и флюидоподводящий канал.
Из глубинного источника флюиды мигрируют по нефтеподводящим каналам в ловушки осадочного чехла. По В.А. Трофимову, под каждым нефтяным месторождением должен быть подводящий канал. Но это не обязательно. Однако под гигантскими и супергигантскими месторождениями их может быть достаточно много. Например, под Уренгойским месторождением имеется серия таких каналов, называемых «морковками».
А в более мелкие месторождения углеводороды могут попадать в результате боковой миграции, которую большинство исследователей на близкие расстояния не отрицают. Последние достижения мировой нефтегазовой науки опровергают представления о дальней латеральной миграции флюидов и подтверждают доминирование вертикальной миграции в процессах формирования залежей УВ.
Она особенно активно проявляется на больших глубинах. При этом существенная роль глубинных флюидов потоков, которые являются одной из причин широкого развития аномально высоких пластовых давлений (АВПД) в глубокопогруженных комплексах.
В процессе изучения возникло новое перспективное направление - поиски эндогенной нефти не в самих породах КФ, а в вышележащих осадочных отложениях. Используются для этого процессы «подпитки» нефтяных месторождений осадочного чехла ресурсами УВ за счет притока флюидов по скрытым трещинам и разрывам, т.е. по флюидопроводящим каналам из единого глубинного мантийного источника за счет восходящей миграции. Все это позволило сформулировать новую стратегию разработки нефтяных месторождений с учетом их постоянной подпитки из недр Земли.
Напомним , первоначально залежи нефти Ромашкинского месторождения оценивались в 710 млн тонн. На сегодняшний день доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в более 3 млрд тонн, считают специалисты ПАО «Татнефть». Ранее считалось, что добыча на данном месторождении завершится к 2065 г. Однако теперь планируется продлить добычу до 2200 г. Если учесть гипотезу «подпитки», срок его разработки может еще увеличиться.
Старые месторождения: феномен восполнения
Принято считать, что «старые» месторождения обречены, а их инфраструктура, в конечном счете, станет невостребованной, превратившись в тяжелую обузу для недропользователей. Этого, однако, можно избежать, если вовремя преодолеть кризис новых идей и отсутствие нестандартных подходов к оценке геологических моделей, если вовремя скорректировать подходы к изучению нефтегазоносности этих месторождений, ложно считающихся исчерпывающе изученными, если кардинально изменить точку зрения на устоявшиеся принципы ведения разработки месторождения.
Падающая добыча, растущая обводненность при полном отсутствии резервов компенсации этих явлений — стандартная ситуация, наблюдаемая во многих старых нефтегазодобывающих районах. Но практически нет ни одного месторождения, окончательно выведенного из эксплуатации по причине отсутствия нефти.
Как правило, достигнутый КИН превышает (и значительно) показатель, принятый при первоначальном подсчете запасов УВ. Поначалу это отклонение нивелируется введением уточнений в подсчетные параметры, затем — почти неизбежно — признанием факта восполнения запасов УВ. Принципиально говоря, все естественные выходы нефти на поверхность земли следует квалифицировать как свидетельства процесса восполнения.
Явные или неявные признаки феномена «второго дыхания» выработанных месторождений обнаружены в Татарстане, Чечне, Казахстане, в Прикаспии, Азербайджане, в Западной Сибири и т.п. Версий его природы — несколько (вплоть до отрицания такового), но ни одно из них инструментально не доказано. Явление имеет объединяющие черты: от пульсирующего характера работы скважин, эксплуатируемых на стадии истощения (нередко связываемого с проявлением сейсмичности), и нефтегазопроявлений из ликвидированных скважин, не всегда объяснимых техногенными причинами, до долговременной работы отдельных скважин, дебиты и суммарный отбор нефти из которых никак не согласовываются с подсчитанными и неоднократно пересчитанными запасами УВ.
Эти особенности коррелируются и с целым рядом геологических параметров и признаков: отпроявления вторичности скоплений нефти и газа в природных резервуарах и образования крупных скоплений углеводородов по всему разрезу осадочного бассейна, независимо от литологического состава горных пород, от высокой плотности гигантских месторождений нефти и газа в отдельных относительно небольших районах и аномально-высоких и аномально-низких пластовых давлений в залежах УВ до резкого уменьшения и вплоть до полного исчезновения прямых признаков УВ по направлению от ВНК к водонасыщенной части резервуара и максимальной магнитной напряженности в пределах отрицательных гравиметрических аномалий.
Причина феномена
Абсолютное число месторождений (в том числе и «старых») тяготеют к границам литосферных плит (крупных, средних, мелких) и внутриплитным активным тектоническим образованиям и испытывали последствия чередования пассивных и активных этапов тектонического развития. «Наиболее убедительные факты, иллюстрирующие возможность восполнения запасов УВ, зафиксированы на Ромашкинском месторождении. Имеющиеся фактические промысловые материалы резко противоречат «закону» падающей добычи нефти и имеют прямое отношение к феномену восполнения» ( Р.Х.Муслимов, 2007 г.).
Однако во всех случаях установленного (с разной степенью достоверности) восполнения запасов УВ их источник в рамках принятой геологической модели не определен.
Вместе с тем, на многих старых месторождениях наблюдается парагенетическая ассоциация (сонахождение) положительной и отрицательной структур, разделенных разломом.
Причем отрицательная структура имеет наложенный или возрожденный характер и образовалась (или обновилась) в последнюю фазу активизации тектонических движений. К этому моменту основные крупнейшие залежи были сформированы, а появление (возрождение) отрицательной структуры привело к переформированию первичной залежи с образованием вторичного скопления УВ (и не одного) в приразломном пространстве под влиянием гидродинамической воронки, всосавшей часть УВ с размещением их на глубинах, как правило, больших, чем они находились до этого.
Часто отрицательные структуры приурочены к рифтам (в т.ч. возрожденным). Связь первичной и вторичной залежей, видимо, прервалась с завершением активной фазы, но периодически возобновлялась в периоды оживления разлома на неотектоническом этапе развития и на современном этапе, что подтверждается обусловленностью новейшими и современными тектоническими движениями и объясняет восполняемость запасов УВ. Этим же объясняется и пульсирующий характер работы скважин (с изменением состава УВ), коррелируемый с сейсмичностью, как и нефтегазопроявления в ликвидированных скважинах.
Аномальный характер работы отдельных скважин связан с непосредственным влиянием разлома, деструкцией пород в приразломной зоне.
Отклонения величин пластового давления от гидростатического характера распределения отражают степень восстановления (релаксации) тектонофизической напряженности пород после их дилатансии. Время формирования таких залежей практически совпадает со временем образования ловушки и датируется периодом последней активизации разлома, т.е. эти залежи самые молодые.
Активизация разлома приводит к аномальной прогретости приразломных зон, фиксируемой и в современном температурном поле, к появлению геохимических, положительных магнитных и отрицательных гравиметрических аномалий. Теряется зависимость между площадью залежи и коли чеством запасов с увеличением их плотности. Происходит трансформация горизонтального облика залежи в вертикальный ряд скоплений с определенным смещением по площади и по глубине, с оставлениемследов древних ВНК. Вторичность таких залежей подчеркивается как составом УВ, так и трещиноватостью пород, осложненной образованием вторичных минералов, запечатывающих эти залежи. Таким образом, ассоциация положительной и отрицательной структур, прошедших этапы последней пары активных и пассивных тектонических движений, предопределяет в общем случае ассоциацию первичных и вторичных залежей. Последние способны периодически подпитывать первые в соответствии с характером и масштабами сейсмичности пассивного этапа тектонического развития.
Следствие феномена
Исходя из этого напрашивается вывод о главном направлении нефтегазопоисковых работ в пределах «старых» месторождений: поиск новых скоплений УВ в при разломных зонах активных разломов на различных глубинах в любой части разреза, обладающей способностью повышенного трещинообразования (в т.ч. в кристаллическом фундаменте) как на приподнятом крыле разлома, так и на опущенном. При этом задачи, которые должны решаться рациональным комплексом геолого-геофизических исследований, сводятся к следующему:
оценка характера расчлененности приразломного пространства как по разрезу, так и по латерали с выделением главного и сопутствующих разломов с градацией разломов по степени активности и блоков по тектонофизическому состоянию; реконструкция истории тектонического развития приразломного пространства с локализацией участка приразломной зоны, обладающего оптимальным соотношением условий образования первичных и вторичных залежей.
В связи с этими задачами каждый метод должен быть переориентирован на картирование (изучение) разлома и тектонофизических ловушек УВ в приразломной зоне
И если сегодня сейсморазведка и глубокое бурение являются основными (а чаще — единственными) способами изучения недр, то для успешного поиска приразломных залежей УВ все вышеперечисленные методы следует признать изначально равноценными, с тем чтобы затем правильно провести их градацию по эффективности.
Вопреки антиклинальной теории
Перераспределение УВ между положительной и сопутствующей приразломной отрицательной структурами может достичь таких масштабов, когда локальное поднятие станет полностью лишенным УВ. Последнее наблюдается на юге и востоке Западной Сибири, в центральном грабене Припятского прогиба.
Такое же могло случиться в других регионах с неясными перспективами нефтегазоносности (к примеру, в Московской и Мезенской синеклизах, в зоне сочленения Воронежской антеклизы и т.п.), где до сих пор не достигнуты желаемые результаты, хотя здесь есть все необходимые и достаточные условия для формирования скоплений УВ.
Любая догма чревата взрывом, уничтожающим эту догму. Вот и антиклинальная теория изжила себя, не преодолев свои внутренние противоречия, не признавая ничего, кроме архимедовых сил, и таким образом так и не ответив на главный вопрос: каковы причины миграции УВ.
А они достаточно просты: УВ мигрируют из объема пород с избыточным давлением по направлению к пространству с дефицитом давления (к пьезоминимуму). Ведь не случайно установлено, что абсолютное число залежей УВ контролируются минимальными значениями приведенных пластовых давлений.
И это, прежде всего, относится, как ни странно, к антиклинальным ловушкам УВ, что также объясняется достаточно просто, если иметь в виду тектонофизические модели М.Гзовского.
Наглядно видно, что свод антиклинали в процессе ее роста подвержен тектонофизическому разуплотнению (дилатансии), способствующему формированию пьезоминимума — главному условию миграции УВ, удивительным образом совпадающего по направлению движения флюидов с архимедовыми силами, что в итоге и обеспечило локализацию скоплений УВ в своде антиклинали.
Но на каком-то этапе (пассивном) антиклиналь перестает расти, и по мере релаксакции пьезоминимума архимедовы силы становятся господствующими, продолжая питать свод углеводородами.
Необходимо вспомнить слова академика А.Пейве: «. рассматривая соотношение разломов и складок, прежде всего, необходимо резко подчеркнуть генетическое единство тех и других при ведущей роли глубинных разломов. Нельзя представить себе происхождение складок и складчатых зон вне связи с глубинными разломами. В природе имеются глубинные разломы, не сопровождающиеся складками, но не могут быть указаны складчатые зоны или полосы без глубинных разломов».
И развивая эту мысль, следует констатировать: нельзя представить себе положительную структуру, контролируемую разломом, без спутника – отрицательной структуры, способной при определенных условиях радикально изменить характер размещения скоплений УВ и их генезис.
Когда ППД становится вредным
Огромные средства направляются на поддержание пластового давления (ППД), а экологические последствия этих мероприятий трудно оценить. В то же время, исходя из приведенной модели, существует реальная возможность избегать этих затрат и нагрузок на экологию (хотя бы частично и постепенно), и прежде всего там, где уже зафиксированы признаки восполнения.
Восполнение запасов УВ происходит благодаря наличию разницы приведенных пластовых давлений в разрабатываемой и нижерасположенной питающей залежах (т.е. благодаря депрес-сии). ППД, как мера удержания необходимого уровня добычи, сводит эту депрессию и соответственно масштабы восполнения к минимуму, что может быть преодолено прекращением закачки агента в пласт, в первую очередь, на объектах, где однозначно установлены скважины с аномальным характером работы (по дебиту, по составу, по времени).
Участки этих скважин необходимо рассматривать как контролирующие потенциальные транзитные пути восполнения. Они подлежат предварительному специальному изучению с целью воссоздания промыслово-геологической модели сосуществования положительной и отрицательной структур (разделенных разломом ), разрабатываемой и питающей залежей.
Читайте также: