Глава 1. Нетрадиционные нефтегазовые коллекторы

1.1.Состояние и проблемы научного обеспечения методов увеличения нефтеотдачи пластов

Повышение степени извлечения нефти из недр - одно из приоритетных направлений развития нефтяной промышленности. В России основным методом разработки является заводнение. Его применение позволило значительно повысить эффективность эксплуатации нефтяных месторождений. Дополнительное увеличение нефтеотдачи пластов при заводнении в определенных условиях обеспечивают гидродинамические методы: циклическое воздействие с переменой направления фильтрационных потоков; системная технология обработок призабойной зоны (ОПЗ), бурение горизонтальных скважин; выполнение гидроразрывов пласта в скважинах и др.

В последние годы объемы применения гидродинамических методов на месторождениях страны значительно возросли (добыча за счет них составляет 50-60 млн. т/год), что в определенной степени обусловило вовлечение в активную разработку юрских и ачимовских отложений месторождений Западной Сибири. Вместе с тем, по мнению большинства специалистов, кардинального повышения среднего коэффициента извлечения нефти (КИН) в стране можно достичь только при существенном увеличении масштабов применения третичных методов: тепловых, газовых и химических (достигаемый КИН равен 35-70 %). В настоящее время отмечается новый всплеск интереса к применению этих методов на месторождениях России, прогнозируются опытные работы и результаты их промышленного внедрения. При этом практически не обсуждаются проблемы степени готовности этих методов к промышленному внедрению, в том числе их научного обеспечения.

Методы увеличения нефтеотдачи являются гораздо более сложными, чем заводнение, процессами, основанными на механизмах дополнительного извлечения нефти из пористой среды. Эти технологии требуют как предварительного тщательного научного обоснования применительно к конкретным условиям, так и последующего научного сопровождения при их применении с использованием принципиально новых средств контроля и регулирования. На текущем этапе необходимо создание и освоение технологий, обеспечивающих многофакторное воздействие на коллектор и насыщающие его флюиды. Для этого требуется интегрированное использование достижений многих наук, в том числе микромеханики движения флюидов в пористых средах с учетом микро- и макронеоднородности пластов, поверхностных свойств коллектора, свойств пластовых жидкостей, динамики их взаимодействия с закачиваемыми агентами. Однако зарубежный и отечественный опыт свидетельствует, что сложность и дополнительные затраты в конечном счете компенсируются повышенной эффективностью. По оценке зарубежных исследователей, внедрение МУН основными международными нефтедобывающими компаниями обеспечивает прирост извлекаемых запасов 4-12 %. Дополнительная годовая добыча за счет МУН по более чем 1500 проектам их применения в мире составляет 120-130 млн. т. В США общая добыча нефти за счет МУН равна 34, 4 млн. т/год, доля добычи нефти за счет третичных методов в общей добыче в США - около 12 %.

Активное внедрение МУН всегда происходит на фоне существенного развития сопутствующих фундаментальных и прикладных научных исследований, многочисленные результаты которых ежегодно обсуждаются на международных конференциях. При этом затраты на инновационные технологии в крупных зарубежных нефтяных компаниях превышают 1 млрд. долл/год.

При рассмотрении состояния и перспектив применения МУН следует вспомнить об отечественном опыте активного внедрения этих методов в 80-е годы ХХ века.

В 1976 г. вышло специальное Постановление Правительства СССР, которое определяло объемы дополнительной добычи нефти за счет применения третичных МУН, а также объемы выпуска необходимых для этого материально-технических средств. Было также предусмотрено экономическое стимулирование осуществления опытно-промышленных работ нефтедобывающими предприятиями. В целях концентрации усилий по решению данной проблемы в 1985 г. был создан Межотраслевой научно-технический комплекс «Нефтеотдача» (с 1992 г. РМНТК «Нефтеотдача»).

Организационная структура комплекса обеспечивала как научное сопровождение проблемы, так и реализацию программы опытных работ. Переданные в структуру РМНТК «Нефтеотдача» сервисные компании («Термнефть», «Союзнефтепромхим», «Союзнефтеотдача», «Татнефтебитум») выполняли на опытных промыслах нефтедобывающих предприятий специальные комплексы работ, которые ранее не входили в практику деятельности этих предприятий (закачка химических агентов, генерирование и закачка теплоносителей и воздуха, закачка углеводородного газа, монтаж специального оборудования). В настоящее время крупные сервисные компании, выполняющие работы по внедрению МУН, отсутствуют.

Научное сопровождение проблемы осуществлялось ВНИИнефтью с обеспечением соответствующего финансирования. Особое значение имела активная координация научно-исследовательских работ отраслевых и академических институтов на основе федеральных и отраслевых научно-технических программ. Эти программы включали исследования механизма новых процессов извлечения нефти из пластов и создание новых технологий, совершенствование методов проектирования и анализа, составление проектных документов и научно-методическое руководство опытными работами, обобщение опыта применения различных методов и определение перспектив их внедрения на месторождениях страны. В программах предусматривалось участие десятков производственных и научно-исследовательских организаций, для решения фундаментальных проблем извлечения нефти были привлечены институты АН СССР. В эти годы в нефтяном комплексе страны функционировали 74 научные организации (сейчас около 30 разрозненных научных центров, из них 20 в нефтяных компаниях). Были созданы десятки руководящих документов по исследованию, проектированию и применению различных (в том числе принципиально новых) МУН, организованы работы по испытанию и промышленному внедрению МУН на более чем 200 объектах. В результате добыча нефти за счет применения МУН возросла с 1975 по 1991 г. более чем в 6 раз и достигла 11, 5 млн. т, т.е. составила 2 % общей добычи нефти в стране.

С переходом нефтяной промышленности на новую систему хозяйствования перестали действовать механизмы стимулирования изучения проблемы увеличения нефтеотдачи, существенно уменьшилась активность научных исследований, объемы применения методов стали снижаться.

В настоящее время добыча за счет третичных методов лишь незначительно превышает 1 млн. т/год, не реализуются новые крупные проекты по применению тепловых и газовых методов, химические реагенты используются, как правило, только для ОПЗ пласта. Объемам и качеству работ по применению МУН соответствует их текущее научное обеспечение. Хотя отсутствие федеральных и отраслевых программ по данной проблеме не позволяет конкретно представить объемы исследований по отдельным методам, косвенные показатели (особенно в сопоставлении с показателями зарубежных компаний) достаточно красноречивы. По имеющимся данным, расходы на научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы (НИОКР) в зарубежных нефтегазовых компаниях в 2008 г. в 6-10 раз превышали аналогичные расходы крупных российских компаний.

Компания «Шелл» в 2007 г. затратила на НИОКР 1, 2 млрд. долл., в 2008 г. - 1, 3 млрд. долл., в 2009 г. - 1 млрд. долл. Затраты всех нефтяных компаний России вместе с ОАО «Газпром» на НИОКР составили в 2009 г. 250 млн. долл.

Данные по патентованию в нефтегазовом секторе подчеркивают зависимость этого показателя от объемов финансирования НИОКР: число зарегистрированных патентов в российских компаниях в десятки раз меньше, чем в зарубежных. При этом такой показатель для нефтяной промышленности соответствует общему состоянию развития науки и патентования в целом по стране. В конце 80-х - начале 90-х годов число патентных заявок в России снизилось более чем в 4 раза, и пока эта тенденция по существу сохраняется.

В развитых нефтедобывающих странах научные исследования по применению МУН существенно отличаются от исследований в России по структуре и объемам финансирования. При этом развиваются как прикладные исследования, касающиеся конкретных технологий или конкретных объектов применения методов, так и поисковые по созданию принципиально новых технологий, а также фундаментальные исследования процессов извлечения нефти различными агентами из разнообразных по свойствам пористых сред. Есть ряд проблем, скорее прикладного характера, исследование которых нельзя откладывать, если ставить целью увеличение объема применения третичных методов в ближайшие годы:

- регулирование продвижения оторочек растворов химических реагентов по пласту;

- снижение адсорбции химических реагентов на пористой среде;

- создание адресных композиций химических реагентов для конкретных условий пласта;

- внутрипластовое снижение вязкости нефти химическими реагентами;

- моделирование процессов фильтрации различных агентов;

- регулирование процесса внутрипластового окисления нефти;

- определение влияния свойств пористой среды и закачиваемых в пласт агентов на кинетику окисления при закачке воздуха под высоким давлением;

- изучение влияния температуры на капиллярные свойства пористой среды и фазовые проницаемости для различных пористых сред;

- оценка эффективности воздействия различных газовых агентов;

- оптимизация объемов газовых агентов при закачке газа и воды;

- использование пенных систем и других реагентов для регулирования физико-химических, тепловых и газовых методов;

- оценка эффективности закачки слабоминерализованной воды в пласты, изменение смачиваемости пористой среды;

- оценка эффективности МУН по промысловым данным и др.

На стадии испытания и внедрения важно также обеспечить полное выполнение проектных решений по применению МУН, которые из-за сложности требуют более тщательного контроля выполняемых мероприятий.

Так, по данным ЗапСибНИИГГ, фактическая плотность сетки скважины на месторождениях Западной Сибири почти в 2 раза меньше проектной, решения по контролю разработки выполняются по гидродинамическим исследованиям на 12-47 %, по контролю выработки запасов - на 20 %.

Необходимо отметить, что в последнее время появился ряд обнадеживающих факторов. Озабоченность состоянием полноты извлечения нефти на месторождениях России высказана руководством страны, государственными органами проводятся мероприятия и принимаются решения по проблеме увеличения степени выработки трудноизвлекаемых запасов. Наблюдается некоторое повышение активности нефтяных компаний в этой области. Оценки свидетельствуют, что при благоприятных условиях к 2030 г. извлекаемые запасы страны за счет промышленного применения МУН могут быть приращены на 2-4 млрд. т с годовой дополнительной добычей 30-60 млн. т. Однако без достаточного внимания к научному обеспечению данной проблемы на отраслевом и государственном уровнях эти прогнозы невыполнимы.

При рассмотрении перспектив усиления научного обеспечения отрасли иногда высказывается предложение возложить решение отраслевых проблем на нефтяные компании и их научные центры. Следует, однако, учитывать, что научно-аналитические центры нефтяных компаний ориентированы на решение текущих прикладных задач. Кроме того, общемировая практика показывает, что любая экономически развитая страна проводит свою промышленную политику, которая без системно организованной отраслевой науки невозможна. Объясняется это тем, что горизонт технологического прогноза корпорации редко превышает 7-10 лет, а фундаментальные исследования приносят экономически значимый результат через 20-30 лет. В образовавшемся 20-летнем промежутке как раз и работает система прикладной (отраслевой) и академической науки - именно в это время задаются ориентиры для прорывных инноваций, передающихся на следующем шаге в подразделения НИОКР корпораций.

Известны также предложения о концентрации нефтяной науки в вузах, что частично практикуется в ряде зарубежных стран.

Перспективы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений страны и применения МУН связаны с необходимостью возрождения системы научного обеспечения этой проблемы на базе комплекса отраслевых и учебных институтов с привлечением в ряде случаев институтов Российской академии наук.

ОАО «ВНИИнефть имени акад. А.П. Крылова» многие годы являлся лидером в создании и исследовании МУН. В настоящее время возможности института в этой области модернизируются при активной поддержке ОАО «Зарубежнефть». В первую очередь это касается экспериментальной исследовательской базы по тепловым и газовым методам воздействия, развития исследований в области технологий физико-химического воздействия на нефтяные пласты, программного обеспечения исследования и проектирования методов. Активизируется деятельность РМНТК «Нефтеотдача».

В целом, анализируя отечественный и зарубежный опыт развития МУН, можно сформулировать необходимые условия реализации проблемы научного обеспечения МУН.

· Государственное регулирование проблемы.

· Концентрация научных, методических и технологических усилий на основе научно-технических программ.

· Научное сопровождение опытных работ на базе специальных промысловых приборов и оборудования.

· Создание на базе отраслевых институтов и вузов научных центров, оснащенных уникальными лабораторным оборудованием и программными средствами.

Механизм организационно-финансового обеспечения внедрения МУН в России может основываться на государственных программах опытных и научно-исследовательских работ при реализации программы внедрения МУН через лицензионные и проектные документы. Важной составляющей этого механизма могут также стать совместные программы (пулы) нефтяных компаний по исследованию и испытанию МУН.

1.2.Инновационное развитие нефтегазового комплекса России: проблемы, условия, перспективы

Возможности инновационного развития любой экономики определяются структурой и технологическим уровнем ее важнейших отраслей, их масштабами, коммерческой и бюджетной эффективностью, способностью генерировать финансовые ресурсы для собственного развития и модернизации всего национального хозяйства. Конкурентные преимущества России в международном разделении труда - значительные природные ресурсы, высокий научно-технологический, промышленный и кадровый потенциал, благоприятное географическое положение. Реализация конкурентных преимуществ предполагает создание соответствующих организационно-экономических условий исходя из научного обоснования проблем и перспектив развития.

Нефтегазовый комплекс (НГК) играет значительную роль в экономике и жизнеобеспечении страны. Экономическая эффективность и технологический уровень НГК отражают международную конкурентоспособность российской экономики. Россия - крупнейший в мире производитель и экспортер углеводородов, обеспечивающий более 16 % мировой добычи нефти и газа. В 2011 г. добыча нефти в стране превысила 511 млн. т, газа - 665 млрд. м3. В последние годы значительно выросли объемы нефтепереработки, но, несмотря на это, пока в России перерабатывается менее половины добываемой нефти.

НГК - важный элемент российской экономики, формирующий в последние годы 45-50 % доходов федерального бюджета. Поступления от поставок углеводородов за рубеж составляют 60-65 % российского экспорта. Выручка нефтегазовых компаний превышает 400 млрд. долл. США, капитальные вложения на территории России - более 60 млрд. долл. США, совокупная чистая прибыль - более 65 млрд. долл. США.

Отраслевой комплекс в высокой степени интегрирован в мировую экономику - более 70 % продукции нефтяной и более 30 % газовой промышленности поставляется на экспорт. Экспорт нефти и нефтепродуктов составляет 350-370 млн. т/год (более 13 % всех международных поставок), газа - 160-200 млрд. м3 (более 33 % международных поставок сетевого газа и 24 % всех экспортно-импортных поставок трубопроводного и сжиженного газа). В 2010 г. в результате таможенной политики экспорт сырой нефти несколько снизился при незначительном росте нефтепродуктов, прежде всего мазута и дизельного топлива, предназначенных для дальнейшей переработки в странах-реципиентах. Развитие НГК России усложняется ухудшением горно-геологических и природно-климатических условий разведки и разработки, ростом удаленности от центров переработки и сбыта.

В традиционных районах добычи (в Западной Сибири, Урало-Поволжье, на Северном Кавказе) происходит увеличение глубины залегания продуктивных пластов, снижение объема запасов, усложнение геологического строения месторождений, уменьшение пластового давления, ухудшение коллекторских свойств продуктивных пластов и др. В новых районах добычи (в Восточной Сибири, на Дальнем Востоке) пока недостаточно геологически изучены территории и акватории. В новых районах возможно открытие новых крупных месторождений, однако уже сейчас очевидно, что горно-геологические условия их освоения будут сложнее, чем в старых районах, а объем удельных инвестиций - выше.

Усложнение условий освоения нефтегазовых ресурсов наряду с постоянным совершенствованием технологического уровня разведки и разработки - общемировая тенденция. Наблюдаются разнонаправленные процессы, происходящие под воздействием технического прогресса и естественных закономерностей развития добывающих отраслей.

В настоящее время в структуре добычи нефти в России по способам эксплуатации скважин преобладает насосный, доля которого возросла от 85-87 % в первой половине 90-х годов, до 92-93 % во второй половине первого десятилетия 2000-х годов; при этом в последние годы за счет применения методов интенсификации добычи и ввода в разработку новых крупных объектов с высокими начальными дебитами (Приобское, Ванкорское месторождения и др.) средний дебит по отрасли увеличился почти до 11 т/сут (табл. 1.1.). Эксплуатационный фонд скважин стабилизировался на уровне 152-162 тыс., доля бездействующих скважин последовательно снижена с 20 % и выше в 90-е годы до 16-16, 4 % в 2000-е годы. Объем эксплуатационного бурения снижался до 2005 г., затем значительно увеличился в 2008-2010 гг.

Таблица 1.1.

Основные показатели добычи нефти

В 90-е - 2000-е годы увеличилась средняя глубина законченных эксплуатационным бурением скважин, что отражает общую тенденцию освоения горизонтов, залегающих более глубоко, при этом технологии бурения также совершенствовались - проходка на одно долбление увеличилась почти в 2 раза. В условиях роста добычи нефти в 2000-е годы снизилась степень использования попутного нефтяного газа.

В последние 10-15 лет средние дебиты скважин снизились с 349 тыс. до 240-247 тыс. м³/сут, а в 2009 г. - до 203 тыс. м³/сут, с последующим ростом в 2010 г. - до 230 тыс. м³/сут. Эксплуатационный фонд скважин и удельный вес бездействующего фонда в эксплуатационном фонде увеличились (табл. 1.2.).

Таблица 1.2.

Основные показатели дебита газа и фонда скважин

Эти тенденции обусловлены ухудшением структуры разрабатываемых объектов в результате перехода крупнейших месторождений на стадию снижения добычи. Объем эксплуатационного бурения в значительной степени определялся последовательностью реализации конкретных проектов и варьировался от 0, 1 млн. до 0, 7 млн. м, при этом последовательно увеличивался объем разведочного бурения (табл. 1.3.).

Таблица 1.3.

Добыча нефти и газа по регионам России

В результате усложнения условий добычи углеводородов в России и мире, повышения технологических и экологических требований показатели развития НГК будут в значительной степени зависеть от уровня затрат на инновации, качества нефтегазового сервиса.

В настоящее время за счет лучшей обеспеченности сырьевой базой, наличия значительного инфраструктурного и производственного задела, относительно благоприятных организационных условий деятельности коммерческая эффективность российских нефтегазовых компаний значительно выше, чем международных партнеров. Так, доля чистой прибыли в выручке компаний, работающих в НГК России, составляет 16-18 %, крупнейших зарубежных компаний - 3-5 %, себестоимость добычи нефти у российских компаний также значительно ниже (рис. 1.1.).

В дальнейшем для обеспечения конкурентоспособности НГК России необходимы: модернизация систем добычи, переработки и транспорта углеводородов в Западной Сибири и Европейской части России, формирование новых центров нефтяной, газовой, нефте- и газоперерабатывающей, нефте - и газохимической промышленности в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, освоение шельфов морей, диверсификация направлений поставок углеводородов в России и на экспорт.

Рис. 1.1. Себестоимость добычи нефти (без налогов и амортизации) крупнейшими российскими и зарубежными компаниями

Технологический уровень развития нефтяной и газовой промышленности России будет определяться состоянием предприятий российского нефтегазового сервиса и машиностроения, развитие которых сдерживается, так как на рынке происходит усиление позиций иностранных компаний. При этом, если в добыче и переработке нефти и газа высока концентрация производства и капитала, то в нефтегазовом сервисе - отрасль слабо консолидирована в части основных игроков, на рынке присутствует большое число мелких компаний-производителей и импортеров.

Основные угрозы для российского нефтегазового сервиса и машиностроения представляют:

· возможное сокращение рынка в условиях снижения производственной активности в НГК;

· значительная раздробленность организационной и производственно-технологической структуры;

· усиление на рынке позиций импортного оборудования, преимущественно китайского производства, в том числе за счет расширения режима связанного кредитования;

· слабые позиции в «премиум-сегменте» (геофизика, наклонно направленное бурение) при отсутствии у большинства компаний инвестиционных ресурсов для модернизации производства;

· укрепление с 2010 г. реального курса рубля в условиях высокой инфляции, ведущее к удорожанию факторов производства в стране и стимулированию импорта;

· низкий уровень перспективного маркетинга и взаимодействия с нефтегазовыми компаниями;

· недостаточная эффективность государственного регулирования.

Важнейшие цели долгосрочного развития НГК России - обеспечение энергетической безопасности страны путем государственного контроля за освоением стратегически значимых месторождений, организации глубокой переработки нефти и газа с извлечением и использованием всех ценных компонентов, организации надежных поставок нефтепродуктов, газа и продуктов нефтегазохимии на внутренний рынок для удовлетворения потребностей экономики и населения страны; расширение экспортных поставок и укрепление роли России как одного из глобальных экономических лидеров; обеспечение геополитических интересов, поступлений в государственный бюджет, технологической безопасности страны за счет формирования платежеспособного спроса на продукцию сопряженных отраслей российской экономики (машиностроения, сферы услуг, транспорта и др.).

Перспективные уровни добычи нефти в России будут определяться внутренним и внешним спросом на жидкое топливо и уровнем цен на него, развитием транспортной инфраструктуры, географическим положением, запасами и качеством разведанной сырьевой базы и темпами ее воспроизводства, налоговыми и лицензионными условиями, научно-техническими достижениями в разведке и разработке месторождений.

При сочетании благоприятных внутренних и внешних условий, проведении эффективной политики в области воспроизводства минерально-сырьевой базы добыча нефти и конденсата в России может возрасти до 580-585 млн. т к 2025-2030 гг. (табл. 1.3.).

Перспективные уровни добычи газа до 2030 г. будут определяться в основном внутренним спросом, международной конъюнктурой и уровнем цен на энергоносители, развитием газотранспортной инфраструктуры, воспроизводством ресурсно-сырьевой базы, научно-техническими инновациями в разведку и добычу газа, уровнем инвестиций в традиционных и новых газодобывающих регионах. При сочетании благоприятных внутренних и внешних условий добыча газа в России может возрасти до 1075 млрд. м³ к 2030 г. (табл. 1.3.).

Для обеспечения (по сырьевой базе) поддержания и увеличения добычи нефти и газа ежегодный объем поисково-оценочного и разведочного бурения должен увеличиться до 2, 8-3, 1 млн. м (для сравнения в 1991 г. - 4, 3 млн. м), ассигнования на геолого-разведочные работы (ГРР) - до 280 млрд. руб. (в ценах 2009 г.), объем нефтегазового сервиса должен возрасти в 4-4, 5 раза при повышении качества услуг.

Доходы, получаемые от экспорта нефти и газа, необходимо направлять как на инвестиции в «экономику знаний», модернизацию отраслей машиностроения, так и прежде всего на обеспечение устойчивого развития самого НГК. Следует увеличить и повысить качество геолого-разведочных работ, развивать транспортную инфраструктуру, стимулировать развитие российского нефтегазового машиностроения и нефтегазового сервиса.

К основным направлениям обеспечения устойчивого развития НГК в части воспроизводства минерально-сырьевой базы и технологической безопасности отрасли следует отнести:

· законодательное установление уровня расходов на ГРР не менее 6 % консолидированных расходов нефтегазовых компаний и требования обеспечения полного воспроизводства минерально-сырьевой базы (уровень прироста запасов за счет ГРР должен быть не меньше уровня добычи); эту идею в середине 90-х годов выдвинул академик А.Э. Конторович, с тех пор превышение добычи над запасами даже с учетом высоких приростов в последние годы составило для нефти более 1, 1 млрд. т, для газа - более 2, 5 трлн. м³;

· законодательное введение уровня локализации проектов (доля российского оборудования и услуг в структуре расходов нефтегазовых компаний должна составлять не менее 80 %, на шельфе - не менее 60 %);

· прямой запрет на импорт оборудования, в том числе по связанным кредитам, в отраслях, не выдерживающих иностранную конкуренцию;

· стимулирование импорта передовых технологий и нового оборудования группы «А», не имеющих аналогов в России.

Механизмы повышения эффективности и инновационного развития российского нефтегазового сервиса и машиностроения:

· создание специализированного холдинга с государственным участием «Нефтегазовые технологии - НГТ» с включением в него сервисных компаний и машиностроительных предприятий, работающих на территории России, для продвижения российской продукции на внутреннем и внешнем рынках;

· запрещение использования режима связанного кредитования для импорта нефтегазового оборудования по товарным позициям, производимым в России;

· законодательное установление степени локализации проектов по всем видам оборудования и услуг;

· расширение практики связанного кредитования поставок российского нефтегазового оборудования за рубеж с использованием опыта экспорта вооружений и военной техники.

Для повышения технологической эффективности работы НГК России необходимо продолжить процесс формирования технологически, территориально и структурно сбалансированных нефтяных компаний с диверсифицированными активами. Необходимо увеличивать объемы и глубину переработки нефти, обеспечивать добычу и технологическую сбалансированность переработки и использования нефтяного газа с учетом территориальной аллокации производственных мощностей и транспортной инфраструктуры независимо от их организационной принадлежности и формы собственности.

1.3.Типы нетрадиционных коллекторов

Нетрадиционные коллекторы - это толщи, сложенные глинистыми, кремнистыми, вулканогенными, интрузивными, метаморфическими породами. В одних нефтегазоносность нетрадиционных коллекторов обычно сингенетична, в других - она связана с приходом углеводородов из соседних толщ (эпигенетична). Вот некоторые примеры нетрадиционных коллекторов:

1. В кремнистых толщах идет процесс преобразования аморфных форм кремнезема в кристаллические формы. Коллекторы в этих толщах обладают высокими свойствами (пористость достигает 40 %). Они представлены на шельфе Калифорнии (месторождение Пойнт-Аргуэльо).

2. Коллекторы в породах магматического и метаморфического происхождения связаны с пустотами, которые образовались при выходе газа из лавового материала или со вторичным выщелачиванием (Мексика, Япония).

3. Возникновение коллекторских свойств в гранитогнейсовых породах связано с метасоматозом и выщелачиванием в результате гидротермальной деятельности, с усадкой при остывании, с дроблением по зонам тектонических нарушений. Нетрадиционные коллекторы в гранитогнейсовых породах представлены на шельфе Вьетнама (месторождение Белый Тигр).

4. В качестве газосодержащих выделяются многолетнемерзлые породы. Образовавшиеся пустоты могут быть заполнены газом, льдом и незамерзшей водой. При определенных термобарических условиях образуются соединения газа с водой - газогидраты (Западная Сибирь, Черное море).

5. В глинистых породах природные резервуары возникают в процессе катагенеза. Само возникновение пустот связано с генерацией нефтяных и газовых углеводородов и перестройкой структурно-текстурных особенностей минеральной матрицы породы. По мере погружения происходит обезвоживание глин, снижается их пластичность, увеличивается трещиноватость пород. Иногда глина – аргиллит – превращается в трещинный коллектор. Пример такого коллектора – Баженовская свита верхней юры Западной Сибири.

1.4.Коллектора Баженовской свиты в Западной Сибири

Баженовская свита входит в состав одноименного горизонта. Отличительной чертой этого горизонта считается битуминозность пород. На большей части Западной Сибири баженовский горизонт, включая Баженовскую и частично тутлеимскую, марьяновскую, даниловскую, яновстанскую и другие свиты, представлен битуминозными аргиллитами.

Латеральными аналогами БС по окраинам бассейна являются небитуминозные и слабобитуминозные породы соответствующих частей даниловской (на северо-западе), яновстанской (на северо-востоке), марьяновской (на востоке и юге) и других свит.

Породы собственно БС подстилаются прибрежно-морскими и морскими отложениями абалакской или георгиевской свит, отражающих процессы постепенного затопления территории Западной Сибири в поздней юре. Перекрываются песчаноглинистыми клиноформными отложениями нижнего мела. Накопление пород в составе баженовского горизонта отвечало условиям максимальной позднеюрско-раннемеловой трансгрессии морского бассейна, площадь зеркала воды которого достигала 2 млн. км².

Возраст битуминозных пород различен. Западнее центрального поля развития отложений БС происходит последовательное омоложение битуминозных пород от титона до готерива. Эта информация дает представления о динамике развития баженовского бассейна, что необходимо учитывать при корреляции разрезов битуминозных пород и фациальных построениях.

БС хорошо прослеживается по латерали и распространена на территории площадью более 1 млн. км2 при толщине от 10 до 60 м (в среднем 30 м). В некоторых случаях, в так называемых «аномальных разрезах» БС, толщина достигает 100 м и более. Глубины залегания отложений возрастают в направлении от южных частей Западно-Сибирской плиты к северным. Минимальные отметки кровли составляют 600 м, максимальные – 3800 м.

Для битуминозных и обогащенных органическим веществом пород часто используется термин «черные сланцы». Применительно к БС устоявшимся термином остается «битуминозный аргиллит». Термин этот изначально использовался для того, чтобы подчеркнуть существенное отличие пород БС от вмещающих.

Состав пород БС определяется соотношением биогенной и терригенной составляющих (рис. 1.2.). К биогенной составляющей относятся кремнезем, слагавший скелеты и раковины организмов, кероген, который в некоторых случаях может занимать большую часть объема породы, иногда также породообразующее значение приобретает карбонатный материал. Карбонатные породы в составе БС могут быть нескольких типов.

К первичным биогенным относятся карбонаты, слагающие остатки пелеципод, фораминифер, гастропод, теутид, кокколитофорид и пеллетовых образований. Это могут быть органогенные постройки позднеюрского и раннемелового возраста, которые формировались в наиболее мелководных частях существующего в то время морского бассейна. Карбонатные породы могут являться вторичными по отношению к первичным биогенно-кремнистым. Биоморфная структура пород при карбонатизации сохраняется, но кремнистый состав меняется на карбонатный. Вторичные карбонаты являются продуктами хемогенного замещения.

Рис. 1.2. Минерально - компонентная модель Баженовской свиты (район деятельности ООО «РН-Юганскнефтегаз»

Обломочный материал представлен в основном глинистыми минералами, которые сносились в бассейн с прилегающей суши: Уральской равнины на западе, Средне-Сибирской равнины на востоке, Казахской возвышенности на юге и Алтае-Саянской возвышенности на юго-западном окончании плиты(рис. 1.3.). Удаленность источников сноса от центральных частей палеобассейна определила поступление терригенного материала в центральную часть бассейна преимущественно в составе глинистой фракции.

Пирит также является постоянным компонентом пород. При этом установлена пиритизация нескольких стадий. Пирит более ранней генерации присутствует в тонкодисперсной форме и образует прочно связанные с керогеном органоминеральные комплексы. Пирит более поздней генерации развит неравномерно и образует прослои и линзы толщиной в несколько сантиметров.

В общем случае органическое вещество БС, количество которого в отдельных прослоях достигает 60 % и более по объему, имеет первичную природу и связано с жизнедеятельностью фитопланктона, водорослевых организмов и наземной растительности. При этом преимущественно морское сапропелевое вещество (в первую очередь, бесскелетные организмы – бактериальные и водорослевые) характерно для центральных областей бассейна, тогда как при приближении к окраинным частям в составе органического вещества фиксируется увеличение доли наземной гумусовой органики. Эти выводы подтверждаются как углепетрографическими, так и геохимическими методами. Остатки витринита характерны для окраинных районов распространения отложений БС. Характерной особенностью является увеличение содержания в породах органического вещества от подошвы свиты к кровле.

Наряду с высокими содержаниями органического вещества в породах установлены повышенные концентрации многих элементов: Mo, U, V, Cu, Zn, Ni, As, Sb, Se, Ag, Au, Ba, Br. Распределение их по разрезу коррелирует с распределением органического вещества в породах. Повышенные содержания микроэлементов чаще всего объясняют концентрационной функцией планктонных организмов, заселявших водную толщу. При описании пород БС на многих площадях обнаружены остатки двустворчатых бентосных организмов.

⇐ Предыдущая 123 4 5 6 7 Следующая ⇒