ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
УДК 552.578 © Коллектив авторов, 2015
Перспективы освоения сланцевых углеводородов в Европейской части России
Л.А. Анисимов, д.г.-м.н., И.Б. Федотов, к.т.н.
(Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть» в г. Волгограде), С.В. Делия, к.г.-м.н.
(ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть»), О.И. Кузилов
(ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть»)
Адрес для связи: lanisimov@lukoilvmn.ru
Ключевые слова: сланцы, нефть, газ, ресурсы.
Shale play prospects in European Russia
L.A. Anisimov, I.B. Fedotov (VolgogradNIPImorneft Branch of LUKOIL-Engineering LLC in Volgograd, RF, Volgograd), S.V Deliya (LUKOIL-Nizhnevolzhskneft LLC, RF, Astrakhan), O.I. Kuzilov (LUKOIL-Kaliningradmorneft LLC, Kaliningrad)
E-mail: lanisimov@lukoilvmn.ru Key words: shale, oil, gas, resources.
Prospects of the unconventional resources have been considered for the European Russia. Some principal criteria have been proposed for the resource estimation. Shale maturation, enrichment of SiO2 and CaCO3 create fracturing and increase the shale capacity. Shale decompaction is a result of fault tectonics and this process creates the secondary capacity. The program of resource estimation is proposed.
В результате геолого-разведочных работ, проведенных в Балтийском бассейне, Поволжье и Предкавказье, были открыты многочисленные скопления нефти, газа и обнаружены нефтепроявления в глинистых отложениях, которые в отличие от традиционных коллекторов мало изучались и испытывались. На территории Калининградской области мощные глинистые толщи раннепалеозойского возраста перекрывают базальные отложения кембрия, к ним приурочено большое число нефтяных месторождений. При проходке нижнесилурийских и ордовикских отложений отмечены нефтепроявления, которым не придавалось должного значения. На территории юга России к перспективным следует отнести плиоценовые отложения западной части Прикаспийской впадины, майкопскую свиту Предкавказья, юрские отложения ряда районов Нижнего Поволжья и глинистые формации палеозоя. Несмотря на значительные различия их состава, условий залегания и других особенностей, они характеризуются рядом общих черт, что позволяет организовать освоение этих объектов на основе общего технологического подхода.
До самого последнего времени углеводородные скопления в глинистых отложениях рассматривались как неперспективные. В настоящее время использование новейших технологий коренным образом изменило ситуацию в области добычи углеводородов преимущественно из глинистых отложений. Проблема «сланцевого газа» широко обсуждается и рассмотрена в большом числе публикаций. Вместе с тем перспективы освоения многих глинистых формаций в России в основном связаны с нефтью, значи-
тельно недонасыщенной газом. Опыта освоения месторождений сланцевой нефти с использованием современных технологических методов существенно меньше. Однако информация о применении данных методов на нефтяных месторождениях США в бассейнах Игл Форд и Баккен [1], а также на Салымском месторождении в Западной Сибири показывает, что за 2-3 года добыча здесь увеличилась на порядок и эти нефтедобывающие районы превратились в наиболее перспективные.
Обоснование методологии определения ресурсного потенциала во многом базируется на изучении информации о существующих месторождениях такого типа и оценке их сходства с перспективными объектами и отличия от них. В связи с отмеченным порядок исследований в этом направлении представляется в следующем виде.
1. Анализ базы данных по характеру резервуаров глинистых отложений и мирового опыта их освоения.
2. Анализ геологического строения, нефтегазоносно-сти, опыта разработки существующих скоплений углеводородов в исследуемом объекте.
3. Разработка критериев для выделения перспективных зон, содержащих скопления углеводородов.
4. Обоснование параметров для оценки ресурсов выделенных зон.
5. Выбор места заложения поисковой скважины.
Анализ материалов позволяет выделить некоторые
общие критерии относительно характера глинистых резервуаров:
- компетенция глин - катагенез Ro, окремнение, кар-бонатность - обеспечивает трещиноватость и, следовательно, емкостные свойства глин;
- трещиноватость связана с разломнои тектоникой, пере-мятость, возможно, обусловлена склоновыми процессами;
- содержание органического вещества определяет гидрофобность глин, соотношение количества углеводородов и воды в нефтематеринских породах и, следовательно, в ограниченных резервуарах глинистых толщ;
- резервуары не содержат активную пластовую воду, их продукция безводная или с постояннои обводненностью;
- пластовые давления обычно аномально высокие, де-биты нефти изменяются в широких пределах, до нескольких сотен м3/сут и более, по мере отбора нефти де-биты и давления быстро снижаются.
Считается, что сланцевая формация одновременно является нефтематеринскои толщеи, коллектором и покрышкой [2]. Зоны нефтегазонакопления приурочены к традиционным ограниченным по размеру коллекторам и примыкающим к ним разуплотненным глинистым толщам, образующим «комбинированные» резервуары. Сланцевые резервуары принципиально отличаются от традиционных замкнутым характером и методами извлечения нефти. Глины не имеют жесткого скелета, поэтому нефтеотдача зависит от начального пластового давления и деформации при создании депрессии. Формирование разветвленнои сети трещин и их закрепление позволяют соединить в единую систему разобщенные резервуары и осуществить их надежную связь со скважиной. Деформация пород в активированном резервуаре способствует достижению более высокого коэффициента извлечения нефти (КИН), чем при упругом режиме, что обеспечивает эффективность применяемых технологий отбора нефти и газа из сланцевых резервуаров.
Проведение гидроразрыва пласта (ГРП), который является основным мероприятием по увеличению степени выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородов, предусматривает решение трех задач: расширение существующих открытых трещин; раскрытие существующих закрытых трещин; создание новых трещин в массивной части породы. Для каждой из возможных задач требуется соответствующее давление нагнетания жидкости, которое оценивается по параметрам состояния массива горных пород. Необратимые деформации пород в околоствольной зоне, возникшие при освоении скважины, могут существенно снизить эффективность проводимых мероприятий.
Ресурсы сланцевой нефти не попадают ни в одну из классификаций. С одной стороны, в России отсутствует информация об опыте освоения ресурсов (категории Д3) аналогичных месторождений, с другой - перспективные зоны расположены в хорошо изученных районах и, самое важное, в них включаются в качестве составных частей традиционные продуктивные резервуары. В связи с этим для доразработки месторождения используются инновационные технологии. С учетом развития технологий добычи нефти создание сервисных компаний и проведение исследований по освоению трудноизвлекаемых ресурсов являются одной из приоритетных задач ближайшего будущего. В статье рассматриваются наиболее интересные для освоения объекты нетрадиционных углеводородов в Европейской части России.
Нижний палеозой Балтийского бассейна
Нижний палеозой Балтийского бассейна в составе силурийских, ордовикских и верхней части кембрийских отложений обычно рассматривается как сланцевая формация.
В настоящее время на территории Калининградской области открыты и разрабатываются многочисленные нефтяные месторождения, связанные с кембрийскими песчаниками. Нефть находится в малоамплитудных (20-30 м) структурах площадью 15-20 км2. Коллекторами служат песчаники, пористость которых изменяется от 1 до 30 %, проницаемость обычно составляет единицы миллидарси. Залегающие выше отложения ордовика и силура не содержат промышленных скоплений нефти, хотя нефтепроявления в верхнеордовикских-нижнел-ландоверийских известняках Южной Прибалтики известны с 1949 г. и имеют региональный характер. Пористость и межзерновая проницаемость нефтеносных пород низкие. Трещиноватость пород, которая в основном обусловливает проницаемость карбонатных коллекторов, на данной территории была мало изучена.
Нижнесилурийская глинистая толща на всей территории Южной Прибалтики является хорошей покрышкой для подстилающих ордовикских отложений. В центральной части синеклизы она совместно с верхнесилурийскими отложениями составляет единую покрышку для этих отложений толщиной до 982 м (скважина Южно-Калининградской площади). В связи с повышенным интересом к сланцевым отложениям как к новым типам продуктивных объектов были намечены исследования по оценке перспектив этих отложений в качестве источника сланцевого газа. Основной объем исследований проведен в 2013 г. в ВолгоградНИПИморнефти при активном участии геологов ООО «ЛУКОЙЛ-Калинин-градморнефть». Исследования включали комплексное изучение керна глинистых отложений силура и ордовика как из ранее пробуренных скважин, так и из специально пробуренных четырех новых скважин. На основании изучения керна новых скважин и с учетом данных предыдущих исследований, проведенных в Советском Союзе и за рубежом, были сделаны предварительные выводы о перспективах освоения сланцевых углеводородов на территории Калининградской области.
1. Калининградская зона - часть Балтийского бассейна, основные перспективы которого связаны с нижнепалеозойскими отложениями. Многочисленные месторождения нефти и нефтепроявления распространены также в Южной Скандинавии, Литве и акватории Балтийского моря [3].
2. Нижнепалеозойские углеводородные системы отличаются отсутствием континентальной (угольной) составляющей в составе рассеянного органического вещества (РОВ), что приводит к генерации преимущественно жидких углеводородов. Положение пород в зоне мезока-тагенеза ^о=0,5-1,0 %) также определяет генерацию жидких углеводородов.
3. Глинистая формация, перекрывающая кембрийские песчаники, включает 80-м глинисто-карбонатную толщу ордовика, 120-м преимущественно глинистую толщу нижнего силура и 650-м толщу верхнего силура. Эти толщи неоднородны по литологии, структурным и текс-
турным особенностям, а также по содержа
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.