Экономическая эффективность освоения новых мест нефтегазодобычи России

Важнейшим аспектом с точки зрения технологии разработки является подвижность УВ. С этих позиций нетрадиционные УВ можно подразделить на две основные группы.

К первой относятся подвижные нефть и газ. Для их извлечения имеются современные эффективные технологии освоения, обеспечивающие себестоимость добычи ниже текущего мирового уровня цен или приближающуюся к ним.

Ко второй группе относится неподвижная или плохо подвижная часть углеводородного сырья. Для ее добычи нужны дополнительные технические средства или специальные технологии, обеспечивающие не только извлечение углеводородов из недр, но также их переработку и транспортировку, которые требуют огромных затрат. Возможность вовлечения в промышленное использование часто зависит не только от потенциала углеводородов и экономических показателей его разведки и освоения, но и от комплекса условий: доминирующие геолого-технические, также географо-экономические, социальные, конъюнктурные, стратегические и, что крайне важно в густонаселенных районах страны, экологические факторы. Неподвижность в недрах нетрадиционного сырья может быть связана как с его качеством, так и с геолого-промысловыми свойствами вмещающей продуктивной среды.

Важно понимать, о каких резервуарах и углеводородах идет речь, когда обсуждаются нетрадиционные УВ, разрабатываемые в США, и есть ли их аналоги в России. Так, в США разрабатываются так называемые «shale oil & gas», «tight oil & gas» и начинается разработка «oil shale».

Нефть и газ («shale oil & gas») разрабатывают из нефтегазоматеринских толщ, генерировавших углеводороды, которые не мигрировали либо частично мигрировали в традиционно/нетрадиционные резервуары. Нетрадиционные резервуары представляют собой породы плохопроницаемые, часто низкопоровые, к которым можно отнести плотные песчаники и карбонаты, мергели, аргиллиты и сланцы. Добытые из таких резервуаров нефть и газ называют «tight oil & gas». С другой стороны, нефтематеринские породы, которые «не дошли» до стадии нефтегазогенерации содержат достаточное количество керогена, который после нагрева при температурах порядка 300−500îС в отсутствии кислорода (пиролиз) перегоняется в нефть и газ («oil shale»).

Добыча нефти из плотных пород в США резко возросла в 2010 г. и связана главным образом с активной разработкой формации Баккен. В 2012 г. она составила 94,3 млн. т (около 30% всех добываемых в стране жидких углеводородов) (EIA, 2013). Формация Баккен является ярким примером самодостаточной нефтегазоносной формации, в которой представлены нефтематеринские породы, традиционные/нетрадиционные коллекторы и сланцы, содержащие кероген.

Рис. 2. Карта распространения доманиковых (нефтяных) отложений в восточной части Восточно-Европейской платформы.

Важной отличительной особенностью традиционных залежей от скоплений в нефтяных («shale reservoir») и в плотных («tight reservoir») коллекторах является то, что последние образуют так называемые залежи непрерывного типа [1]. Они не контролируются структурными, стратиграфическими, литологическими и прочими традиционными факторами. Отсутствует и не фиксируется ограничивающий подошву залежи водонефтяной контакт. При этом в целом же, для нефтегазовых систем непрерывного типа в нефтяных низкопроницаемых коллекторах (развитых в нефтегазоматеринской толще) флюидоупоры, ограничивающие толщу, как правило, развиты сверху и снизу.

Современные технологии бурения горизонтальных скважин, совмещенные с многостадийными гидроразрывами пластов, применимы для освоения широкого спектра нетрадиционных запасов УВ как непосредственно из толщ нефтеи газоматеринских пород, так и из вышележащих или замещающих по латерали низкопоровых и низкопроницаемых коллекторов.

На всех известных схемах применения новых технологий освоения нетрадиционных типов скоплений (Рис. 1) показаны: традиционные скопления (залежи), расположенные в верхней части резервуара под флюидоупором, содержащие нефть и газ, генерированные в расположенной ниже нефтегазоматеринской толще и перемещенные в коллектор (эмигрировавшие) («conventional natural gas & oil»); нетрадиционные нефтегазовые скопления, расположенные непосредственно в нефтегазогенерирующей толще, содержащие УВ в рассеянном состоянии, микроскоплениях и скоплениях в наиболее проницаемых и пористых разностях, в зонах трещиноватости и разуплотнения («shale oil & gas»); нетрадиционные нефтегазовые скопления и системы, расположенные в полуколлекторе (ложной покрышке) и непосредственно неконтролируемые флюидо-упором, генерированные в расположенной ниже нефте-газоматеринской толще и перемещенные (эмигрировавшие) в низкопроницаемый коллектор («tight oil & gas»).

Несмотря на многочисленные существующие оценки объемов российских «сланцевого газа и сланцевой нефти», в большинстве случаев они сводятся к весьма приблизительным оценкам объемов нефтяных пород и «средней концентрации» газа или нефти в них, полученных по значениям из ограниченного количества скважин, пробуренных с целью поиска традиционных скоплений УВ, что трудно назвать надежной или, тем более, достоверной оценкой и, по сути, свидетельствует о гипотетической возможности сделать такую оценку в будущем.

Первоочередными объектами исследований в России по газу и нефти в низкопоровых коллекторах (нефтяных толщах) должны рассматриваться нефтематеринские породы хорошо изученных нефтегазоносных провинций при наличии большого количества геолого-геофизических и геохимических материалов и высокой степени разбуренности осадочных толщ (Табл. 1).

Табл. 1. Оценка ресурсов с применением эталонов основных нефтегазоматеринских формаций России Регион Толщи.

(свиты) способные содержать сланцевые УВ Возраст отложений Площадь распространения, км2 Эффективная мощность отложений.

(м) Эталонный участок // удельная плотность ресурсов (млн. м3/ км2) Коэффициент аналогий Ресурсы, газ.

(млрд. м3) Восточная Сибирь малгинска, шунтарскя, аянская рифей 119 373 20 Вудфорд // 10,5 0,1 125 Восточная-Сибирь куонамская ранний кембрий 274 504 30 Вудфорд // 10,5 0,1 288 Западная Сибирь куонамская ранний кембрий 62 578 30 Вудфорд // 10,5 0,1 65 Восточная Сибирь граптолитовые сланцы ранний силур 73 606 20 Энтрим// 19,3 0,2 284 Русская плита доманик поздний девон 236 576 30 Энтрим// 19,3 0,1 457 Западная Сибирь баженовская, яновстанская поздняя юра 561 384 35 Хейнесвил // 30,4 0,3 5119.

Предкавказье и Крым кумекая, худумская эоцен олигоцен 285 945 100 Файеттвил // 52,0 0,2 2974.

Сахалин Камчатка даехуреинкая уйминская вивентекская кулувинская неоген 46 197 100 Файеттвил // 52,0 0,1 240.

Сегодня наиболее интересными для изучения на территории Европейской части России (в Тамано-Печорской и Волго-Уральской нефтегазоносных провинциях) являются комплексы доманиковых и доманикоидных нефтяных отложений различного типа (Рис. 2). Их формирование связано с длительными этапами трансгрессирующего моря, а формирование происходило в сравнительно глубоководной части морского осадочного бассейна (и/ или мористой мелководной части затопляемой на стадии трансгрессии), для которой характерна низкая скорость седиментации и небольшое количество поступающего терригенно-карбонатного материала. Самыми перспективными нефтегазоматеринскими отложениями в ТПП считаются отложения доманикового горизонта верхнего девона, обогащенные ОВ морского генезиса.

Они выделяются в доманиковые фации и отличаются самым высоким содержанием в них органических остатков преимущественно зоои фитопланктонного состава, служащих источниками УВ. Именно они считаются основными нефтегазоматеринскими и генерирующими УВ отложениями в ТПП [3].

Специфика отложений доманикового типа заключается в их принципиальной возможности генерировать углеводороды, способные к эмиграции (перемещению в вышележащие и совмещенные толщи), и сохранению (аккумуляции) генерированных в этой толще углеводородов при относительно недалеком их перемещении, т. е. практически в одном месте. При наличии качественных экранирующих слоев над и под горизонтом, обогащенным ОВ в период фазы нефтегазогенерации и после нее, образовавшиеся УВ способствуют «консервации» оставшихся или сформированных коллекторов, и, соответственно, в отложениях доманикового типа образуются залежи традиционного типа на месте генерации, нередко с АВПД (например, Салым в Западной Сибири). При отсутствии верхней и/или нижней покрышек происходит отток флюидов вверх или вниз. В результате доманиковые отложения значительно уплотняются, теряют традиционные коллекторские свойства и могут быть отнесены к нетрадиционным источникам УВ, либо покрышкам. Этот аспект до сих пор не рассматривается ни в процессе проведения ГРР, ни при лицензировании. Поэтому при изучении скоплений в отложениях доманиковго типа необходимо привлечение данных по традиционным и нетрадиционным коллекторам и, соответственно, по подстилающим и перекрывающим толщам.

Рис. 3. Развитие доманикового комплекса в Тамано-Печорской нефтегазоносной провинции (ФГУП «ВНИГРИ», 2013). 1 — области отсутствия отложений; 2 — обобщённый контур современного размыва отложений; 3 — граница древнего размыва отложений; 4 — дизъюнктивные нарушения; 5 — линии равных концентраций СНК, (в % на толщу); 6−9 — фронтальные границы замещения депрессионных отложений рифогенными и банковыми.

Наиболее богатой нефтегазогенерирующей толщей традиционно в ТПП считаются отложения доманикового горизонта верхнего девона (Рис. 3), а также вышележащие фациальные аналоги, обогащенные ОВ морского генезиса. Они выделяются в группу отложений доманикового типа и отличаются самым высоким содержанием в них органических остатков преимущественно зоои фитопланктонного состава, которые служат источниками УВ [1].

Нетрадиционные коллекторы часто приурочены к наиболее погруженным и удаленным от берега участкам седиментационного бассейна, где осаждались в основном глинистые частицы и органическое вещество. Для таких коллекторов не разработаны критерии прогноза нефтегазоносности объектов для постановки на них поисково-разведочного бурения, отсутствует прогнозирование продуктивных горизонтов доманикоидных отложений по простиранию.

В общем комплексе исследований, направленных на прогноз нефтегазоносности доманиковых отложений, существенную роль играют геохимические методы.

На любых уровнях геохимических исследований первостепенная задача при выявлении наличия нефтегазообразования в нефтегазоматеринских толщах — определение фациально-генетического состава ОВ. Для прогнозирования границ зон нефтегазообразования и фазового состояния УВ в недрах необходимо учитывать фациальные и генетические разновидности ОВ, его тип и содержание в породе, характер и особенности катагенеза ОВ.

Большую роль играют термобарические условия доманикоидных толщ. Как показывает практика, для оценки уровня катагенеза доманиковых отложений специалисты в настоящее время руководствуются данными разных методов. Поэтому одной из задач настоящей работы является выбор оптимального из них для конкретной геологической ситуации.

Важное значение имеют наличие и качество экранирующих толщ над и под доманикитами. Ими определяется возможность формирования традиционных залежей УВ в этих породах или миграция основного объема флюидов в другие отложения. При этом в доманикоидных породах остаются трудноизвлекаемые малоподвижные углеводороды, требующие специальных методик изучения и разработки. Результаты исследований доманиковых отложений могут послужить основанием для пересмотра существующих оценок ресурсного потенциала, выявления и обоснования наиболее перспективных участков с ожидаемыми традиционными залежами для проведения дальнейших геологоразведочных работ и лицензирования недр в пределах Тамано-Печорской и Волго-Уральской нефтегазоносных провинций [8].

Оценка указанных нефтяных толщ на сегодняшний день не выполнена. Сегодня силами крупных нефтегазодобывающих компаний, имеющих богатый опыт изучения «нефтяных» формаций мира (Shell, Conoco-Fillips) проводятся исследования по оценке потенциала на территории обозначенных бассейнов. При этом необходимость изучения именно нетрадиционных источников УВ (в первую очередь нефтяных формаций) в России декларируется уже на уровне стратегических разработок правительства.

Заключение

Мир, привыкающий жить в условиях сокращения поставок нефти, будет вынужден контролировать выбросы загрязнений в результате использования энергии совершенно другим образом, чем это происходило, когда впервые возникли опасения в отношении глобального потепления. Как только рост систем транспорта окажется слишком дорогостоящим, дальнейшее беспорядочное расширение градостроительства станет неприемлемым. К счастью, человечество уже создало необходимые возможности для того, чтобы наиболее производительные группы населения могли работать дома или устраиваться на работу ближе к месту своего проживания. Как это могло бы произойти, если бы Интернет не зарекомендовал себя как средство, способное проложить дорогу к построению мира, которому требуется меньше нефти.

Но, к сожалению, в настоящее время нет ни одного подготовленного плана действий в чрезвычайной ситуации и ни один научно-исследовательский центр в мире не занимается разработкой моделей, способных иллюстрировать возможности нормального функционирования мира в условиях, когда станет ясно, что объем нефтедобычи достигнет своего максимума. Подводя итог, можно сделать следующий вывод о том, что именно это свойственное всем тотальное отсутствие размышлений и идей в отношении «альтернативного сценария» обстановки в мире придает этим неизбежным событиям такой тревожный характер.

Список литературы

Герасимов М. Е., Евдощук Н. И., Коболев В. П., Лукин А. Е. Юбилейная Х международная конференция: азовочерноморский полигон изучения геодинамики и флюидодинамики формирования месторождений нефти и газа // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2012. № 4. С. 88−94.

Карпов В. П. Новая книга. Становление отечественной нефтяной промышленности: Новые оценки и суждения // Горные ведомости. 2009. № 2 (57). С. 92−96.

Науменко А.Д., Стрижак В. П., Коржнев П. М. Новые представления о генезисе локальных поднятий керченского п-ова // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2006. № 2. С. 98−106.

Фадеев В.Н., Долганов А. В. Россия и глобальные вызовы цивилизации // Российский криминологический взгляд. 2012. № 1. С. 306−374.

Меликов М.М., Меликов Я. М. К вопросу формирования стока глубоких горизонтов восточного Предкавказья // Труды Института геологии Дагестанского научного центра РАН. 2011. № 57. С. 248−258.

Попович С. В. Перспективы открытия гигантских нефтегазоскоплений в карбонатных отложениях российского сектора черного моря // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2010. № 7. С. 2−9.

Савченко В.И., Еремин Н. А. Новые геологические данные по северо-восточной части азовского моря // Доклады Академии наук. 2009. Т. 426. № 3. С. 361−363.

Пилатов М.М., Тесленко В. П., Швец А. М. Опыт и особенности геофизических исследований скважин в Крыму // Каротажник. 2005. № 3−4. С. 232−236.