Особенности распределения залежей нефти и газа

ГЛАВА 8. ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАСПРОСТРАНЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА В ЗЕМНОЙ КОРЕ

Классификация месторождений нефти и газа

Размер месторождений Извлекаемые запасы нефти, Балансовые запасы газа,

ГЛАВА 7. МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА

По определению И.О.Брода, под месторождением следует понимать отдельную залежь нефти или газа или совокупность залежей, контролируемых единым структурным элементом.

Количество залежей в месторождении может быть самым разным. Существует много месторождений, состоящих из одной залежи. Например, Талаканское газонефтяное месторождение на юго-западе Республики Саха (рис. 34), крупнейшее месторождение Ист-Тексас в США (рис. 35)и др. Максимальное число залежей в одном месторождении достигает 30-40. К многозалежным месторождениям относится большинство месторождений Апшеронского полуострова в Азербайджане(рис. 36).

Рис. 34. Профильный разрез Талаканского нефтегазоконденсатного месторождения.

1 - доломиты; 2 - слабопроницаемые доломиты; 3 - соли; 4 - газ; 5 - нефть; б -вода.

Рис. 35 Профильный разрез нефтяного месторождения Ист-Тексас.

1. –известняк; 2 – глина; 3 – песок; 4 – нефть; 5 – поверхность несогласия.

Рис. 36. Профильный разрез месторождения Нефтяные камни. Азербайджан (Габриэлянц, 1984).

1 - разрывные нарушения; 2 - нефть; 3 - газ; 4 - брекчированные породы.

В случае присутствия в месторождении нефти и газа, то при указании типа месторождения на первое место ставится компонент с меньшей величиной запасов. Если преобладает нефть, месторождение газонефтяное, если газ - нефтегазовое и т.д.

Месторождение является промышленным, если содержит хотя бы одну промышленную залежь.

По величине запасов месторождения подразделяются в России следующим образом:

______________________ млн.т. __________ млрд.м³ __

мелкие _______________ меньше 10 ______ меньше 10 _

средние _______________ 10-30 __________ 10-30 ____

крупные _______________ 30 - 300 _________ 30 - 500 ___

уникальные __________ больше 300| ________ больше 500

Существует несколько классификаций месторождений. В основе этих классификаций присутствует структурный фактор; кроме того в некоторых классификациях учитывается приуроченность месторождений к определенным крупным тектоническим элементам, а также тип залежей.

Наиболее удобно классифицировать месторождение нефти и газа по типам ловушек, к которым приурочены эти месторождения.

В соответствии с этим можно выделить два основных класса месторождений - антиклинальный и неантиклинальный.

Класс месторождений нефти и газа неантиклинального типа. В этот класс объединяется широкая гамма месторождений, среди которых могут быть выделены группы месторождений, приуроченных к простым антиклинальным структурам, к антиклинальным структурам, осложненным разрывными нарушениями, к антиклиналям с несовпадением структурных планов по отдельным частям разреза, к антиклинальным структурам, осложненным соляной тектоникой, грязевым вулканизмом, к антиклинальным структурам, осложненным надвиговыми дислокациями.

На рис. 37 показан пример простой по строению пологой складки, к которой приурочено несколько залежей нефти с самостоятельными водонефтяными контактами для каждой залежи. На рис. 38 показан пример месторождения, приуроченного к брахиантиклинали, осложненной грязевым вулканом. На рис. 39 показан разрез антиклинальной складки, осложненной системой ступенчатых сбросов, к которой приурочено

Рис. 37. Профильный разрез нефтяного месторождения Санта-Фе-Спрингс. Калифорния. (Леворссен, 1970).

Рис. 38. Профильный разрез месторождения Локбаташ. Азербайджан (Еременко, 1964).

Рис 39. Профильный разрез месторождения Серия. Бруней (Справочник..., 1976). Свиты: 1 - Лианг, 2 - Серия, 3 - Мири; 4 - серия Сетап, 5 - продуктивные песчаники, 6 - разрывные нарушения.

месторождение Сериа (Бруней). На рис. 40 показан пример приуроченности нефтяного месторождения к антиклинальной структуре осложненной надвигом.

Рис. 40. Профильный разрез месторождений Земеш, Тазлэу и Станешть. Румыния (Еременко, 1964)

1 - миоцен; 2 - нижний миоцен - олигоцен; 3 - олигоцен; 4 - минилитовые слои; 5 -слои клива; 6 - эоцен, а - краевой надвиг, б - нефтяные залежи в олигоценовых отложениях. I - IV - нефтяные горизонты.

Класс месторождений нефти и газа неантиклинального типа. В этом классе можно выделить группы: группы месторождений приуроченных к ловушкам литологического типа, группы месторождений приуроченных к стратиграфическим ловушкам, группы месторождений приуроченных к ловушкам палеогеографического типа.

Месторождения группы, приуроченных к ловушкам литологического типа, чаще всего встречаются на крупных моноклиналях, на склонах крупных поднятий, бортах впадин разного генезиса. Месторождения приурочены к зонам выклинивания по восстанию песчаных слоев. В качестве примера можно привести крупнейшее в Канаде месторождение Пембина, приуроченное к зоне выклинивания песчаных слоев мелового возраста. Кроме того, продуктивны трещиноватые аргиллиты юрского возраста и известняки нижнего карбона (рис. 41). Всего на месторождении установлено 38 залежей. Месторождения этой группы приурочены и к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми (рис. 42). Широко развиты месторождения, приуроченные к песчаным баровым телам, к песчаникам русловых фаций палеорек. В качестве первого можно привести пример газового месторождения Сикс-Лейке (штат Мичиган, США), где залежь газа приурочена к прибрежному песчаному бару (рис. 43) видно плоское основание и выпуклая кровля песчаника Огрей (нижнекаменноугольного возраста). Довольно широко распространены месторождения нефти и газа, приуроченные к песчаникам русловых фаций палеорек. Они представляют собой весьма прихотливые в плане полосы "шнурковых" залежей (рис. 44). "Шнурковые" залежи бывают приурочены и к песчаниковым телам в палеодельтах. К этой же группе относятся месторождения нефти и газа, приуроченные к песчаным линзам, залегаю-

Рис. 41. Профильный разрез месторождения Пембина. Канада (Бакнров и др., 1971) 1 - пески и песчаники; 2 - глинистые сланцы и глины; 3 - пески с прослоями глин; 4 - известняки и доломиты; 5 - нефть.

Рис. 42. Профильный разрез месторождения Пикетт-Ридж. Техас. США (Леворсен, 1970).

Рис. 43. Профильный разрез газового месторождения Сикс-Лейкс. Мичиган. США (Леворсен, 1970).

Рис. 44. Нефтяная залежь в тульском горизонте (нижний месторождения. Самарская область (Еременко, 1964).

карбон) Покровского

щим в слабопроницаемых породах. В качестве примера можно привести месторождение Дора (штат Оклахом, США); залежь нефти приурочена к линзе песчаников, которая почти полностью окружена слабопроницаемыми глинистыми породами. На рис. 45 показана блок-диаграмма этой линзы. Не исключено, что к литологическому типу следует отнести и некоторую часть гидродинамически экранированных залежей. Можно предположить, что в этих случаях "экраном" служит не гидравлический напор, а капиллярные явления, поскольку капиллярные явления и связанные с ними особенности фазовых проницаемостей во многом обусловлены литологическим фактором.

Рис. 45. Блок-диаграмма песчаного пласта Дора (верхний карбон) на месторождении Дора. Оклахома. США (Леворсен, 1970).

Месторождения стратиграфического типа развиты достаточно широко. В качестве примера можно привести одно из крупнейших нефтяных месторождений США - Оклахома-Сити (рис. 46). Залежи нефти приурочены к головным частям песчаных пластов ордовикского возраста, со стратиграфическим несогласием перекрытых слабопроницаемыми породами каменноугольного возраста. Часто залежи стратиграфического типа встречаются в комбинации с залежами литологического и структурного типов. В частности, одно из крупнейших нефтяных месторождений США Ист-Тексас (рис. 35). Залежь нефти приурочена к верхнемеловым песчаникам Вудбайн, выклинивающимися на склоне поднятия Сабин и перекрытым со стратиграфическим несогласием более молодыми слабопроницаемыми породами. На рис. 47 приведен разрез Западно-Тебукского месторождения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. В пределах этого месторождения присутствуют залежи структурного, палеогеографического и стратиграфического типов.

Рис. 46. Профильный разрез месторождения Оклахома-Сити. Оклахома. США (Бакиров и др., 1971).

1 - пески и песчаники; 2 - известняки и доломиты; 3 - нефть.

Рис. 47. Профильный разрез Западно-Тэбукского месторождения. Коми (Нефтегазоносные..., 1983)

С рифом связана залежь пласта Ф|.

Месторождения нефти и газа относимые к палеогеографической группе развиты широко. Их можно подразделить на две подгруппы. месторождения, связанные с рифовыми постройками и месторождения связанные с эрозионными останцами. Рифовые массивы формируются в определенных палеогеографических условиях. Рифовые постройки первично пористы и проницаемы, а облегающие их породы слабопроницаемы, что и создает благоприятные условия для аккумуляции УВ. Месторождения нефти и газ, приуроченные к рифовым постройкам, развиты довольно широко. На рис. 48 и 49 показаны примеры приуроченности месторождений к органогенным рифам. Месторождения нефти и газа, приуроченные к эрозионным останцам, развиты менее широко. В качестве примера месторождения такого типа на рис. 50 приведен разрез месторождения Гротолле-Феррандина (Италия). Основная залежь газа приурочена к эрозионному выступу, сложенному известняками верхнего мела.

Рис. 48. Профильный разрез месторождений Ледюк и Редуотер. Альберта. Канада (Левоосен, 1970).

Рис. 49. Профильный разрез месторождения Совхозное. Волго-Уральская провинция (Нефтегазоносные..., 1983).

1 - глины, алевролиты; 2- песчаники с конгломератами; 3 - известняки; 4 - соль; 5-ангидриты с прослоями доломитов; 6 - газ; 7 - нефть; 8 - ГНК; 9 - ВНК

Рис. 50. Геологический профиль месторождения Гротолле-Феррандина. Италия (Высоцкий, 1979).

1 - песчаники; 2 - глины; 3 - известняки; 4 - газоносные песчаники; 5 - газоносные известняки; 6 - разрывное нарушение; 7 - угловое несогласие.

7.2. Разрушение месторождений нефти и газа

Как уже отмечалось, в литосфере преобладают процессы рассеивания
УВ. Общее количество УВ, находящееся на современном этапе эволюции
литосферы Земли в открытых месторождениях нефти и газа, составляет по
оценкам многих исследователей ничтожную долю УВ, генерированных
органическим веществом верхнедокембрийских-фанерозойских отложений. Так, по расчетам А.Э.Конторовича (1967) запасы природного газа в юрских и неокомовых отложениях Западно-Сибирского бассейна составляют только около 1% от образовавшихся в этих отложениях УВ за время пребывания этих отложений в зоне катагенеза.

Рассеивание УВ представляет собой непрерывнодействующий процесс, который состоит из различных форм: молекулярной, химической (биохимической), физико-химической и механической.

Молекулярная форма разрушения это постоянно действующий механизм диффузионного рассеивания УВ, который играет, чаще всего, незначительную роль в процессе разрушения месторождения.

Процесс разрушения месторождений нефти и газа можно разделить на две ветви - гипергенную и метаморфическую.

Гипергенное разрушение месторождений происходит под действием химической (биохимической), физико-химической и механической форм.

Химическая (биохимическая) форма разрушения месторождений это результат анаэробного и аэробного разрушения углеводородных молекул. Эти процессы происходят в результате бактериальной деятельности. Аэробное окисление (биодеградация) происходит также в результате бактериальной деятельности, но уже в присутствии кислорода. В результате процессов биодеградации (с участием физико-химических процессов) в приповерхностной зоне литосферы образуется широкая гамма нафтидов: мальты - асфальты - асфальтиты - озокериты. гуминокериты, представляющие собой непрерывный ряд продуктов гипергенного разрушения нефтей. В качестве примера скоплений биодеградированных нефтей можно привести- месторождение высоковязких нефтей Атабаска и Оленекское месторождение мальт и асфальтов.

Механическое разрушение заключается в уничтожении денудационными процессами ловушки и связанной с ним залежи. При неполном разрушении возможно образование закированных пород (кир -продукт субаэрального выветривания слабосмолистых нефтей), которые в определенных структурно-тектонических условиях играют роль покрышки, для сохранившейся части залежи.

Метаморфическое разрушение месторождений происходит под действием физико-химических процессов. Разрушение месторождений происходит под воздействием высоких (более 120°С) температур и давлений. В погружающейся в ходе геологической истории залежи может произойти в конечном счете распад жидких УВ на газ (CHt) и твердые минералы (графит).

Размещение месторождений нефти и газа в земной коре подчиняется определенным закономерностям. Установление этих закономерностей является предметом изучения в течение всей истории поисков этих месторождений. Процессы поисков месторождений нефти и газа и выявление закономерностей их размещения были взаимодополняющими -каждое новое месторождение давало дополнительную информацию для теоретических разработок, а повышение уровня теоретических знаний позволяло более объективно подойти к оценке перспектив и выбору направления поисков.

К настоящему времени на земном шаре открыто около 40 тыс. месторождений нефти и газа Эти скопления встречаются в отложениях от рифея до четвертичного возраста. Однако, по разрезу они распределены крайне неравномерно. Более 60% мировых разведанных запасов нефти приходится на юрские и меловые отложения. Около 40% природного газа на меловые отложения. Второй пик по запасам газа (30%) приурочен к

пермским отложениям. Около 30% запасов нефти открыто в отложениях палеогена и неогена.

Также неравномерно географическое распределение запасов нефти и газа. На начало 1993 г. 65,7% мировых запасов нефти было сосредоточено в странах Ближнего и Среднего Востока. В Южной Америке - 12,4%, в Африке - 6,2%, в России и странах СНГ - 5,9%, в Азии и Австралии - 5%, в Северной Америке - 4,0%, в Европе - 1,6%. По природному газу -40,2% мировых запасов сосредоточено в России и странах СНГ, 31% - на Ближнем и Среднем Востоке, 7,1% - в Африке, в Азии и Австралии - 9%, в Северной и Южной Америке - по 5,4%, в Европе - 3,8% (ВР review of world gas, 1993).

Открытые к натоящему времени нефтяные и газовые ресурсы сосредоточены в основном в Северном полушарии. В этом полушарии открыто около 130 нефтяных месторождений с начальными извлекаемыми запасами более 100 млн. т, тогда как в Южном только 9 таких месторождений. В мире открыто около 90 газовых месторождений с запасами 100 млрд. м³ и более, из которых абсолютное большинство также расположено в Северном полушарии.

Большая часть запасов нефти концентрируется в месторождениях на глубинах до 3 км.

Приуроченность основных запасов нефти в каждом конкретном осадочном бассейне зависит, главным образом, от истории его геологического развития. В самом общем виде можно говорить об определенной обратной зависимости между возрастом основной седиментации в бассейне и глубиной размещения запасов нефти. В осадочных бассейнах, сформировавшихся в палеозое, большая часть запасов нефти концентрируется на глубинах до 2 км. Это такие бассейны, как Днепрово-Донецкий на Украине, Тимано-Печорский на северо-востоке Русской платформы, Перский, Мичиганский, Иллинойский и др. бассейны Северо-Американской платформы. В бассейнах, где основная часть осадочного чехла имеет мезозойско-кайнозойский возраст. Основные запасы нефти приурочены к глубинам 2-4 км. Это крупнейшие нефтеносные бассейны - Западно-Сибирский, Персидского залива, бассейны Северной Африки Сирт и севера Южно-Африканской платформы (бассейн Ориноко).

Эта закономерность не является универсальной. Так, в кайнозойских межгорных осадочных бассейнах, генетически связанных, как правило, с континентальными окраинами активного типа (в соответствии с постулатами плитной тектоники) основные запасы нефти сосредоточены в интервале глубин 1-2 км. Это такие бассейны, как Сан-Хоакин (Калифорния, США), Маракаибо (Венесуэла) и др.

Эта закономерность нарушается и в бассейнах, где имеются огромные запасы окисленной нефти, мальты и асфальтов на склонах древних платформ залегают в интервале глубин до 1 км (Западно-Канадский бассейн, Лено-Анабарский прогиб, Восточно-Венесуэльский прогиб).

В Республике Саха (Якутия) 60% разведанных запасов нефти залегают в интервале глубин 2-3 км и 40% - в интервале глубин 1-2 км.

Залежи нефти выявлены и на глубинах свыше 3 км. На территории России эти месторождения к мезозойским отложениям Тереко-Кумского прогиба Предкавказья. Крупные залежи нефти открыты в казахстанской части Прикаспийской синеклизы (месторождения: Тенгизское, Кенкияк, Жанажол), где продуктивные горизонты каменноугольно-пермского возраста залегают на глубинах до 4500 м. В Южно-Каспийской впадине нефтяные залежи вскрыты на глубинах до 5000 м.

Самые глубокие нефтяные залежи открыты в США: в Галф-Косте на месторождении Кеблоу-Айлену (гл. 6593 м), в бассейне Биг-Хорн (Скалистые горы) на месторождении Фрисби-Южный (гл. 5896-5911 м) и Др.

Распределение запасов газа по глубинам залегания также в самом общем виде определяется историей геологического развития, а также вертикальной зональностью генерации УВ (Глава 5).

В отличие от нефти, запасы природного газа по глубине смещены на несколько большие глубины.

На глубинах до 1 км присутствуют скопления преимущественно в водорастворенном состоянии. Эти месторождения приурочены к верхнеплиоценовым-четвертичным отложениям небольших наложенных впадин кайнозойских складчатых систем (Япония, Италия).

Основная часть разведанных запасов газа сосредоточена в интервале глубин 1-4 км. Месторождения приурочены к отложениям от верхнего докембрия до кайнозоя. Именно в этом интервале глубин сосредоточена подавляющая часть запасов природного газа, приуроченных к меловым-кайнозойским отложениям (газовые месторождения Западно-Сибирская плита, Предкавказского прогиба, Мексиканского и Персидского заливов). В этом же интервале глубин газовые месторождения в каменноугольных, пермских, триасовых и юрских отложениях Североморско-Германской провинции, Днепрово-Донецкой впадины, Вилюйской синеклизы, синеклизы Иллинойс, впадин Анадарко, Пермская (США) и др. К интервалу глубин 1-3 км приурочены все газовые месторождения Сибирской платформы, связанные с венд-нижнекембрийским комплексом.

В Республике Саха (Якутия) в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы разведанные запасы газа примерно поровну распределены в интервалах глубин 1-2 и 2-3 км, в Вилюйской синеклизе 85% всех разведанных запасов газа сосредоточено в интервале глубин 2-3 км.

На глубинах свыше 4 км газовые месторождения открыты в небольшом числе регионов - в Пермской впадине, во впадине Анадарко-Ардмор, Мексиканском заливе (США), в Прикаспийской синеклизе, Южно-Каспийской впадине, Предкавказском прогибе, Аквитанском бассейне (Франция).

Одним из крупнейших глубокозалегающих газовых месторождений является месторождение Лак в Аквитанском бассейне. Массивная залежь газа находится в карбонатной толще неокома и верхней юры на глубине 3500-5270 км. Большая часть газовых и газоконденсатных месторождений открыто в верхнекаменноугольных отложениях впадины Анадарко-Ардмор (Западный Внутренний бассейн в США), расположенных на глубинах 4500-7000 м.

На казахстанской части территории Прикаспийской синеклизы открыто крупнейшее Карачаганакское газоконденсатное месторождение с глубинами залегания продуктивных горизонтов каменноугольного -пермского возраста 4000-4500 м.

Самые глубокие залежи газа и газоконденсата открыты в США: в штате Техас месторождение Ледбеттер (гл. 7663-8083 м), в Галф-Косте -месторождение Кейлоу-Айленд (гл. 6663 м) во впадине Делавер запасы газа на месторождении Гомес оценены в 238 млр. м³ (гл. 7010 м).

Газовые месторождения залегающие на больших глубинах, как правило, газоконденсатные, порой с очень высоким содержанием конденсата. Так, на Астраханском месторождении содержание конденсата достигает 560 см³/м³.

На рис. 51 приведены некоторые нефтегазоносные бассейны мира с распределением в них залежей нефти, газа и газоконденсата на больших глубинах.

Рис. 51. Основные типы НГБ и регионов мира с различным распределением залежей нефти, газа и газоконденсата на больших глубинах (Семенович и др. 1980).

Залежи: 1 - нефти, 2 - газа, 3 - газоконденсата; 4 - промышленные притоки нефти; цифры на рисунке - наиболее характерные современные пластовые Т°, С.

По оценкам российских и зарубежных специалистов прогнозные запасы нефти и газа на глубинах свыше 4 км превышают 10% общемировых.

Как уже отмечалось, на земном шаре открыто около 40 тыс. месторождений нефти и газа, однако, большая часть запасов сосредоточена в гигантских и уникальных месторождениях.

В 26 уникальных нефтяных месторождениях (начальные извлекаемые запасы более 1 млрд.т) сосредоточено 42% всех начальных разведанных мировых ресурсов нефти (по А.Г.Селицкому). По оценкам А.А.Бакирова в 45 крупнейших нефтяных месторождениях зарубежных стран было сосредоточено около 91% разведанных запасов нефти.

К настоящему времени практически во всех аналитических обзорах основное внимание при рассмотрении проблемы сланцевых нефти и газа уделяется технологии и экономике. Вместе с тем, совершенно очевидно, что при оценке ресурсов этих видов углеводородного сырья объединяются глинистые формации совершенно разного генезиса – от черносланцевых формаций (доманик Русской платформы, баженовская свита Западной Сибири) до морских мелководных (например,формация Bakken, синеклиза Уиллистон, США).

Глинистые породы – одни из самых распространенных в литосфере осадочных пород. Они более чем на 50% сложены глинистыми, карбонатными и кремнистыми частицами размером менее 0,01 мм. Во всех обзорах по сланцевым нефти и газу говорится о глинистых сланцах, но это весьма общая дефиниция. В обсуждаемом контексте весьма значимым должно быть содержание в такой породе органического вещества (ОВ). Осадочная порода, более чем на 50% состоящая из частиц размером менее 0,01 мм и содержащая от 20% и более органического вещества относится к горючим сланцам (oil shale). В горючем сланце самого высокого качества на долю органического вещества приходится до 50-70%. Вместе с тем, в глинистых формациях юго-восточной части США, из которых добывается сланцевый газ, среднее содержание ОВ составляет 4 - 9,8% (формации Barnett, Fayetteville, Hayntsville) и 12-25% (Marcellus, Woodford, Antrim, New Albany), из которых первые три сложены породами в большинстве своем не являющимися горючими сланцами. В американской литературе часто говорят о близости формации Bakken и баженовской свиты. Но формация Bakken имеет четкое трехчленное деление – между верхней и нижней сланцевыми пачками залегает горизонт доломитов, и сформировалась, по данным американских геологов (Dow,1974), в мелководных условиях, а баженовская свита сложена толщей неравномерного переслаивания высококремнистых, обогащенных ОВ, пород и карбонатных пород, сформировавшейся в относительно глубоководных условиях. Другими словами, понятия «сланцевый газ» и «сланцевая нефть» связаны с весьма широким спектром глинистых пород (сланцев). Исходя же из современных представлений о генетической связи углеводородов с содержащимся в породах ОВ (керогеном), чаще всего в сланце (глинистой формации) мы имеем широкую линейку продуктов преобразования керогена – от газообразных и жидких углеводородов до остаточного керогена. Своеобразие «сланцевого газа» и «сланцевой нефти», в отличие от традиционных нефти и газа, сконцентрированных в месторождениях, заключается не в проблеме поисков структурных форм, содержащих эти ресурсы. Проблема состоит в концентрации ресурсов в массивах глинистых пород, наличие которых не определяется структурным фактором. Продуктивность сланцевых (глинистых) формаций определяется, главным образом, толщиной этих отложений, количеством органического вещества (ОВ) в них содержащегося и степенью катагенетической преобразованности этих пород и ОВ. «Сланцевый газ» и «сланцевая нефть» – это углеводороды, присутствующие в сланцевых (глинистых) формациях, которые характеризуются двумя функциями – генерацией УВ и их сохранением.

Потенциальные ресурсы горючих полезных ископаемых в стратисфере по разным оценкам составляют (в условном топливе): уголь – 9,8 -21 трлн.т., нефть в залежах – 725 -740 млр.т., нефть в сланцах и природных битумах – 700-830 млрд.т., природный газ – 630 млрд.т.

Мировые потенциальные ресурсы горючих сланцев составляют 1415 млрд.т. В уникальных месторождениях горючих сланцев – Грин-Ривер (США) и Ирати (Бразилия) сосредоточено 97% всех разведанных на настоящее время мировых запасов ГС.

В составе СГ, как и традиционного природного газа, преобладает метан и его гомологи; в качестве примесей могут присутствовать азот, сероводород, углекислый газ и т.д. Содержание метана превышает 90%. СГ с высоким содержанием гомологов метана встречается редко.

Добыча такого газа стала экономически выгодной только в начале 2000-х годов после разработки технологий с применением горизонтального бурения и гидроразрыва. Основной технологический процесс – гидравлический разрыв с использованием жидкости гидроразрыва (вода) с гранулированным песком. Этот песок расклинивает образовавшиеся трещины (фрекинг). Вода и песок составляют более 98% жидкости гидроразрыва, остальной объем приходится на химические добавки – по отрывочным данным это биоциды (американское ноу-хау). Широко применяется кустовое бурение скважин. Шесть-восемь горизонтальных скважин обеспечивают охват газонасыщенной зоны как 16 вертикальных скважин (Modern shale..., 2009).). Надо заметить, что в целом по статистике для горизонтальных скважин, по сравнению с вертикальными, характерно более быстрое снижение во времени дебита скважин. Для горизонтальных скважин, пробуренных с целью добычи сланцевого газа (и «сланцевой нефти»), эта особенность выражена еще ярче в силу того, что зона «искусственного» дренажа, образованного в результате гидроразрыва, конечна, а в естественном гранулярном коллекторе – условно бесконечна.

В марте 2011 г. статистическое агентство при Министерстве энергетики США (Energy Information Administration (EIA) оценило запасы СГ в 32 странах (не рассматривались РФ и страны Ближнего Востока) (EIA “World Shale Resources”, 2011). Общемировые извлекаемые запасы СГ были оценены в 256 трлн.м. куб. (40% от общемировых запасов традиционного и нетрадиционного газа, без угольного метана). При этом считается, что эта цифра минимальна, поскольку в расчет принимались только высокоперспективные участки (по мере совершенствования технологий рентабельной может стать добыча СГ и из формаций с более низким содержанием газа). Современная технология разработки глинистых сланцев сочетает горизонтальное бурение, гидроразрыв и 3D сейсмическое моделирование.

Запасы сланцевого газа в США достигают 24,4 трл.м.куб. (примерно 32% от всех запасов природного газа США). В США широко распространены сланцы с высоким содержанием органического вещества, содержащие значительные ресурсы природного газа. Общие ресурсы СГ только в четырех комплексах газового сланца (Хэйнесвилль, Файеттвилль, Марцеллус и Вудфорд) могут превышать 550 tcf (1,485 трлн.м3). Уровень добычи СГ в объеме 3 - 4 tcf (80-100 млрд.м3)в год возможен в течение многих десятилетий.

Сланцевые формации присутствует на территории 48 штатов США. На рисунке 1 показаны бассейны, где добывается СГ, и перспективные районы. Самая эффективная добыча СГ осуществляется в бассейнах - Барнетт, Хэйнесвилль/Боссиер, Антрим, Файеттвилль, Марцеллус и Нью-Олбани. Каждый из этих бассейнов отличается по строению разреза, по содержанию ОВ и СГ (Modern shale..., 2009).

Рис. 1 Распространение сланцевых формаций в США.

В Канаде СГ добывается из двух сланцевых формаций – Horn River и Montney. В 2010 году компания TransCanada Corp. начала строительство первого газопровода для транспортировки СГ с месторождения Montney в магистральный газопровод. К 2020 г. добыча СГ в Канаде может достигнуть 200 млрд.м. куб.; на это время планируется экспорт СГ в страны Юго-Восточной Азии и Японию (до 40 млрд.м.куб.).

Значительны прогнозные запасы СГ в Китае. Их оценка колеблется в широких пределах – от 21 до 45 трлн. м. куб. В Китае выделяются четыре крупных провинции распространения глинистых сланцев. В 2011 г. была пробурена первая скважин. На конец 2012 г. известны результаты 14 пробуренных на СГ скважин в Китае (Чун, Хонг, 2012), из них только две горизонтальные. Максимальный дебит при пробной эксплуатации не превысил 60 тыс. м.куб./сут. В Китае создан Государственный исследовательский центр сланцевого газа. Китай планирует выйти к 2020 г. на уровень добычи СГ в 10 млрд.м. куб.

Прогнозные запасы сланцевого газа в Европе составляют 18,1 трлн. м. куб. Согласно оценкам, например, запасы сланцевого газа в Германии достигают триллиона кубометров. Однако, степень изученности перспективных территорий еще низка и существуют серьезные экологические законодательные ограничения. Так, во Франции заблокирована добыча СГ с применением гидроразрыва. Высоко оцениваются перспективы Польши на добычу СГ, прогнозные запасы которого оцениваются в 5,3 трлн. м. куб. Однако, положительных результатов пока нет. Более того, компания ExxonMobil отказалась от дальнейших работ по разведке СГ в Польше, поскольку в пробуренных двух скважинах не было получено рентабельных притоков.

В настоящее время добыча СГ ведется в США и Канаде. В 2012 г. добыча СГ в США составила 220 млрд. м. куб. По прогнозам EIA добыча СГ в США будет расти до 2035 года со среднегодовым приростом в 5,3 % и достигнет 340 млрд. м. куб. (46% от всей планируемой добычи).

Себестоимость добычи СГ может сильно отличаться от многих факторов, как геологических, так и технологических – в настоящее время она составляет 90 – 250 долл. за тысячу кубометров. По оценкам МЕА в ближайшем будущем стоимость сланцевого газа на устье скважины будет составлять: в Европе 180-360 долл. за тысячу кубометров, в Китае – 140-290, в США – 107 – 250. Для сравнения стоимость традиционного газа в ГАЗПРОМе – 20-30 долл., но она кратно возрастает при транспортировке. в 2011 году цена на природный газ в США составляла 148 долл. за тысячу кубометров. По прогнозам EIA цена на природный газ в США в 2035 году не превысит 176 долл. за тысячу м. куб.

К числу нетрадиционных источников нефти относятся – нефте (битумо)насыщенные пески и песчаники, сверхтяжелая нефть и сланцевая нефть. По разным оценкам ресурсы этих нетрадиционных видов кратно превышают ресурсы традиционной нефти.

Стремительный рост цен на нефть в начале XXI века, желание стран стран-импортеров нефти снизить зависимость свою зависимость от стран-экспортеров способствовали активизации работ по добыче нетрадиционной нефти.

Эксперты ожидают существенный рост добычи «сланцевой нефти», в первую очередь из низкопроницаемых пород в США в ближайшие десятитлетия. По оценкам Департамента Энергетики США (U.S.Department of Energy), ежегодная добыча «сланцевой нефти» может превысить к 2035 году 140 млн.т. (US Department of Energy, Annual Report…, 2010). Это в совокупности с прогнозируемым уровнем добычи конденсата (свыше 135 млн.т.) и традиционной нефти (до 250 млн.т.) через несколько десятилетий позволит США стать страной-экспортером, может привести к снижению цены на нефть на мировом рынке. Если же учитывать еще и политический фактор, существенно влияющий на уровень цен, то это может произойти уже в обозримом будущем.

Углеводороды в сланцевых породах находятся в газообразном, твердом и жидком (различной консистенции) состоянии и извлекаются либо при помощи гидроразрыва, либо термическим воздействием на породу.

Технология добычи «сланцевой нефти» первым способом заимствована из технологии добычи «сланцевого газа» - бурение горизонтальных скважин и применение мультистадийного гидроразрыва.

При термических методах породу нагревают в ретортах (разработано несколько конструкций) - наружный ретортинг (surfasce retorting) и внутрипластовый ретортинг (in-Situ).

В определении «сланцевая нефть» есть некоторые разночтения. «Oil Shale» (нефтяной сланец), по определению Департамента энергетики США (U.S.Department of Energy), это сланец из которого нефть получается в результате термической обработки, а по определению Международного энергетического агентства (World Energy Agency), это порода, содержащая нефть, генерированная вмещающими породами. «Shale oil» (сланцевая нефть), по WEA, добываемая термическим способом. Нефть низкопроницаемых пород («Tight Oil», «Light Tight Oil») – по определению американских специалистов и специалистов WEA, это нефть добываемая из низкопроницаемых пород, в т.ч. из сланцев горизонтальными скважинами.

Как уже отмечалось выше, чаще всего в сланце (глинистой породе) мы имеем широкую линейку продуктов преобразования керогена – от газообразных и жидких углеводородов до остаточного керогена. Следовательно, в зависимости от преобладания того или иного элемента этой линейки продуктов будет зависеть технология извлечения полезного продукта. Другими словами, определения «Oil Shale», «Shale oil»,«Tight Oil», «Light Tight Oil»,скорее являются технологическими, а не генетическими. Кроме того, можно предположить, что сланцы (глинистые породы), степень катагенетической преобразованности которых соответствует стадиям МК₁ – МК₃ («oil window», по западной терминологии), при прочих равных условиях, должны быть более перспективными объектами для добычи сланцевой нефти как посредством проведения горизонтального бурения с гидроразрывом, так и посредством ретортинга.

И при оценке роли сланцевой нефти в общем нефтяном балансе наблюдаются разночтения в отнесении отдельных видов нефти к традиционному и нетрадиционному. Так, МЭА в 2010 г. давало достаточно низкую оценку потенциалу сланцевой нефти (относя при этом нефть из низкопроницаемых пород к традиционной). Департамент Энергетики США основной прирост добычи сланцевой нефти связывает с нефтью из низкопроницаемых пород. В целом, наблюдается существенный разброс прогнозных оценок добычи «сланцевой нефти» в разных источниках, что обусловлено как разными оценками извлекаемых запасов, так и характером оценки возможностей тех или иных технологий.

Основными сдерживающими факторами добычи сланцевой нефти, особенно при помощи гидроразрывов, являются высокая ресурсоемкость процесса добычи. Так, при достигнутом уровне технологий для добычи 1 барреля нефти требуется от 317 до 1112 л воды. Высока и энергоемкость ее извлечения, особенно при использовании ретортинга. Так, по оценкам компании RAND Corporation, добыча 100 тыс. барр./сут. требует строительства электростанции в 1200 МВт.

Вместе с тем, совершенствование технологии приводит к повышению показателей эффективности добычи. Так, в 2005 г. удельный показатель энергетической эффективности производства энергоресурсов – EROL для сланцевых проектов США составлял 2 -7, то в 2011 году – вырос до 15. Для сравнения EROL нефти по миру около 30, а по природному газу еще выше – например, на Средневилюйском месторождении, по нашим данным, превышает 100 (Сафронов и др.2011).

Сведения о ресурсах «сланцевой нефти» весьма неопределенны в силу нескольких обстоятельств. Во – первых, в одних сводках учитывают нефть из низкопроницаемых пород, а в других – нет. Во-вторых, по большинству стран ресурсы определены без проведения геолого-разведочных работ. Первое место в мире по ресурсам этих видов нефти занимают США – порядка 600 млрд.т.(по большей части в виде нефти низкопроницаемых пород). Второе место у КНР с потенциальными ресурсами в 46,7 млрд. т.н.э.. Высоки перспективы и у Израиля – 35 млрл.т.н.э. и Демократической республики Конго – 14 млрд.т. Заметны запасы в Иордании, Бразилии, Италии – в каждой более 10 млрд.т.н.э.(International…, 2010; Dyni, 2005).

Свежий пример открытия нефтеносных сланцев. В конце 2012 г. в Северо-Западных Территориях Канады в бассейне р. Маккензи открыта сланцевая формация Canol (A New North Fmerican…, 2013), которая, видимо, является крупнейшей в Северной Америке. Её ресурсы оцениваются в 4 раза больше, чем у формации Bakken (синеклиза Уиллистон) и в 2 раза, чем у формации Eagle Ford (Примексиканская впадина).

Однако, на настоящее время технически извлекаемые запасы оценены практически только в США – из 157 млрд.т. 136 млрд. т. н. э приходится на США (причем, в основном это нефть низкопроницаемых пород).

РФ занимает одно из первых мест в мире по прогнозным ресурсам ГС. Разведанные запасы ГС составляют 37 млрд.т. (Калинко, 1981). В РФ настоящее время их добыча и переработка (как энергетического сырья и сырья для хим. промышленности) практически прекращены. Сланцеперерабатывающие комбинаты в советское время функционировали в Ленинградской и Куйбышевской областях. В восточной части России развиты сланцевые формации разного геологического возраста, которые представляют практический интерес в плане добычи сланцевой нефти и сланцевого газа.

На территории европейской части России расположено пять сланцевых бассейнов – Прибалтийский, Вычегодский, Тимано-Печорский, Центральный и Волжский. Крупнейшим в европейской части РФ является Волжский бассейн – крупнейший по количеству запасов и ресурсам горючих сланцев. Промышленная сланценосность связана с отложениями верхней юры. В пределах бассейна выделяется 2 сланценосных района – Общесыртовский и Чаганский. Сланценосные отложения большинства известных месторождений залегают на небольших глубинах – до 300-400 м. Толщина пластов горючих сланцев не превышает. К числу наиболее крупных относятся Коцебинское, Переладовское и Чаганское месторождения. Прогнозные ресурсы горючих сланцев оцениваются, по данным ВНИГРИ () 25,15 млрд.т. На втором месте по прогнозным ресурсам горючих сланцев Вычегодский бассейн, приуроченный к Мезенско-Вычегодской синеклизе и частично к северо-восточному склону Волго-Уральской синеклизы. Стратиграфически горючие сланцы приурочены к отложениям девонской, пермской, юрской и меловой систем. Горючие сланцы изучены еще очень слабо. Прогнозные ресурсы 15 млрд.т. Значительны прогнозные запасы Тимано-Печорского бассейна, приуроченного к Печорской синеклизе. Горючие сланцы приурочены к трем стратиграфическим горизонтам: к основанию и верхней части средневолжского подъяруса; верхней части верхневолжского подъяруса верхней юры. Качество горючих сланцев изучено слабо, толщина отдельных пластов горючих сланцев достигает 10 м. Прогнозные ресурсы 5,8 млрд.т.

На территории Европейской части России весьма широко распространены доманиковые горючие сланцы франского яруса верхнего девона. Они известны на Тимане, в Ульяновском Поволжье, Заволжье и вдоль всего западного склона Урала, на севере – в Большеземельской тундре, на юге – по северному борту Прикаспийской впадины. Длина полосы распространения этих сланцев – свыше 2000 км, ширина – не менее 700-800 км. Мощность сланценосной толщи, состоящей из горючих сланцев, мергелей и известняков от 15 до 70 м, иногда она может достигать и 130 м. Количество пластов горючих сланцев непостоянно даже в пределах одного района. Так в Ухтинском районе в 27 метровой толще выделяют до 163 прослоев горючих сланцев. Степень изученности этих горючих сланцев невысока.

В РФ наиболее перспективным объектом для добычи сланцевой нефти является верхнеюрская баженовская свита Западно-Сибирской провинции. Это 10-70 м толща черных и буровато-черных аргиллитов, залегающая на глубинах 2000 – 3000 м, с очень высоким содержанием ОВ (в среднем 22,5%), площадь распространения которой около 1 млн. км². Добыча нефти традиционным способом ведется на шести месторождениях, а нефтепроявления разного масштаба зафиксированы более чем на 70 площадях. К настоящему времени из баженовской свиты добыто 11 млн.т. По оценкам WEO (Международное энергетическое агенство) геологические ресурсы нефти баженовской свиты составляют 140 млрд.т. О потенциале баженовской свиты можно судить и по таким цифрам – по оценкам американских специалистов ресурсы баженовской свиты превышают, например, ресурсы одной из богатейших в США формаций Bakken, в 80 раз. С этих позиций интерес представляют также абалакская и фроловская свиты верхнеюрского и нижнемелового возраста.
Наиболее изученным объектом в пределах Восточной Сибири является Дмитриевское месторождение горючих сланцев, которое расположено примерно в 20 км от г. Кемерово в Барзасском угленосном районе Кузнецкого бассейна. Сланценосные отложения мощностью более 100 м относятся к эйфельскому ярусу среднего девона. Пласт горючих сланцев имеет мощность от 20 до 55 м. Разведанные запасы месторождения оставляют 132 млн. т. В Канско-Ачинском угольному бассейну горючие сланцы приурочены к трем стратиграфическим уровням в нижне-среднеюрской толще. Толщина пластов пластов горючих сланцев не превышает 5 м. На наиболее изученном Балахтинском месторождении запасы горючих сланцев по категории С₂ – 300 млн. т.

В пределах Сибирской платформы широко распространены породы с повышенным и высоким содержанием органического вещества в весьма широком стратиграфическом диапазоне – от верхнего рифея до нижней юры. Это преимущественно темноокрашенные тонкозернистые осадочные породы глинистого, карбонатного, карбонатно-глинистого, глинисто-кремнистого состава. Степень их изученности разная.

Перспективной в плане добычи сланцевого газа и сланцевой нефти является куонамская формация. Куонамская формация (комплекс) выделяется в нижне-среднекембрийских отложениях северо-западной и восточной частей Сибирской платформы. Формация сложена глинисто-карбонатными и кремнисто-карбонатно-глинистыми отложениями, в разной степени обогащенные органическим веществом. Формация распространена в полосе, протягивающейся более чем 2500 м от Игарского района на северо-западе через восточный склон Анабарской антеклизы до северного склона Алданской антеклизы и Алдано-Майского прогиба. Ширина выходов отложений куонамской формации колеблется от 150-200 до 600 км. Установленная площадь распространения достигает 700-750 тыс. км². Толщина отложений формации достаточно выдержана - на большей части площади развития она колеблется в пределах 40-70 м. В состав формации включаются шумнинская свита (Игарский район), собственно куонамская свита, выделяющаяся от бассейна р. Анабар на севере до северного склона Алданской антеклизы на юге и иниканская свита Юдомо-Майского междуречья. Если принять среднюю толщину формации 50 м и среднее содержание Сорг. 5%, то в породах куонамской формации захоронено 10-15 трлн.т. органического вещества.