загрузка...
загрузка...
На головну

Особливості розподілу покладів нафти і газу

Дивіться також:
  1. A. Характер розподілу помилок в реальних каналах
  2. I. Особливості будови і функціонування спадкового апарату прокаріот
  3. I. Особливості економічного розвитку.
  4. I. Особливості економічного розвитку.
  5. I. Особливості: даний регіон мав закриті географічні кордони.
  6. I. Поняття, значення, особливості.
  7. I. Емпірична функція розподілу
  8. II. Категорії запасів, перспективних і прогнозних ресурсів нафти і газу
  9. II. Методика ПЗ нафти і вільного газу по закінченню пошуково-оціночних робіт.
  10. II. Особливості виконання зобов'язань
  11. II. Особливості Господарської діяльності в епоху палеоліту і мезоліту.
  12. III династія Ура. Особливості політичного та соціально-економічного розвитку даного періоду.

ГЛАВА 8. ЗАКОНОМІРНОСТІ ПОШИРЕННЯ поклади нафти і газу В ЗЕМНИЙ КОРІ

Класифікація родовищ нафти і газу

Існує кілька класифікацій родовищ. В основі цих класифікацій є структурний фактор; крім того в деяких класифікаціях враховується приуроченість родовищ до певних великим тектонічним елементам, а також тип покладів.

Найбільш зручно класифікувати родовище нафти і газу за типами пасток, до яких приурочені ці родовища.

Відповідно до цього можна виділити два основні класи родовищ - антиклінальний і неантиклинального.

клас родовищ нафти і газу неантиклинального типу.У цей клас об'єднується широка гама родовищ, серед яких можуть бути виділені групи родовищ, приурочених до простих антиклінальними структурам, до антиклінальними структурам, ускладненим розривними порушеннями, до Антиклиналь з розбіжністю структурних планів по окремих частинах розрізу, до антиклінальними структурам, ускладненим соляної тектоникой, грязьовим вулканізмом, до антиклінальними структурам, ускладненим надвіговимі дислокациями.

На рис. 37 показаний приклад простий за будовою пологої складки, до якої приурочено кілька покладів нафти з самостійними водонефтяного контактами для кожної поклади. На рис. 38 показаний приклад родовища, приуроченого до брахіантікліналі, ускладненою грязьовим вулканом. На рис. 39 показаний розріз антиклинальной складки, ускладненою системою східчастих скидів, до якої приурочено

Мал. 37. Профільний розріз нафтового родовища Санта-Фе-Спрінгс. Каліфорнія. (Леворссен, 1970).

Мал. 38. Профільний розріз родовища Локбаташ. Азербайджан (Єременко, 1964).

Рис 39. Профільний розріз родовища Серія. Бруней (Довідник ..., 1976). Почту: 1 - Лианг, 2 - Серія, 3 - Мірі; 4 - серія Сетап, 5 - продуктивні пісковики, 6 - розривні порушення.



 родовище Сериа (Бруней). На рис. 40 показаний приклад приуроченности нафтового родовища до антиклинальной структурі ускладненою надвигом.

Мал. 40. Профільний розріз родовищ Земеш, Тазлеу і Станешть. Румунія (Єременко, 1964)

1 - міоцен; 2 - нижній міоцен - олигоцен; 3 - олигоцен; 4 - мінілітовие шари; 5-шар Кліва; 6 - еоцен, а - крайової насування, б - нафтові поклади в олігоценової відкладеннях. I - IV - нафтові горизонти.

Клас родовищ нафти і газу неантиклинального типу. В цьому класі можна виділити групи: групи родовищ приурочених до пасток літологічного типу, групи родовищ приурочених до стратиграфічні пасток, групи родовищ приурочених до уловлювачів палеогеографічного типу.

Родовища групи, приурочених до пасток літологічного типу, найчастіше зустрічаються на великих монокліналей, на схилах великих підняттів, бортах западин різного генезису. Родовища приурочені до зон виклинювання по повстанню піщаних шарів. Як приклад можна привести найбільше в Канаді родовище Пембина, приурочене до зони виклинювання піщаних шарів крейдяного віку. Крім того, продуктивні тріщинуваті аргіліти юрського віку і вапняки нижнього карбону (рис. 41). Всього на родовищі встановлено 38 покладів. Родовища цієї групи приурочені і до ділянок заміщення проникних порід непроникними (рис. 42). Широко розвинені родовища, приурочені до піщаних баровим тіл, до піщаниках руслових фацій палеорек. В якості першого можна привести приклад газового родовища Сікс-Лейк (штат Мічиган, США), де поклад газу приурочена до прибережного піщаного бару (рис. 43) видно плоска підстава і опукла покрівля пісковика Огрей (нижньокам'яновугільних віку). Досить широко поширені родовища нафти і газу, приурочені до піщаниках руслових фацій палеорек. Вони являють собою досить вибагливі в плані смуги "шнурковим" покладів (рис. 44). "Шнурковим" поклади бувають приурочені і до песчаниково тіл в палеодельтах. До цієї ж групи належать родовища нафти і газу, приурочені до піщаних лінз, залегаю-


Мал. 41. Профільний розріз родовища Пембина. Канада (Бакнров і ін., 1971) 1 - піски і пісковики; 2 - глинисті сланці і глини; 3 - піски з прошарками глин; 4 - вапняки і доломіт; 5 - нафту.

Мал. 42. Профільний розріз родовища Пикетт-Рідж. Техас. США (Леворсен, 1970).

Мал. 43. Профільний розріз газового родовища Сікс-Лейкс. Мічиган. США (Леворсен, 1970).





Мал. 44. Нафтова поклад в тульському горизонті (нижній родовища. Самарська область (Єременко, 1964).


карбон) Покровського


щим в слабопроницаемих породах. Як приклад можна привести родовище Дора (штат Оклахому, США); поклад нафти приурочена до лінзи пісковиків, яка майже повністю оточена слабопроницаемих глинистими породами. На рис. 45 показана блок-діаграма цієї лінзи. Не виключено, що до литологическому типу слід віднести і деяку частину гидродинамически екранованих покладів. Можна припустити, що в цих випадках "екраном" служить не гідравлічний напір, а капілярні явища, оскільки капілярні явища і пов'язані з ними особливості фазових проникностей багато в чому обумовлені литологическим фактором.

Мал. 45. Блок-діаграма піщаного пласта Дора (верхній карбон) на родовищі Дора. Оклахома. США (Леворсен, 1970).


Родовища стратиграфического типу розвинені досить широко. Як приклад можна навести одне з найбільших нафтових родовищ США - Оклахома-Сіті (рис. 46). Поклади нафти приурочені до головних частин піщаних пластів ордовикского віку, з стратиграфічні незгодою перекритих слабопроницаемих породами кам'яновугільного віку. Часто поклади стратиграфічного типу зустрічаються в комбінації з покладами литологического і структурного типів. Зокрема, одне з найбільших нафтових родовищ США Іст-Тексас (рис. 35). Поклад нафти приурочена до верхньокрейдяним піщаниках Вудбайн, виклінівающіміся на схилі підняття Сабін і перекритим з стратиграфічні незгодою молодшими слабопроницаемих породами. На рис. 47 наведено розріз Західно-Тебукского родовища Тимано-Печорської нафтогазоносної провінції. В межах цього родовища присутні поклади структурного, палеогеографічного і стратиграфического типів.

Мал. 46. Профільний розріз родовища Оклахома-Сіті. Оклахома. США (Бакіров та ін., 1971).

1 - піски і пісковики; 2 - вапняки і доломіт; 3 - нафту.

Мал. 47. Профільний розріз Західно-Тебукского родовища. Комі (Нафтогазоносні ..., 1983)

З рифом пов'язана поклад пласта Ф |.


Родовища нафти і газу відносяться до палеографічній групі розвинені широко. Їх можна поділити на дві підгрупи. родовища, пов'язані з рифовими будівлями і родовища пов'язані з ерозійними останцами. Рифові масиви формуються в певних палеогеографічних умовах. Рифові будівлі первинно пористи і проникні, а облягаючі їх породи слабопроніцаеми, що і створює сприятливі умови для акумуляції УВ. Родовища нафти і газ, приурочені до рифових будівель, розвинені досить широко. На рис. 48 і 49 показані приклади приуроченности родовищ до органогенних рифів. Родовища нафти і газу, приурочені до ерозійних останцями, розвинені менш широко. Як приклад родовища такого типу на рис. 50 наведено розріз родовища Гротолле-Феррандіні (Італія). Основна поклад газу приурочена до ерозійного виступу, складеному вапняками верхньої крейди.




Мал.48. Профільний розріз родовищ Ледюк і Редуотер. Альберта. Канада (Левоосен, 1970).

Мал.49. Профільний розріз родовища Совхозне. Волго-Уральська провінція (Нафтогазоносні ..., 1983).

1 - глини, алевроліти; 2 пісковики з конгломератами; 3 - вапняки; 4 - сіль; 5-ангідрити з прошарками доломітів; 6 - газ; 7 - нафта; 8 - ГНК; 9 - ВНК


Мал. 50. Геологічний профіль родовища Гротолле-Феррандіні. Італія (Висоцький, 1979).

1 - пісковики; 2 - глини; 3 - вапняки; 4 - газоносні пісковики; 5 - газоносні вапняки; 6 - розривне порушення; 7 - кутовий незгоду.

7.2. Руйнування родовищ нафти і газу

Як уже зазначалося, в літосфері переважають процеси розсіювання
 УВ. Загальна кількість УВ, що знаходиться на сучасному етапі еволюції
 літосфери Землі в відкритих родовищах нафти і газу, становить по
 оцінками багатьох дослідників незначну частку УВ, генерованих
 органічною речовиною верхнедокембрійскіх-фанерозойских відкладень. Так, за розрахунками А. Е. Конторовича (1967) запаси природного газу в юрських і неокомових відкладеннях Західно-Сибірського басейну становлять лише близько 1% від утворилися в цих відкладеннях УВ за час перебування цих відкладень в зоні катагенеза.

Розсіювання УВ є непреривнодействующій процес, який складається з різних форм: молекулярної, хімічної (біохімічної), фізико-хімічної і механічної.

Молекулярна форма руйнування це постійно діючий механізм дифузійного розсіювання УВ, який грає, найчастіше, незначну роль в процесі руйнування родовища.

Процес руйнування родовищ нафти і газу можна розділити на дві гілки - гіпергенні і метаморфічну.

Гіпергенні руйнування родовищ відбувається під дією хімічної (біохімічної), фізико-хімічної і механічної форм.

Хімічна (біохімічна) форма руйнування родовищ це результат анаеробного і аеробного руйнування вуглеводневих молекул. Ці процеси відбуваються в результаті бактеріальної діяльності. Аеробне окислення (биодеградация) відбувається також в результаті бактеріальної діяльності, але вже в присутності кисню. В результаті процесів біодеградації (за участю фізико-хімічних процесів) в приповерхневої зоні літосфери утворюється широка гама нафтідов: Мальти - асфальти - асфальти - озокериту. гумінокеріти, що представляють собою безперервний ряд продуктів гіпергенного руйнування нафт. Як приклад скупчень біодеградірованних нафт можна прівесті- родовище високов'язких нафт Атабаска і Оленекское родовище мальт і асфальтів.

Механічне руйнування полягає в знищенні денудаційним процесами пастки і пов'язаної з ним поклади. При неповному руйнуванні можливе утворення закірованних порід (кир-продукт субаерального вивітрювання слабосмолістих нафт), які в певних структурно-тектонічних умовах грають роль покришки, для збереженої частини поклади.

Метаморфічне руйнування родовищ відбувається під дією фізико-хімічних процесів. Руйнування родовищ відбувається під впливом високих (більше 120 ° С) температур і тисків. У занурюється в ході геологічної історії поклади може статися в кінцевому рахунку розпад рідких УВ на газ (CHt) і тверді мінерали (графіт).

Розміщення родовищ нафти і газу в земній корі підкоряється певним закономірностям. Встановлення цих закономірностей є предметом вивчення протягом всієї історії пошуків цих родовищ. Процеси пошуків родовищ нафти і газу та виявлення закономірностей їх розміщення були взаємодоповнюючими -Кожному нове родовище давало додаткову інформацію для теоретичних розробок, а підвищення рівня теоретичних знань дозволяло більш об'єктивно підійти до оцінки перспектив і вибору напрямку пошуків.

До теперішнього часу на земній кулі відкрито близько 40 тис. Родовищ нафти і газу Ці скупчення зустрічаються у відкладеннях від рифея до четвертинного віку. Однак, по розрізу вони розподілені вкрай нерівномірно. Більше 60% світових розвіданих запасів нафти припадає на юрські і крейдяні відкладення. Близько 40% природного газу на крейдяні відкладення. Другий пік по запасах газу (30%) приурочений до


пермським відкладенням. Близько 30% запасів нафти відкрито в відкладеннях палеогену і неогену.

Також нерівномірно географічний розподіл запасів нафти і газу. На початок 1993 р 65,7% світових запасів нафти було зосереджено в країнах Близького і Середнього Сходу. У Південній Америці - 12,4%, в Африці - 6,2%, в Росії і країнах СНД - 5,9%, в Азії та Австралії - 5%, в Північній Америці - 4,0%, в Європі - 1, 6%. За природному газу -40,2% світових запасів зосереджено в Росії і країнах СНД, 31% - на Близькому і Середньому Сході, 7,1% - в Африці, в Азії та Австралії - 9%, в Північній і Південній Америці - по 5 , 4%, в Європі - 3,8% (ВР review of world gas, 1993).

Відкриті до натоящему часу нафтові і газові ресурси зосереджені в основному в Північній півкулі. У цій півкулі відкрито близько 130 нафтових родовищ з початковими запасами понад 100 млн. Т, тоді як в Південному тільки 9 таких родовищ. У світі відкрито близько 90 газових родовищ із запасами 100 млрд. М3 і більше, з яких абсолютна більшість також розташовано в Північній півкулі.

Велика частина запасів нафти концентрується в родовищах на глибинах до 3 км.

Приуроченість основних запасів нафти в кожному конкретному осадочном басейні залежить, головним чином, від історії його геологічного розвитку. У найзагальнішому вигляді можна говорити про певну зворотній залежності між віком основної седиментации в басейні і глибиною розміщення запасів нафти. В осадових басейнах, що сформувалися в палеозої, велика частина запасів нафти концентрується на глибинах до 2 км. Це такі басейни, як Дніпрова-Донецький на Україні, Тимано-Печорський на північному сході Російської платформи, Перський, Мічиганський, Іллінойський та ін. Басейни Північно-Американської платформи. У басейнах, де основна частина осадового чохла має мезозойської-кайнозойської вік. Основні запаси нафти приурочені до глибин 2-4 км. Це найбільші нафтоносні басейни - Західно-Сибірський, Перської затоки, басейни Північної Африки Сирт і півночі Південно-Африканської платформи (басейн Оріноко).

Ця закономірність не є універсальною. Так, в кайнозойських міжгірських осадових басейнах, генетично пов'язаних, як правило, з континентальними околицями активного типу (відповідно до постулатами плитний тектоніки) основні запаси нафти зосереджені в інтервалі глибин 1-2 км. Це такі басейни, як Сан-Хоакін (Каліфорнія, США), Маракаибо (Венесуела) і ін.

Ця закономірність порушується і в басейнах, де є величезні запаси окисленої нафти, Мальти і асфальтів на схилах стародавніх платформ залягають в інтервалі глибин до 1 км (Західно-Канадський басейн, Лено-Анабарський прогин, Східно-Венесуельський прогин).

У Республіці Саха (Якутія) 60% розвіданих запасів нафти залягають в інтервалі глибин 2-3 км і 40% - в інтервалі глибин 1-2 км.

Поклади нафти виявлені і на глибинах понад 3 км. На території Росії ці родовища до мезозойських відкладів Терек-Кумского прогину Передкавказзя. Великі поклади нафти відкриті в казахстанської частини Прикаспійської синеклізи (родовища: Тенгізське, Кенкіяк, Жанажол), де продуктивні горизонти каменноугольно-пермського віку залягають на глибинах до 4500 м. У Південно-Каспійської западині нафтові поклади розкриті на глибинах до 5000 м.

Найглибші нафтові поклади відкриті в США: в Галф-Кості на родовищі Кеблоу-Айлен (гл. 6593 м), в басейні Біг-Хорн (Скелясті гори) на родовищі Фрісбі-Південний (гл. 5896-5911 м) і Др.

Розподіл запасів газу по глибинах залягання також в найзагальнішому вигляді визначається історією геологічного розвитку, а також вертикальною зональністю генерації УВ (Глава 5).

На відміну від нафти, запаси природного газу по глибині зміщені на кілька великі глибини.

На глибинах до 1 км присутні скупчення переважно в водорастворенних стані. Ці родовища приурочені до верхнепліоценовим-четвертинних відкладів невеликих накладених западин кайнозойских складчастих систем (Японія, Італія).

Основна частина розвіданих запасів газу зосереджена в інтервалі глибин 1-4 км. Родовища приурочені до відкладів від верхнього докембрію до кайнозою. Саме в цьому інтервалі глибин зосереджена переважна частина запасів природного газу, приурочених до крейдяним-кайнозойским відкладенням (газові родовища Західно-Сибірська плита, предкавказских прогину, Мексиканської і Перської заток). У цьому ж інтервалі глибин газові родовища в кам'яновугільних, приміських, тріасових і юрських відкладеннях північноморську-Німецької провінції, Дніпрова-Донецької западини, Вилюйской синеклизи, синеклізи Іллінойс, западин Анадарко, Пермська (США) і ін. До інтервалу глибин 1-3 км приурочені всі газові родовища Сибірської платформи, пов'язані з венд-нижньокембрійські комплексом.

У Республіці Саха (Якутія) в межах Непско-Ботуобинской антеклізи розвідані запаси газу приблизно порівну розподілені в інтервалах глибин 1-2 і 2-3 км, в Вилюйской синеклизе 85% всіх розвіданих запасів газу зосереджено в інтервалі глибин 2-3 км.

На глибинах понад 4 км газові родовища відкриті в невеликому числі регіонів - в Пермській западині, в западині Анадарко-Ардмор, Мексиканській затоці (США), в Прикаспійської синеклізи, Південно-Каспійської западині, предкавказских прогині, Аквітанського басейні (Франція).

Одним з найбільших глубокозалегающих газових родовищ є родовище Лак в Аквітанського басейні. Масивна поклад газу знаходиться в карбонатної товщі неокома і верхньої юри на глибині 3500-5270 км. Велика частина газових і газоконденсатних родовищ відкрито в верхнекаменноугольних відкладеннях западини Анадарко-Ардмор (Західний Внутрішній басейн в США), розташованих на глибинах 4500-7000 м.

На казахстанської частини території Прикаспійської синеклізи відкрито найбільше Карачаганакське газоконденсатне родовище з глибинами залягання продуктивних горизонтів кам'яновугільного -пермского віку 4000-4500 м.

Найглибші поклади газу і газоконденсату відкриті в США: у штаті Техас родовище Ледбеттер (гл. 7663-8083 м), в Галф-Кості -месторожденіе Кейлоу-Айленд (гл. 6663 м) в западині Делавер запаси газу на родовищі Гомес оцінені в 238 млр. м3 (Гл. 7010 м).

Газові родовища залягають на великих глибинах, як правило, газоконденсатні, часом з дуже високим вмістом конденсату. Так, на Астраханському родовищі вміст конденсату досягає 560 см3/ м3.

На рис. 51 наведені деякі нафтогазоносні басейни світу з розподілом в них покладів нафти, газу і газоконденсату на великих глибинах.

Мал. 51. Основні типи НГБ і регіонів світу з різним розподілом покладів нафти, газу і газоконденсату на великих глибинах (Семенович та ін. 1980).

Поклади: 1 - нафти, 2 - газу, 3 - газоконденсату; 4 - промислові притоки нафти; цифри на малюнку - найбільш характерні сучасні пластові Т °, С.

За оцінками російських і зарубіжних фахівців прогнозні запаси нафти і газу на глибинах понад 4 км перевищують 10% загальносвітових.

Як уже зазначалося, на земній кулі відкрито близько 40 тис. Родовищ нафти і газу, проте, більша частина запасів зосереджена в гігантських і унікальних родовищах.

У 26 унікальних нафтових родовищах (початкові запаси понад 1 млрд. Т) зосереджено 42% всіх початкових розвіданих світових ресурсів нафти (по А. Г. Селицька). За оцінками А. А. Бакірова в 45 найбільших нафтових родовищах зарубіжних країн було зосереджено близько 91% розвіданих запасів нафти.

До теперішнього часу практично у всіх аналітичних оглядах основна увага при розгляді проблеми сланцевих нафти і газу приділяється технології та економіці. Разом з тим, цілком очевидно, що при оцінці ресурсів цих видів вуглеводневої сировини об'єднуються глинисті формації абсолютно різного генезису - від черносланцевой формацій (доманік Російської платформи, баженовского свита Західного Сибіру) до морських мілководних (наприклад, формація Bakken, синеклиза Віллістон, США).

Глинисті породи - одні з найпоширеніших в літосфері осадових порід. Вони більш ніж на 50% складені глинистими, карбонатними і кременистими частинками розміром менше 0,01 мм. У всіх оглядах по сланцевим нафти і газу йдеться про глинистих сланцях, але це досить загальна дефініція. В обговорюваному контексті вельми значущим має бути зміст в такій породі органічної речовини (ОВ). Осадова порода, більш ніж на 50% складається з частинок розміром менше 0,01 мм і містить від 20% і більше органічної речовини відноситься до горючих сланців (oil shale). У пальному сланці найвищої якості на частку органічної речовини припадає до 50-70%. Разом з тим, в глинистих формаціях південно-східній частині США, з яких видобувається сланцевий газ, середній вміст ОВ становить 4 - 9,8% (формації Barnett, Fayetteville, Hayntsville) і 12-25% (Marcellus, Woodford, Antrim, New Albany), з яких перші три складені породами в більшості своїй не є горючими сланцями. В американській літературі часто говорять про близькість формації Bakken і баженовской свити. Але формація Bakken має чітке потрійний розподіл - між верхньою та нижньою сланцевими пачками залягає горизонт доломіту, і сформувалася, за даними американських геологів (Dow, 1974), в мілководних умовах, а баженовского свита складена товщею нерівномірного переслаивания висококремнистих, збагачених ОВ, порід і карбонатних порід, що сформувалася у відносно глибоководних умовах. Іншими словами, поняття «сланцевий газ» і «сланцева нафта» пов'язані з досить широким спектром глинистих порід (сланців). Виходячи ж із сучасних уявлень про генетичний зв'язок вуглеводнів із які в породах ОВ (керогеном), найчастіше в сланці (глинистої формації) ми маємо широку лінійку продуктів перетворення керогена - від газоподібних і рідких вуглеводнів до залишкового керогена. Своєрідність «сланцевого газу» і «сланцевої нафти», на відміну від традиційних нафти і газу, сконцентрованих в родовищах, полягає не в проблемі пошуків структурних форм, що містять ці ресурси. Проблема полягає в концентрації ресурсів в масивах глинистих порід, наявність яких не визначається структурним фактором. Продуктивність сланцевих (глинистих) формацій визначається, головним чином, товщиною цих відкладень, кількістю органічної речовини (ОВ) в них міститься і ступенем катагенетіческой перетворюванності цих порід і ОВ. «Сланцевий газ» і «сланцева нафта» - це вуглеводні, присутні в сланцевих (глинистих) формаціях, які характеризуються двома функціями - генерацією УВ і їх збереженням.

Потенційні ресурси горючих корисних копалин в стратісфере за різними оцінками становлять (в умовному паливі): вугілля - 9,8 -21 трлн. т., нафта в покладах - 725 -740 млр. т., нафта в сланцях і природних бітумах - 700-830 млрд. т., природний газ - 630 млрд. т.

Світові потенційні ресурси горючих сланців становлять 1415 млрд. Т. У унікальних родовищах горючих сланців - Грін-Рівер (США) і Іраті (Бразилія) зосереджено 97% всіх розвіданих на даний час світових запасів ГС.

У складі СГ, як і традиційного природного газу, переважає метан і його гомологи; в якості домішок можуть бути присутніми азот, сірководень, вуглекислий газ і т. д. Вміст метану перевищує 90%. СГ з високим вмістом гомологів метану зустрічається рідко.

Видобуток такого газу стала економічно вигідною тільки на початку 2000-х років після розробки технологій з застосуванням горизонтального буріння і гідророзриву. Основний технологічний процес - гідравлічний розрив з використанням рідини гідророзриву (вода) з гранульованим піском. Цей пісок розклинює утворилися тріщини (фрекінг). Вода і пісок складають більше 98% рідини гідророзриву, інший обсяг припадає на хімічні добавки - по уривчастих даних це біоциди (американське ноу-хау). Широко застосовується кущова буріння свердловин. Шість-вісім горизонтальних свердловин забезпечують охоплення газонасиченої зони як 16 вертикальних свердловин (Modern shale ..., 2009).). Треба зауважити, що в цілому по статистиці для горизонтальних свердловин, в порівнянні з вертикальними, характерно більш швидке зниження в часі дебіту свердловин. Для горизонтальних свердловин, пробурених з метою видобутку сланцевого газу (і «сланцевої нафти»), ця особливість виражена ще яскравіше в силу того, що зона «штучного» дренажу, утвореного в результаті гідророзриву, кінцева, а в природному гранулярному колекторі - умовно нескінченна.

У березні 2011 р статистичне агентство при Міністерстві енергетики США (Energy Information Administration (EIA) оцінило запаси СГ в 32 країнах (не розглядалися РФ і країни Близького Сходу) (EIA "World Shale Resources", 2011). Загальносвітові запаси СГ були оцінені в 256 трлн. м. куб. (40% від загальносвітових запасів традиційного і нетрадиційного газу, без вугільного метану). При цьому вважається, що ця цифра мінімальна, оскільки в розрахунок бралися тільки перспективність ділянки (у міру вдосконалення технологій рентабельною може стати видобуток СГ і з формацій з більш низьким вмістом газу). Сучасна технологія розробки глинистих сланців поєднує горизонтальне буріння, гідророзрив і 3D сейсмічне моделювання.

Запаси сланцевого газу в США досягають 24,4 трлн. м. куб. (Приблизно 32% від усіх запасів природного газу США). У США широко поширені сланці з високим вмістом органічної речовини, що містять значні ресурси природного газу. Загальні ресурси СГ тільки в чотирьох комплексах газового сланцю (Хейнесвілль, Файеттвілль, Марцеллус і Вудфорд) можуть перевищувати 550 tcf (1,485 трлн. М3). Рівень видобутку СГ в обсязі 3 - 4 tcf (80-100 млрд. М3) на рік можливий протягом багатьох десятиліть.

Сланцеві формації присутній на території 48 штатів США. На малюнку 1 показані басейни, де видобувається СГ, і перспективні райони. Найефективніша видобуток СГ здійснюється в басейнах - Барнетт, Хейнесвілль / Боссіер, Антрім, Файеттвілль, Марцеллус і Нью-Олбані. Кожен з цих басейнів відрізняється за будовою розрізу, за змістом ОВ і СГ (Modern shale ..., 2009).

Мал. 1 Поширення сланцевих формацій в США.

У Канаді СГ видобувається з двох сланцевих формацій - Horn River і Montney. У 2010 році компанія TransCanada Corp. почала будівництво першого газопроводу для транспортування СГ з родовища Montney в магістральний газопровід. До 2020 року видобуток СГ в Канаді складе близько 200 млрд. М. Куб .; на цей час планується експорт СГ в країни Південно-Східної Азії і Японію (до 40 млрд. м. куб.).

Значні прогнозні запаси СГ в Китаї. Їх оцінка коливається в широких межах - від 21 до 45 трлн. м. куб. У Китаї виділяються чотири великих провінції поширення глинистих сланців. У 2011 р була пробурена перша свердловин. На кінець 2012 р відомі результати 14 пробурених на СГ свердловин в Китаї (Чун, Хонг, 2012), з них тільки дві горизонтальні. Максимальний дебіт при пробної експлуатації не перевищив 60 тис. М. Куб. / Добу. У Китаї створено Державний дослідний центр сланцевого газу. Китай планує вийти до 2020 року на рівень видобутку СГ в 10 млрд. М. Куб.

Прогнозні запаси сланцевого газу в Європі складають 18,1 трлн. м. куб. Згідно з оцінками, наприклад, запаси сланцевого газу в Німеччині досягають трильйона кубометрів. Однак, ступінь вивченості перспективних територій ще низька і існують серйозні екологічні законодавчі обмеження. Так, у Франції заблокована видобуток СГ із застосуванням гідророзриву. Високо оцінюються перспективи Польщі на видобуток СГ, прогнозні запаси якого оцінюються в 5,3 трлн. м. куб. Однак, позитивних результатів поки немає. Більш того, компанія ExxonMobil відмовилася від подальших робіт з розвідки СГ в Польщі, оскільки в пробурених двох свердловинах не було отримано рентабельних приток.

В даний час видобуток СГ ведеться в США і Канаді. У 2012 р видобуток СГ в США склала 220 млрд. М. Куб. За прогнозами EIA видобуток СГ в США буде рости до 2035 року із середньорічним приростом в 5,3% і досягне 340 млрд. М. Куб. (46% від всієї планованої видобутку).

Собівартість видобутку СГ може сильно відрізнятися від багатьох чинників, як геологічних, так і технологічних - в даний час вона становить 90 - 250 дол. За тисячу кубометрів. За оцінками МЕА в найближчому майбутньому вартість сланцевого газу на гирлі свердловини становитиме: в Європі 180-360 дол. За тисячу кубометрів, в Китаї - 140-290, в США - 107 - 250. Для порівняння вартість традиційного газу в Газпрому - 20- 30 дол., але вона кратно зростає при транспортуванні. в 2011 році ціна на природний газ в США становила 148 дол. за тисячу кубометрів. За прогнозами EIA ціна на природний газ в США в 2035 році не перевищить 176 дол. За тисячу м. Куб.

До числа нетрадиційних джерел нафти відносяться - нафто (бітум) насичені піски і пісковики, надважка нафта і сланцева нафта. За різними оцінками ресурси цих нетрадиційних видів кратно перевищують ресурси традиційної нафти.

Стрімке зростання цін на нафту на початку XXI століття, бажання країн країн-імпортерів нафти знизити залежність свою залежність від країн-експортерів сприяли активізації робіт з видобутку нетрадиційної нафти.

Експерти очікують суттєве зростання видобутку «сланцевої нафти», в першу чергу з низькопроникних порід в США в найближчі десятітлетія. За оцінками Департаменту Енергетики США (U.S.Department of Energy), щорічний видобуток «сланцевої нафти» може перевищити до 2035 року 140 млн. Т. (US Department of Energy, Annual Report ..., 2010). Це в сукупності з прогнозованим рівнем видобутку конденсату (понад 135 млн. Т.) І традиційної нафти (до 250 млн. Т.) Через кілька десятиліть дозволить США стати країною-експортером, може привести до зниження ціни на нафту на світовому ринку. Якщо ж враховувати ще й політичний фактор, який впливає на рівень цін, то це може статися вже в доступному для огляду майбутньому.

Вуглеводні в сланцевих породах знаходяться в газоподібному, твердому і рідкому (різної консистенції) стані і витягуються або за допомогою гідророзриву, або термічним впливом на породу.

Технологія видобутку «сланцевої нафти» першим способом запозичена з технології видобутку «сланцевого газу» - буріння горизонтальних свердловин і застосування мультістадійного гідророзриву.

При термічних методах породу нагрівають в ретортах (розроблено кілька конструкцій) - зовнішній ретортінг (surfasce retorting) і внутріпластового ретортінг (in-Situ).

У визначенні «сланцева нафта» є деякі різночитання. «Oil Shale» (нафтової сланець), за визначенням Департаменту енергетики США (USDepartment of Energy), це сланець з якого нафта виходить в результаті термічної обробки, а за визначенням Міжнародного енергетичного агентства (World Energy Agency), це порода, яка містить нафту, генерована вміщають породами. «Shale oil» (сланцева нафта), по WEA, що видобувається термічним способом. Нафта нізкопроніцаемих порід ( «Tight Oil», «Light Tight Oil») - за визначенням американських фахівців і фахівців WEA, це нафта видобувається з низькопроникних порід, в т. Ч. Зі сланців горизонтальними свердловинами.

Як вже зазначалося вище, найчастіше в сланці (глинистої породи) ми маємо широку лінійку продуктів перетворення керогена - від газоподібних і рідких вуглеводнів до залишкового керогена. Отже, в залежності від переважання того чи іншого елемента цієї лінійки продуктів буде залежати технологія добування корисного продукту. Іншими словами, визначення «Oil Shale», «Shale oil», «Tight Oil», «Light Tight Oil», скоріше є технологічними, а не генетичними. Крім того, можна припустити, що сланці (глинисті породи), ступінь катагенетіческой перетворюванності яких відповідає стадіях МК1 - МК3 ( «Oil window», за західною термінологією), при інших рівних умовах, повинні бути більш перспективними об'єктами для видобутку сланцевої нафти як за допомогою проведення горизонтального буріння з гідророзривом, так і за допомогою ретортінга.

І при оцінці ролі сланцевої нафти в загальному нафтовому балансі спостерігаються різночитання в віднесення окремих видів нафти до традиційного і нетрадиційного. Так, МЕА в 2010 р давало досить низьку оцінку потенціалу сланцевої нафти (відносячи при цьому нафта з низькопроникних порід до традиційної). Департамент Енергетики США основний приріст видобутку сланцевої нафти пов'язує з нафтою з низькопроникних порід. В цілому, спостерігається істотний розкид прогнозних оцінок видобутку «сланцевої нафти» в різних джерелах, що обумовлено як різними оцінками видобутих запасів, так і характером оцінки можливостей тих чи інших технологій.

Основними стримуючими факторами видобутку сланцевої нафти, особливо за допомогою гідророзривів, є висока ресурсомісткість процесу видобутку. Так, при досягнутому рівні технологій для видобутку 1 бареля нафти потрібно від 317 до 1112 л води. Високою є також енергоємність її вилучення, особливо при використанні ретортінга. Так, за оцінками компанії RAND Corporation, видобуток 100 тис. Бар. / Добу. вимагає будівництва електростанції в 1200 МВт.

Разом з тим, вдосконалення технології призводить до підвищення показників ефективності видобутку. Так, в 2005 р питомий показник енергетичної ефективності виробництва енергоресурсів - EROL для сланцевих проектів США становив 2 -7, то в 2011 році - зріс до 15. Для порівняння EROL нафти по світу близько 30, а по природному газу ще вище - наприклад, на Средневілюйском родовищі, за нашими даними, перевищує 100 (Сафронов і др.2011).

Відомості про земельні ресурси «сланцевої нафти» дуже невизначені в силу декількох обставин. По - перше, в одних зведеннях враховують нафту з низькопроникних порід, а в інших - ні. По-друге, за більшістю країн ресурси визначені без проведення геолого-розвідувальних робіт. Перше місце в світі по ресурсам цих видів нафти займають США - близько 600 млрд. Т. (Здебільшого у вигляді нафти нізкопроніцаемих порід). Друге місце у КНР з потенційними ресурсами в 46,7 млрд. Т. Н. е .. Високі перспективи і в Ізраїлі - 35 млрл. т. н. е. і Демократичної республіки Конго - 14 млрд. т. Помітні запаси в Йорданії, Бразилії, Італії - в кожній більше 10 млрд. т. н. е. (International ..., 2010 року; Dyni, 2005).

Свіжий приклад відкриття нафтоносних сланців. В кінці 2012 р в Північно-Західних Територіях Канади в басейні р. Маккензі відкрита сланцева формація Canol (A New North Fmerican ..., 2013), яка, мабуть, є найбільшою в Північній Америці. Її ресурси оцінюються в 4 рази більше, ніж у формації Bakken (синеклиза Віллістон) і в 2 рази, ніж у формації Eagle Ford (Примексиканская западина).

Однак, на даний час технічні запаси оцінені майже виключно в США - з 157 млрд. Т. 136 млрд. Т. Н. е доводиться на США (причому, в основному це нафта нізкопроніцаемих порід).

РФ займає одне з перших місць в світі за прогнозними ресурсів ГС. Розвідані запаси ГС складають 37 млрд. Т. (Калинко, 1981). У РФ нині їх видобуток і переробка (як енергетичної сировини і сировини для хім. Промисловості) практично припинені. Сланцеперерабативающей комбінати за радянських часів функціонували в Ленінградській і Куйбишевської областях. У східній частині Росії розвинені сланцеві формації різного геологічного віку, які представляють практичний інтерес в плані видобутку сланцевої нафти і сланцевого газу.

На території європейської частини Росії розташовано п'ять сланцевих басейнів - Прибалтійський, Вичегодской, Тимано-Печорський, Центральний і Волзький. Найбільшим в європейській частині РФ є Волзький басейн - найбільший за кількістю запасів і ресурсів горючих сланців. Промислова сланценосних пов'язана з відкладеннями верхньої юри. У межах басейну виділяється 2 сланценосних району - Общесиртовскій і Чаганскій. Сланценосних відкладення більшості відомих родовищ залягають на невеликих глибинах - до 300-400 м. Товщина пластів горючих сланців не перевищує. До числа найбільш великих належать Коцебінское, Переладовское і Чаганское родовища. Прогнозні ресурси горючих сланців оцінюються, за даними ВНИГРИ () 25,15 млрд. Т. На другому місці за прогнозними ресурсів горючих сланців Вичегодской басейн, приурочений до мезенский-Вичегодской синеклизе і частково до північно-східного схилу Волго-Уральської синеклизи. Стратиграфически горючі сланці приурочені до відкладів девонської, пермської, юрської і млявий систем. Горючі сланці вивчені ще дуже слабо. Прогнозні ресурси 15 млрд. Т. Значні прогнозні запаси Тимано-Печорського басейну, приуроченого до Печорської синеклизе. Горючі сланці приурочені до трьох стратиграфическим горизонтів: до основи і верхньої частини Середньоволзький под'яруса; верхньої частини верхневолжского под'яруса верхньої юри. Якість горючих сланців вивчено слабко, товщина окремих шарів горючих сланців сягає 10 м. Прогнозні ресурси 5,8 млрд. Т.

На території Європейської частини Росії вельми широко поширені доманіковие горючі сланці франского ярусу верхнього девону. Вони відомі на Тімане, в Ульяновському Поволжі, Заволжя і вздовж усього західного схилу Уралу, на півночі - в Большеземельской тундрі, на півдні - по північному борту Прикаспійської западини. Довжина смуги поширення цих сланців - понад 2000 км, ширина - не менше 700-800 км. Потужність сланценосних товщі, що складається з горючих сланців, мергелів і вапняків від 15 до 70 м, іноді вона може досягати і 130 м. Кількість пластів горючих сланців не постійно навіть в межах одного району. Так в Ухтинському районі в 27 метровій товщі виділяють до 163 прошарку горючих сланців. Ступінь вивченості цих горючих сланців невисока.

У РФ найбільш перспективним об'єктом для видобутку сланцевої нафти є верхнеюрским баженовского свита Західно-Сибірської провінції. Це 10-70 м товща чорних і буро-чорних аргілітів, що залягає на глибинах 2000 - 3000 м, з дуже високим вмістом ОВ (в середньому 22,5%), площа поширення якої близько 1 млн. Км2. Видобуток нафти традиційним способом ведеться на шести родовищах, а нефтепроявленія різного масштабу зафіксовані більш ніж на 70 площах. До теперішнього часу з баженовской свити видобуто 11 млн. Т. За оцінками WEO (Міжнародне енергетичне агенство) геологічні ресурси нафти баженовской свити складають 140 млрд. Т. Про потенціал баженовской свити можна судити і по таким цифрам - за оцінками американських фахівців ресурси баженовской свити перевищують , наприклад, ресурси однієї з найбагатших в США формацій Bakken, в 80 разів. З цих позицій інтерес представляють також Абалакской і Фролівська свити верхньоюрського і нижнемелового віку.
 Найбільш вивченим об'єктом в межах Східного Сибіру є Дмитрієвське родовище горючих сланців, яке розташоване приблизно в 20 км від м Кемерово в Барзасском вугленосному районі Кузнецького басейну. Сланценосних відкладення потужністю понад 100 м відносяться до ейфельского ярусу середнього девону. Пласт горючих сланців має потужність від 20 до 55 м. Розвідані запаси родовища залишають 132 млн. Т. У Кансько-Ачинського вугільного басейну горючі сланці приурочені до трьох стратиграфічних рівнів в нижньо-среднеюрских товщі. Товщина пластів пластів горючих сланців не перевищує 5 м. На найбільш вивченому Балахтінского родовищі запаси горючих сланців по категорії С2 - 300 млн. Т.

В межах Сибірської платформи широко поширені породи з підвищеним і високим вмістом органічної речовини в дуже широкому стратиграфічної діапазоні - від верхнього рифі до нижньої юри. Це переважно Темна тонкозернисті осадові породи глинистого, карбонатного, карбонатно-глинистого, глинисто-кременистого складу. Ступінь їх вивченості різна.

Перспективною в плані видобутку сланцевого газу і сланцевої нафти є куонамская формація. Куонамская формація (комплекс) виділяється в нижньо-среднекембрийских відкладеннях північно-західної і східної частин Сибірської платформи. Формація складена глинисто-карбонатними і кременисто-карбонатно-глинистими відкладеннями, в різному ступені збагачені органічною речовиною. Формація поширена в смузі, що простягається більш ніж 2500 м від Ігарского району на північному заході через східний схил Анабарской антеклізи до північного схилу Алданского антеклізи і Алдано-Майського прогину. Ширина виходів відкладень куонамской формації коливається від 150-200 до 600 км. Встановлена площа поширення досягає 700-750 тис. Км2. Товщина відкладів формації досить витримана - на більшій частині площі розвитку вона коливається в межах 40-70 м. До складу формації включаються Шумнінской свита (Ігарскій район), власне куонамская свита, що виділяється від басейну р. Анабар на півночі до північного схилу Алданского антеклізи на півдні і ініканская свита Юдомо-Майського межиріччя. Якщо прийняти середню товщину формації 50 м і середній вміст Сорг. 5%, то в породах куонамской формації поховано 10-15 трлн. т. органічної речовини.

Розмір родовищ Запаси нафти, Балансові запаси газу, «-- попередня | наступна --» Баренцове-Карська нафтогазоносна провінція
загрузка...
© om.net.ua