В последние годы в пределах крупных нефтегазоносных провинций мира осуществлено бурение ряда глубоких и сверхглубоких скважин, которые дали богатейший материал как теоретического, так и прикладного характера. В статье на основе анализа результатов исследования глубинной нефтегазоносности показаны основные особенности закономерностей ее распределения в земной коре. Оценены перспективы нефтегазоносности глубокопогруженных горизонтов недр основных нефтегазоносных провинций РФ.
В последние годы наблюдается тенденция к снижению как количества вновь открытых месторождений углеводородов (УВ), так и объема приращенных запасов. В соответствии с энергетической стратегией РФ на период до 2030 г. освоение углеводородного потенциала континентального шельфа арктических морей и северных территорий России призвано сыграть стабилизирующую роль в динамике добычи нефти и газа, компенсируя ее возможный спад в традиционных нефтегазодобывающих районах страны. Однако реализация этих проектов связана с крупными капиталовложениями в добывающую и транспортную инфраструктуру. Наряду с этим, учитывая хрупкость арктических экосистем, суровые климатические условия и труднодоступность этих регионов, многократно возрастают затраты на мероприятия по предотвращению экологических рисков и рекультивации территорий. Все эти факторы сильно снижают рентабельность и конкурентоспособность арктических проектов, переводя во многом проблему их реализации из экономической плоскости в политическую.
Вместе с тем значительные ресурсы нефти и газа могут быть еще разведаны и в старых нефтедобывающих районах. На основе использования инновационных технологий и нестандартных подходов возможно способствовать максимально долгой и рациональной эксплуатации разведанных месторождений. Изучение нефтегазоносности больших глубин (более 4,5 км) является одним из таких перспективных направлений.
На территории России и стран бывшего СССР целенаправленные геологоразведочные работы (ГРР) на глубокопогруженные горизонты недр проводятся с 60-х гг. прошлого столетия. По результатам проведенных работ (рис. 1) на глубинах более 4,5 км был открыт ряд месторождений нефти и газа (рис. 2) в Прикаспийской впадине (Тенгиз, Карачаганакское), в Предуральском прогибе (Акобинское), в Днепрово-Донецкой впадине (Западно-Березовское, Свиридовское и др.), в Предкавказье (Андреевское, Ханкальское) и Закавказье (Шах-Дениз, Бахар) и др. Однако в целом эффективность ГРР на глубокопогруженные горизонты была низкой. Связано это в первую очередь с несоответствием методологических и технологических подходов, применяемых при геолого-поисковых работах на больших глубинах. В итоге в последнее время наблюдается снижение активности изучения глубокопогруженных отложений и как следствие объемов глубокого и сверхглубокого бурения в пределах РФ.
Условные обозначения: Тимано-Печорская НГП: 1 – глубокая параметрическая скважина Колвинская (7057 м), 2 – поисковая скважина Кочмесская-3 (5629 м), 3 – поисковая скважина Кочмесская-5 (6262 м), 4 – Поисковая скважина Кочмесская-6 (6726 м), 5 – опорная скважина Тимано-Печорская (6903 м), 6 – поисковая скважина Вуктыльская-58 (7026 м); Волго-Уральская НГП: 7 – параметрическая скважина Сарапульская-1 (5503 м), 8 – параметрическая скважина Аракаевская-1 (5207 м), 9 – параметрическая скважина Восточно-Аскинская 1 (5006 м), 10 – параметрическая скважина Новоелховская-20009 (5881 м), 11 – параметрическая скважина Песчаная-20 (5701 м), 12 – поисковая скважина Акобинская-171 (5331 м), 13 – параметрическая скважина Нагумановская-1 (6007 м), 14 – параметрическая скважина Вершиновская-501 (7005 м); Прикаспийская НГП: 15 – поисково-параметрическая скважина Черная Падина-1 (5919 м), 16 – параметрическая скважина Упрямовская-1 (6500 м), 17 – параметрическая скважина Александровская-9 (5502 м), 18 – параметрическая скважина Володарская-2 (5974 м), 19 – параметрическая скважина Девонская-2 (7003 м), 20 – параметрическая скважина Прибаскунчакская-1 (5000 м); Северо-Кавказская НГП: 21 – параметрическая скважина Левкинская-250 (6755 м), 22 – поисковая скважина Кошехабльская-11 (5566 м), 23 – поисковая скважина Кошехабльская-15 (5750 м), 24 – поисковая скважина Кошехабльская-17 (5656 м), 25 – параметрическая скважина Бурунная-1 (7501 м), 26 – параметрическая скважина Калининская-1 (5503 м), 27 – поисковая скважина Калининская-2 (5802 м), 28 – параметрическая скважина Цекертинская-8 (5138 м); Западно-Сибирская НГП: 29 – сверхглубокая параметрическая скважина Ен-Яхинская (СГ-7) (8250 м), 30 – сверхглубокая скважина Тюменская (СГ-6) (7502), 31 – поисковая скважина Уренгойская-414 (5500 м), 32 – параметрическая скважина Самбургская-700 (5505 м), 33 – параметрическая скважина Туколандо-Вадинская-320 (4521 м), 34 – параметрическая скважина Восток-1 (5010 м), 35 – параметрическая скважина Восток-3 (5002 м), 36 – параметрическая скважина Восток-4 (5100 м); Лено-Тунгусская НГП: 37 – параметрическая скважина Аргишская-273 (4200 м), 38 – поисковая скважина Ковинская-1 (5006 м), 39 – параметрическая скважина Ыстанахская-2180 (4201 м); Лено-Вилюйская НГП: 40 – глубокая поисковая скважина Средневилюйская-27 (6519 м), 41 – поисковая скважина Хоромская-421 (5150 м)
Решение задач рационального освоения перспективных горизонтов, залегающих на больших глубинах, заключается в полноте и поэтапности прогнозирования нефтегазоносности на основе проведения комплекса исследований, включающего оценку влияния термобарических условий на формирование нефтегазоносности, прогнозирование изменения свойств пород-коллекторов, оценку надежности пород-флюидоупоров и степени сохранности залежей, установление особенностей формирования природных резервуаров на больших глубинах и др.
На больших глубинах, в областях высоких давлений и температур, сохраняются все условия для процессов нефтегазообразования: по ряду исследований установлено, что в некоторых скважинах на глубинах свыше 6 км в породах присутствует «незрелое» органическое вещество (ОВ). К примеру, кероген триасовых отложений в скважине «Агипс Каноника» в Германии, где на глубине более 7 км пластовые температуры превышают 200 оС. Однако генерация УВ на больших глубинах значительно отличается от таковой на малых. С целью анализа закономерностей изменения степени катагенеза ОВ пород при погружении отложений были изучены [6] глубокие и сверхглубокие скважины, находящиеся в различных НГП России: 1-Колвинская, Тимано-Печорская, 1-Верхняя Сочь и др. в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, Тюменская СГ-6, Ен-Яхинская СГ-7 в Западно-Сибирской НГП и ряд скважин зон надвиговых дислокаций востока Русской платформы (рис. 3). Данные исследования позволили выявить, что разность мощностей катагенетических зон в рассматриваемых скважинах связана со скоростью генерации УВ, которая зависит от типа керогена, градиента изменения температуры, давлений, литологического состава, гидрогеологических условий вмещающих толщ, скорости осадконакопления и др. В целом для всех бассейнов наблюдается закономерное изменение фазового состояния УВ с глубиной. На глубинах более 7 км наблюдаются следующие тенденции и закономерности нефтегазоносности: повышение доли газов и газоконденсатов по мере увеличения степени катагенеза ОВ пород (на обычных глубинах газовые залежи часто наблюдаются в менее погруженных горизонтах); рост доли метана в газах от подстадий мезокатагенеза к подстадиям апокатагенеза; на начало генерации и фазовое распределение УВ по разрезу влияют в большей степени развитие АВПД, а также палеотемпературы, которые могли значительно отличаться от современных (в некоторых случаях на 350 °С и более) в зависимости от возраста отложений и др.
Принципиальное отличие процессов нефтегазообразования на больших глубинах также связано с затрудненным массообменом и физико-химическими свойствами пород и флюидов на больших глубинах, которые в соответствующих термодинамических условиях представляют собой единый горный раствор. В отличие от традиционных, сверхглубокие углеводородные системы характеризуются специфическими особенностями миграции флюидов. На фоне практического отсутствия инфильтрационного водообмена и существенно ограниченного элизионного на больших глубинах доминирует функционирование принципиально нового типа гидрогеодинамических систем – пульсационно-инъекционных, охватывающих весьма большие стратиграфический и гипсометрический диапазоны осадочной толщи, характеризующиеся крупномасштабной реализацией в них мощных вертикальных (снизу-вверх) межформационных перетоков флюидов по системе высокоамплитудных разрывов сплошности пород. Основным положением данной геофлюидодинамической концепции [8, 17] миграционных процессов и формирования залежей углеводородов в глубоких бассейнах, является признание того факта, что доминирующей формой движения природных флюидов в геологическом пространстве является межформационная (межэтажная) пульсационно-инъекционная субвертикальная миграция по плоскостям проводящих дизъюнктивов, зонам повышенной трещиноватости и разуплотнения, контактов диапировых внедрений, эруптивам грязевых вулканов, лито-фациальным несогласиям и другим нарушениям сплошности пород, осуществляющаяся синхронно с активизацией палео- и неотектонических процессов.
Анализ результатов глубокого бурения не подтвердил представления о повсеместном необратимом ухудшении с глубиной экранирующих свойств пород и, в частности, о потере их глинистыми пластами вследствие необратимой дегидратации, уплотнения и трещиноватости глин при их переходе в аргиллиты. Во-первых, установлены многочисленные факты сохранения разнообразных гидрофильных разбухающих фаз (диоктаэдрических смектитов) на глубине более 4-5 км в благоприятных геолого-формационных условиях. Во-вторых, доказана высокая экранирующая (в частности газоупорная) роль аргиллитовых массивных и скрытослоистых пачек вне зон трещиноватости (Кабышев Б.П., Лукин А.Е., 1990). В-третьих, с глубиной существенно расширяется литологический диапазон покрышек. Уже на глубине 4,5-5,5 км отмечены признаки резкого снижения проницаемости у чистых известняков, алевро-глинистых пород, витрокластических туфов и т.п. В-четвертых, особую роль в контроле нефтегазоносности играют гидрофобизованные толщи и пачки, связанные с битуминизацией глубокопогруженных отложений, обогащенных сапропелевым РОВ (фтониты, горючие сланцы, доманикиты). Конечно, при повышении температур выше 300-350 °С условия экранирования должны меняться. Однако ниже указанного температурного интервала, т.е. практически до глубин 8-10 км, для подавляющего большинства осадочных бассейнов можно говорить об отсутствии дефицита покрышек и изолирующих горизонтов.
Одним из наиболее важных при прогнозе нефтегазоносности больших глубин является вопрос: могут ли быть коллектором породы, залегающие в таких термобарических условиях, в которых, согласно традиционным представлениям, не должны сохраняться пустоты, способные аккумулировать и отдавать углеводороды. Изучение коллекторских свойств продуктивных отложений больших глубин показывает, что они могут обладать достаточной пористостью, фильтрация же в них обеспечивается трещинами. Такие породы, залегающие среди более плотных и менее трещиноватых разностей, в геологической литературе стали называться «улучшенными коллекторами» или «коллекторами в зонах разуплотнения». Повышенные коллекторские свойства таких пород, по сравнению с вмещающими низкопористыми разностями, могут быть или аномально сохранившимися, или вновь образованными, в связи с чем их можно отнести как к недоуплотненным, так и разуплотненным.
С глубиной меняется генетический спектр типов ловушек. Значительная роль конвективных процессов в формировании структуры осадочных пород способствует формированию большого разнообразия неструктурных и гидродинамических ловушек.
На сохранность залежей нефти на больших глубинах существенное влияние оказывает АВПД, тормозящее термическую деструкцию жидкой УВ фазы. Влияние температурных условий залегания нефти на ее состав очень сложное и неоднозначное. Можно сказать, только, что лишь тогда, когда залежь нефти попадает в более жесткие температурные условия, чем они были при генерации, и находится там длительное время, деструкция (в том числе метанизация) нефти может быть существенной.
Таким образом, вышеописанные факторы доказывают, что на больших глубинах, в областях высоких давлений и температур, сохраняются все условия для процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления.
В исследовании больших глубин значительное внимание необходимо уделять технологии геологоразведочных работ. Изучение глубоких горизонтов недр предполагает проведение исследований геофизических полей в иных, более жестких термодинамических условиях с большей анизотропией среды. В связи с этим должны быть усовершенствованы методы картирования фаций, прогноза давлений и ловушек сложной формы: стратиграфических, гидродинамических и их комбинаций. Эффективность стандартных методов при переходе к большим глубинам может оказаться ниже.
Далее предлагаются новые методики, которые должны основываться на теоретических положениях, критериях и признаках, сформулированных на основе фундаментальных исследований процессов генерации, миграции и аккумуляции УВ.
Методы картирования источников углеводородов:
• Для фиксации координат и геометрии источника могут быть применены различные физические методы и геофизический мониторинг. Процессы в очагах «возбуждения», разуплотнение и псевдоожжижение материала осадочных пород могут фиксироваться в физических полях, например, в инверсиях скоростей сейсмических волн, отрицательных электромагнитных и гравиметрических аномалиях, а также в специфических динамических процессах, например, мелкофокусных землетрясениях, извержениях грязевых вулканов.
Картирование каналов миграции:
• Миграция флюидов вырабатывает в осадочном чехле субвертикальные каналы причудливой формы, заполненные разуплотненным осадочным материалом. В зависимости от интенсивности и времени миграции, степень разуплотнения и консистенция осадочного материала меняются. Эти особенности отражаются на сейсмических диаграммах различным «сейсмическим имиджем».
Картирование времени и интенсивности миграции углеводородов:
• В осадочном чехле молодых бассейнов каналы, время и интенсивность миграции фиксируются в свойствах осадочного чехла, и могут быть закартированы геофизическими и геохимическими методами.
• Специальными методами интерпретации можно в общем канале миграции идентифицировать углеводородные факелы (gas chimnay).
• По степени контрастности, размерам и пространственному соотношению с достоверно выделенными стратиграфическими комплексами можно получить дополнительную информацию о времени, интенсивности и направлению миграции.
• Проекции каналов на поверхности фиксируются в углеводородных выходах и геохимических аномалиях.
Критерии картирования ловушек сложной конфигурации:
• Значительная роль конвективных процессов в формировании структуры осадочных пород способствует формированию большого разнообразия неструктурных и гидродинамических ловушек. Кроме ловушек традиционных антиклинальных и неструктурных типов в неравновесных бассейнах накопление углеводородов возможно в ловушках гидродинамического типа произвольной формы. Их картирование наиболее оптимально производить комплексом методов.
На основе проведенных исследований с использованием вышеприведенных критериев были оценены перспективы нефтегазоносности глубокопогруженных горизонтов недр основных нефтегазоносных провинций РФ. По результатам выполненных расчетов (табл. 1) среди высокоперспективных регионов наибольшее количество газа с вероятностью 50% могло аккумулироваться в глубокопогруженных отложениях в районах надрифтовых прогибов севера Западной Сибири, нефти – в западных районах Прикаспийской НГП. Наиболее высокое общее количество возможно аккумулированных ресурсов нефти и газа с вероятностью 50% отмечается для Прикаспийской НГП (более 1,5 млрд т и почти 12 трлн м3).
В целом ресурсы газа глубокопогруженных отложений четырех рассматриваемых провинций только для относительно изученных по глубоким горизонтам перспективных и высокоперспективных территорий с вероятностью 90% составляют не менее 15 трлн м3. При вероятности 50% это значение увеличивается до более чем 23 трлн м3. Ресурсы нефти с вероятностью 50% составляют более 2 млрд т.
Как видно, старые нефтегазодобывающие регионы РФ, не исчерпали своих потенциальных ресурсных возможностей. Изучение нефтегазоносности больших глубин является одним из перспективных направлений, позволяющих прирастить значительные ресурсы нефти и газа, без существенных капиталовложений в инфраструктуру.
Приоритетными направлениями поисков промышленных скоплений УВ на больших глубинах на территории России, на наш взгляд являются:
– В Предуральском прогибе и в Прикаспийской впадине региональной покрышкой является сульфатно-галогенная толща раннепермского возраста, которая контролирует размещение всех известных уникальных, крупных и средних по запасам месторождений. В погруженных частях Прикаспийской впадины и Предуральского прогиба [5] подошва флюидоупора, который может экранировать крупные скопления углеводородов, залегает на глубинах 6 км и более.
– В районе расположения Оренбургского газодобывающего центра первоочередной интерес представляет первый подсолевой, аккумулирующий пласт [7, 15]. С учетом развития здесь крупных стратиграфических перерывов, под региональной покрышкой могут залегать отложения от нижнепермского до верхнедевонского возраста. Участки несогласия генетически связаны с зонами вторичного разуплотнения пород. Последние развиваются также в межблоковых зонах. Основная задача площадных геофизических исследований – выявление и картирование крупных погребенных структур, выявление и картирование блоков, выделение межблочных зон и возможных каналов вертикальной миграции УВ.
– В районе Астраханского газодобывающего центра наряду с поисками новых месторождений под региональной нижнепермской покрышкой следует продолжить поисково-разведочные работы на девонский комплекс Астраханского свода, из которого в ряде скважин были получены газонефтепроявления различной степени интенсивности.
– В альпийских передовых прогибах Предкавказья региональной покрышкой является толща пластичных майкопских глин, под которой на глубине более 4,5 км открыты промышленные залежи нефти и газа в Терско-Каспийском и в Западно-Кубанском прогибах. На территории Предкавказья перспективными для поисков глубокопогруженных залежей УВ являются участки молодых передовых прогибов (Западно-Кубанского и Терско-Каспийского), а также глубоких впадин и прогибов эпигерцинской Скифской плиты.
– На севере Западной Сибири известным региональным флюидоупором является толща глин верхнеюрского возраста (баженовская свита), которая в наиболее глубоких частях депрессий погружается на значительную глубину. Газоупорные и коллекторские свойства пород тюменской толщи и тем более триасовых отложений и пород фундамента практически не изучены. В качестве первоочередного шага предлагается бурение параметрических скважин с вскрытием герцинского фундамента. В глубокопогруженных горизонтах Западной Сибири прогнозируются в основном газоконденсатные и чисто газовые залежи. По данным бурения глубоких и сверхглубоких скважин, метановый газ в той или иной степени насыщает весь вскрытый разрез плитного и промежуточного комплекса. На севере Западной Сибири, по данным бурения сверхглубоких скважин, имеет место мощная современная субвертикальная миграция газа из палеозойских отложений промежуточного структурного этажа, возможно, и из более глубоких недр. В юго-восточных районах присутствует кембрийская соль. Возможно, галогенная покрышка будет вскрыта глубокими скважинами в Енисей-Хатангском прогибе. В первую очередь рекомендуется пробурить глубокие скважины с вскрытием палеозойских отложений на Заполярном, Ямбургском, Ямсовейском и Бованенковском месторождениях, на которых, по данным сейсморазведки, установлены крупные высокоамплитудные поднятия в палеозойских отложениях. Результаты бурения на Новопортовском месторождении и данные региональных сейсмических работ дают основание предполагать на этих и соседних площадях карбонатный состав палеозойских отложений, которые способны формировать вторичные порово-кавернозные и трещинные коллекторы.
Таким образом, перспективы поисков скоплений нефти и газа в глубокопогруженных горизонтах недр на территории РФ очевидны. Открытие на больших глубинах скоплений УВ позволит кратно увеличить ресурсную базу страны.
Литература
1. Гулиев И.С., Керимов В.Ю., Осипов А.В. Углеводородный потенциал больших глубин // Нефть, газ и бизнес. – Москва, 2011. – №5. – С. 9-16.
2. Гулиев И.С., Керимов В.Ю. Сверхглубокие углеводородные системы и технологии их прогноза // Теоретические основы и технологии поисков и разведки нефти и газа. – Москва, 2012. – №1. – С. 24-32.
3. Донской С.Е. Приоритетные направления геологического изучения, разведки и добычи углеводородного сырья в России // Тезисы докладов XXI Губкинских чтений «Фундаментальный базис инновационных технологий поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России». – Пленарное заседание. – Москва, 2016. – С. 3-11.
4. Керимов В.Ю., Гулиев И.С., Лавренова Е.А., Мустаев Р.Н., Осипов А.В., Серикова У.С. Прогнозирование нефтегазоносности в регионах со сложным геологическим строением. – М.: ООО «Издательский дом Недра», 2014. – 404 с.
5. Керимов В.Ю., Карнаухов С.М., Горбунов А.А., Лавренова Е.А., Осипов А.В. Прогноз нефтегазоносности южной части Предуральского прогиба по результатам моделирования генерационно-аккумуляционных углеводородных систем // Геология нефти и газа. – Москва, 2013. – №6. – С. 21-28.
6. Керимов В.Ю., Мустаев Р.Н., Осипов А.В., Бондарев А.В. Генерация углеводородов на больших глубинах земной коры // Труды РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. – Москва, 2016. - № 3 (284). – С. 42-55.
7. Керимов В.Ю., Осипов А.В., Лавренова Е.А. Перспективы нефтегазоносности глубокопогруженных горизонтов в пределах юго-восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции // Нефтяное хозяйство. – Москва, 2014. – №4. – С. 33-35.
8. Керимов В.Ю., Рачинский М.З. Геофлюидодинамика нефтегазоносности подвижных поясов. – М.: ООО «Издательский дом Недра», 2011. – 599 с.
9. Керимов В.Ю., Серикова У.С., Мустаев Р.Н., Гулиев И.С. Нефтегазоносность глубокозалегающих отложений Южно-Каспийской впадины // Нефтяное хозяйство. – Москва, 2014. – №5. – C. 50-54.
10. Керимов В.Ю., Топалова Т., Зайцев О., Пузин А.В., Спахич Д. Моделирование нефтегазовых геосистем и осадочных бассейнов // Теоретические основы и технологии поисков и разведки нефти и газа. – Москва, 2012. – №1. – С. 41-50.
11. Осипов А.В., Вострухов М.Е., Осипова Э.В., Монакова А.С. Геохимическая характеристика органического вещества глубокопогруженных палеозойских отложений южной части Оренбургского Приуралья (Предуральский прогиб) // Нефть, газ и бизнес. – Москва, 2014. – №9. – С. 35-43.
12. Осипов А.В., Мустаев Р.Н., Осипова Э.В., Монакова А.С. Геохимическая характеристика органического вещества глубокопогруженных палеозойских отложений южной части Оренбургского Приуралья (Соль-Илецкий свод) // Нефть, газ и бизнес. – Москва, 2014. – №10. – С. 30-38.
13. Тарханов Г.В. Отчет о результатах работ по объекту 70-01/12 «Обоснование перспектив нефтегазоносности глубокопогруженных горизонтов в основных нефтегазоносных провинциях России на основе результатов комплексной обработки и анализа материалов сверхглубокого бурения». – Ярославль, 2014.
14. Шилов Г.Я., Василенко Е.И., Осипов А.В. Исследование флюидодинамических факторов при поисках глубинных углеводородов в земной коре // Нефть, газ и бизнес. – Москва, 2015. –№8. – С. 25-30.
15. Kerimov V.Yu., Gorbunov A.A., Lavrenova E.A., and Osipov A.V. Models of Hydrocarbon Systems in the Russian Platform - Ural Junction Zone // Lithology and Mineral Resources. – Moscow, 2015. – Vol. 50, №5. – PP. 394-406.
16. Kerimov V.Yu., Osipov A.V., Mustaev R.N., Monakova A.S. Modeling of petroleum systems in regions with complex geological structure В сборнике: 16th Science and Applied Re-search Conference on Oil and Gas Geological Exploration and Development, GEOMODEL 2014. 16. 2014.
17. Rachinsky M.Z., Kerimov V.Yu. Fluid dynamics of oil and gas reservoirs / Scientific Editor Gorfunkel M.V. – Scrivener Publishing, USA, 2015. – 622 pp.
