В последнее время успехи и перспективы добычи сланцевой нефти в Северной Америке и на других континентах привлекли значительное внимание разработчиков недр к баженовской свите в Западной Сибири [1, 3, 4, 6–8, 11–13, 15, 16].
Ресурсный потенциал баженовской свиты (БС) очень высок (табл. 1), по масштабам нефтеобразования она занимает лидирующее место среди нефтегазоносных территорий России [3, 8].
Трудноизвлекаемые нефти БС в настоящее время рассматриваются как фактор прироста нефтедобычи России в среднесрочной перспективе ввиду истощения запасов традиционной нефти. Баженовская свита распространена в Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейне (ЗСНГБ) на территории 1,5 млн км2, отличается высокой степенью неоднородности и особой сложностью геологического строения. Известно [1, 6, 13], что включение в разработку трудноизвлекаемой нефти из сложно построенных коллекторов создает различные технологические и экономические проблемы и усиливает негативное влияние на окружающую среду, увеличивая экологические издержки предприятий нефтяной и нефтехимической отраслей. Решение этих проблем вызывает необходимость изучения особенностей залегания отложений БС Западной Сибири.
Методы и характеристика данных
Методологическую базу исследования представляют статистические методы анализа информации: сравнительный анализ, корреляционно-регрессионный анализ. Для изучения пространственного распределения трудноизвлекаемой нефти применялась созданная в ИХН СО РАН геоинформационная система (ГИС) на базе ArcGis 10.8 «Трудноизвлекаемые нефти мира», перспективная для изучения пространственных, временных, геологических, термобарических, литологических и др. закономерностей условий их залегания на территориях различного масштаба – от континентов до регионального уровня. На основе данной ГИС выявлены и показаны районы локализации трудноизвлекаемой нефти из БС.
Исследования проведены на основе информации из БД по физико-химическим свойствам нефти мира [2, 17], в которой в настоящее время содержатся информационные описания более 45 600 образцов нефти из 7460 месторождений 195 нефтегазоносных бассейнов (НГБ) на разных континентах. Объектом исследования являются месторождения из баженовских отложений на территории Западно-Сибирского (ЗСНГБ) бассейна.
Для проведения исследования особенностей условий залегания нефти (глубина залегания, литологический состав коллекторов, пластовые температура и давление, пористость и проницаемость пород) БС, на основе информации из БД сформированы выборка в количестве 2833 образца из 127 месторождений БС. Расширенный (по сравнению с [14, 18]) перечень этих месторождений с залежами баженовской нефти приведен в табл. 2, в которой дана общая информация о количестве месторождений и числе образцов в БД.
Как видно из табл. 2, большинство месторождений БС составили ханты-мансийские месторождения, доля которых равна почти 70 %, количество месторождений Томской области – более 16 %, доли месторождений ЯНАО и Новосибирской области минимальные – 12 и 2 % соответственно. Однако распределение запасов месторождений БС иное: максимальные запасы сосредоточены в месторождениях ХМАО (89 % запасов всех месторождений), в ЯНАО запасы БС на второй позиции – 10 %, в Томской области – 1 %, информация о запасах месторождений Новосибирской области в БД отсутствует.
Карта-схема расположения месторождений с залежами баженовской нефти на территории Западной Сибири приведена на рисунке 1, из которого видно, что наибольшая часть этих залежей и самые крупные месторождения расположены в центральной части ЗСНГБ на территории Ханты-Мансийского автономного округа
Результаты и обсуждение
Анализ по глубине залегания
По данным [8], залежи баженовской свиты приурочены к коллекторам с относительно большими глубинами залегания. Установлено, что глубокозалегающие нефти (глубина залегания от 4000 до 8000 м) составили малочисленную выборку объемом 23 образца (1,1 %) из Ен-Яхинского, Уренгойского и Комсомольского месторождений ЯНАО. Наибольшее количество (почти 77 %) образцов баженовской нефти залегает в интервале глубины 2000–4000 м, к ним относятся нефти почти всех месторождений Томской области и ЯНАО (13 и 12 месторождений соответственно) и 65 месторождений ХМАО. На глубинах от 1000 до 2000 м залегает 18 % нефти, а выборка для малых глубин, до 1000 м, составила 2 %.
Анализ литологических особенностей
Согласно [3, 4, 8], баженовская свита, распространенная на площади около 1,5 млн км2, отличается высокой степенью литологической неоднородности и сложностью геологического строения с чередованием пластов терригенных пород: песчаников, уплотненных глин (аргиллитов), алевролитов, углистых и слабо битуминозных глин и угольных пластов. По нашим данным, распределение по литологическим характеристикам залежей в среднем следующее: песчаники составили более 56 %, песчано-алевролитовые коллекторы – почти 30 %, аргиллиты – более 7 %, терригены, битуминозные аргиллиты и глины по 3 %, глины – меньше 1 %. В табл. 3 рассмотрен литологический состав коллекторов месторождений БС каждого административного региона.
По данным табл. 3 установлены отличия литологического состава коллекторов БС в разных административных регионах Западной Сибири. Показано, что самый разнообразный минералогический состав коллекторов у месторождений ХМАО, для месторождений ТО установлено наличие только пород аргиллитов и песчаников (табл. 2). В целом песчаники продуктивных пластов месторождений БС на территориях регионов занимают лидирующее положение, их доля составляет от 80 % в Томской области до 45 % в ЯНАО. В ХМАО и ЯНАО большая доля принадлежит песчано-алевролитовым коллекторам – 25 % и 45 % соответственно. В коллекторах ТО и ЯНАО выделяются по количеству аргиллиты, в месторождениях ХМАО в среднем их меньше всего, однако в продуктивных пластах месторождений ХМАО больше всего битуминозных аргиллитов и глин и терригенов.
Анализ данных о пластовых температурах и давлении
Известно [8, 11, 15], что пластовые температура и давление являются одними из наиболее важных характеристик залегания нефти, существенно определяющих свойства нефти. Средние значения пластовых показателей отложений БС представлены в табл. 4.
Как видно из табл. 4, пористость пластов варьируется от 1 до 36 %, проницаемость – от тысячных долей до 13 мкм2, широкий диапазон изменений характерен и для термобарических и пластовых характеристик.
Согласно [8], трудноизвлекаемые нефти характеризуются высокими либо низкими значениями пластовых температур и давления. «Горячие» баженовские нефти (пластовая температура выше 100 °С) характерны для месторождений на территории ХМАО и ЯНАО, где выявлено 184 образца из 30 месторождений, из которых 22 месторождения относятся к ХМАО, 7 – к ЯНАО и месторождение Ломовое, которое находится в Томской области. Самые «горячие» нефти приурочены к Уренгойскому, Салымскому, Пальяновскому и Лемпинскому месторождениям. Нефти БС с низкой пластовой температурой (менее 20 °С) выявлены только на месторождении Ватьеганское (ХМАО). Самая большая выборка БН получена для образцов нефти со средними значениями пластовой температуры от 20 до 99 °С. В этой выборке насчитывается более 1140 образцов из 71 месторождения, 49 из которых находится в ХМАО, по 11 месторождений – в Томской области и ЯНАО.
В табл. 3 отмечены широкие вариации изменения пластового давления, от низкого до аномально высокого. Установлено 100 образцов (11 % от 965 значений в таблице 3.4), залегающих в пластах с высоким давлением (выше 40 МПа), в основном эти образцы из месторождений ЯНАО (Уренгойское, Вынгаяхинское, Ен-Яхинское, Губкинское, Харасавейское и др.). Наибольшее количество баженовской нефти находится в пластах с давлением ниже среднего значения (табл. 3), всего их 614 образцов, что составило 67,5 %.
Для сравнения особенностей залегания нефти БС в разных регионах Западной Сибири в табл. 5 представлены данные о пластовых характеристиках по регионам.
Здесь термобарический коэффициент определяется как отношение пластовой температуры к пластовому давлению. Как видно из табл. 5, приведенные данные показывают заметные изменения пластовых характеристик в среднем при переходе от одного региона к другому. Пласты ТО отличаются самой высокой температурой, что отразилось на значениях термобарического коэффициента, значение которого для пластов ТО оказалось самым высоким. В ЯНАО температура залежей самая низкая и термобарический коэффициент также самый низкий (на 34 % ниже по сравнению с коэффициентом для залежей ТО). Пластовое давление в регионах изменяется в пределах 24–30 МПа. Проницаемость и пористость самые низкие для коллекторов ТО, самые высокие значения – в ЯНАО (проницаемость выше на 42 %, а пористость выше на 20 % по сравнению с данными по ТО).
Проницаемость и пористость пород баженовской свиты
Проницаемость и пористость оказывают непосредственное влияние на режим разработки и используемые технологии извлечения нефти. По проницаемости продуктивные пласты делятся на низкопроницаемые (менее 0,05 мкм2), среднепроницаемые (от 0,05 до 0,5 мкм2) и высокопроницаемые (более 0,5 мкм2). Установлено, что большинство коллекторов БС относится к низкопроницаемым (53,2 %), что определяет нефти из таких залежей как трудноизвлекаемые, 40,4 % – к среднепроницаемым и 6,4 % являются высокопроницаемыми коллекторами.
Как видно из рисунка 2, количество месторождений со среднепроницаемыми коллекторами (рисунок 2б) в 2,7 раз больше, чем месторождений с высокопроницаемыми коллекторами (рисунок 2а).
Так, в Томской области выявлено месторождений со среднепроницаемыми коллекторами – 5 (рисунок 2б), с высокопроницаемыми коллекторами – 2 месторождения (рисунок 2а), в ЯНАО месторождений со среднепроницаемыми коллекторами – 8 (рисунок 2б), с высокопроницаемыми коллекторами – 5 (рисунок 2а), в ХМАО – 27 месторождений со среднепроницаемыми коллекторами (рисунок 2б), и 7 месторождений с высокопроницаемыми коллекторами (рисунок 2а). На рисунке 2б увеличились и зоны размещения данных месторождений.
Выявлено, что в Томской области из 15 месторождений (табл. 2) 40 % месторождений БС обладают высоко- и среднепроницаемыми коллекторами, а низкопроницаемые пласты находятся в 60 % месторождений). В ЯНАО из 14 месторождений БС (табл. 2) 8 месторождений (57 %) имеют высоко- и среднепроницаемые коллекторы. Наибольшая доля месторождений с слабопроницаемыми коллекторами (67 %) относится к ХМАО, где доля месторождения с высоко- и среднепроницаемыми коллекторами составила всего 33 %.
Изучены закономерности распределения пород баженовской свиты по проницаемости (табл. 6). Для всех районов показано, что образцов в интервале проницаемости более 0,5 мкм2 оказалось мало (всего 5 % от всей выборки), большинство составили образцы из месторождений ХМАО. В интервал значений проницаемости от 0,05 до 0,5 мкм2 попало более 40 % образцов выборки, из них всего 8 образцов из Томской области и 113 образцов из ЯНАО, остальные из ХМАО.
Наконец, в выборке 54 % образцов имеют низкую проницаемость (менее 0,5 мкм2), в Томской области таких образцов всего 33, в ЯНАО – 100 образцов, наибольшее количество образцов приходится на ХМАО. В среднем для каждого региона отмечено, что большинство образцов выборок относится к низкопроницаемым коллекторам, а наименьшее количество образцов – к высокопроницаемым коллекторам.
По степени пористости горных пород эффективная емкость коллекторов разделяется на малую (при пористости менее 5 %), среднюю (при пористости от 5 до 15 %) и большую (более 15 %). Установлено, что менее 1 % образцов баженовской нефти приурочено к низкопористым коллекторам (пористость менее 5 %, рисунок 3а), абсолютное большинство БН находится в высокопористых пластах (почти 90 %), в среднепористых коллекторах – менее 10 % (рисунок 3б).
Как видно из рисунка 3, количество месторождений со среднепористыми коллекторами (рисунок 3б) в 12 раз больше, чем месторождений с низкопористыми коллекторами (рисунок 3а), которые (Верхне-Шапшинское, Правдинское и Салымское) находятся только в ХМАО. В ТО (рисунок 3б) находится 4 месторождения со среднепористыми коллекторами (Ломовое, Медвежье, Оленье и Первомайское), в ЯНАО (рисунок 3б) – 10 месторождений, в ХМАО (рисунок 3б) – 22 месторождения. Установлено, что в ТО из 15 месторождений (табл. 2) только 26,7 % месторождений БС обладают среднепористыми коллекторами, а 73,3 % месторождений – высокопористыми коллекторами. Высокая доля (72,8 %) месторождений с высопористыми коллекторами относится к ХМАО, где доля месторождений с низко- и среднепористыми коллекторами составила всего 27,2 %. В ЯНАО из 14 месторождений БС (табл. 2) 71,4 % месторождений имеют среднепористые пласты, доля высокопористых коллекторов составила почти 30 %.
В табл. 7 представлены закономерности распределения пород баженовской свиты для каждого региона по значениям пористости.
Для всех регионов показано, что образцов в интервале пористости менее 5 % оказалось мало, всего 0,5 % всей выборки, большинство составили образцы из месторождений ХМАО (Верхне-Шапшинское, Правдинское, Салымское). В интервал значений пористости от 5 до 15 % попало более 14 % образцов выборки, из них всего 10 образцов из Томской области и 61 образец из ЯНАО, остальные из ХМАО. Наконец, в выборке 85 % образцов имеют высокую пористость (более 15 %), в ТО таких образцов всего 43, в ЯНАО – 277 образцов, наибольшее количество образцов приходится на ХМАО. В среднем для каждого региона отмечено, что большинство образцов находится в высокопористых коллекторах, а наименьшее количество образцов – в низкопористых коллекторах.
В работах [5, 9, 10] проведена типизация коллекторов баженовской свиты в зависимости от пористости и содержания органического углерода в породах, выделено три типа коллекторов с определенными пластовыми свойствами: западно-томский, салымский и усть-тымский. Как показал анализ, месторождения на территории ТО имеют различные типы коллекторов: западно-томский (месторождения Нюрольской впадины и около с. Александровское); салымский (Западно-Квензерское месторождение); усть-тымский (Толпаровское месторождение). На территории Новосибирской области установлен западно-томский тип коллекторов Межовского и Ракитинского месторождений. В ХМАО в большинстве случаев распространены коллекторы салымского типа (юганское скопление месторождений, ряд салымских месторождений, скопление месторождений около г. Сургута и Лангепаса). Западно-томский тип коллекторов установлен в районе Ай-Пимского месторождения.
Выводы
Разработка месторождений с залежами баженовской свиты в настоящее время ведется недостаточно из-за слабой изученности и отсутствия необходимых технологий добычи, а ведь по оценкам специалистов в ней может содержаться до 15 % нефтяных ресурсов Западной Сибири. Для полноценного изучения и реализации ресурсного потенциала баженовской свиты необходима активизация опытных работ и создание полигонов для отработки технологий добычи нефти из сложнопостроенных и низкопроницаемых коллекторов. Так, в Томской области рекомендовано использовать в качестве полигона Еллейский участок и Арчинское месторождение [11]. Минэнерго присвоило статус национального проекту компании «Газпром нефти» – «Создание комплекса отечественных технологий и высокотехнологичного оборудования разработки запасов баженовской свиты». В ХМАО создается технологический центр «Бажен», что будет способствовать применению новых технологических решений разработки и добычи трудноизвлекаемой баженовской нефти.
С использованием информации из базы данных о физико-химических свойствах нефти проведен анализ условий залегания нефти баженовской свиты. Установлено, что большинство залежей расположено в низкопроницаемых коллекторах на глубинах от 2000 до 4000 м. Пластовые температура и давление демонстрируют широкие вариации изменений. Показаны региональные особенности термобарических и коллекторских свойств пород баженовской свиты в Томской области, Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком автономных округах.
Приведенные в статье результаты исследований (особенности геологических, литологических, термобарических и коллекторских свойств пород БС) важны для оценки ресурсов баженовской свиты, разработки новых технологий поиска и разведки залежей, увеличения нефтеотдачи пластов и могут быть также использованы при усовершенствовании существующих методов и технологий добычи трудноизвлекаемой нефти, что особенно актуально для запасов баженовской свиты Западной Сибири.
Работа выполнена в рамках государственного задания ИХН СО РАН, финансируемого Министерством науки и высшего образования Российской Федерации (НИОКТР 121031500048-1).
Литература
1. Prischepa O.M., Nefedov Y.V., Kochneva O.E., Raw material base of hard-to-extract oil reserves of Russia // Periodico Tche Quimica. 2020. No. 17(34). P. 915–924.
2. Yashchenko I.G., Polishchuk Yu. M., Classification of Poorly Recoverable Oils and Analyis of Their Quality Characteristics (Reviews) // Chemistry and Technology of Fuels and Oils. 2016. Vol. 52. No. 4, P. 434–444. DOI: 10.1007/s10553-016-0727-9.
3. Баженова Т.К. Оценка ресурсов УВ битуминозных толщ нефтегазоносных бассейнов России // Геология нефти и газа. 2017. № 5. С. 37–50.
4. Брехунцов А.М., Нестеров И.И. (мл.), Нечипорук Л.А. Битуминозные глинистые отложения баженовского горизонта – приоритетный стратегический объект нефтедобычи в Западной Сибири // Георесурсы, геоэнергетика, геополитика. 2014. № 2. http://oilgasjournal.ru/vol_10/brekhuntsov.pdf (дата обращения: 10.01.2024).
5. Гаврилов А.Е., Жуковская Е.А., Тугарова М.А., Остапчук М.А. Целевая классификация пород баженовской свиты (на примере месторождений центральной части Западной Сибири) // Нефтяное хозяйство. 2015. № 12. С. 38–40.
6. Галлямова Д.Х., Шинкевич М.В. Современные вызовы и перспективы развития мирового рынка нефти // Управление устойчивым развитием. 2019. № 2 (21). С. 20–25.
7. Герт А., Гермаханов А., Гончаров И., Прокопьев В., Сысоев Е. Трудноизвлекаемые запасы Томской области // Oil & Gas Journal Russia. 2015. № 7 (95). С. 30–37.
8. Конторович А.Э., Бурштейн Л.М., Казаненков В.А., Конторович В.А., Костырева Е.А., Пономарева Е.В., Рыжкова С.В., Ян П.А. Баженовская свита – главный источник ресурсов нетрадиционной нефти в России // Георесурсы, геоэнергетика, геополитика. 2014. № 2. http://oilgasjournal.ru/vol_10/kontorovich.pdf (дата обращения: 10.01.2024).
9. Конторович А.Э., Родякин С.В., Бурштейн Л.М., Костырева Е.А., Рыжкова С.В., Ян П.А. Пористость и нефтенасыщенность пород баженовской свиты // Геология нефти и газа. 2018. № 5. С. 61–73. DOI: 10.31087/0016-7894-2018-5-61-73.
10. Конторович А.Э., Ян П.А., Замирайлова А.Г., Костырева Е.А., Эдер В.Г. Классификация пород баженовской свиты // Геология и геофизика. 2016. Т. 57. № 11. С. 2034–2043. DOI: 10.15372/GiG20161106.
11. Коровина Т.А., Кропотова Е.П., Гультяев С.В., Крицкий И.Л., Шадрина С.В. Генетические аспекты формирования баженовской свиты и критерии прогноза ее промышленной продуктивности // Георесурсы, геоэнергетика, геополитика. 2014. № 2. http://oilgasjournal.ru/vol_10/korovina.pdf (дата обращения: 10.01.2024).
12. Ларионова Е.И., Чинаева Т.И., Шпаковская Е.П. Анализ развития нефтегазового сектора в современных условиях // Статистика и экономика. 2019. Т. 16. № 6. С. 29–36. DOI: http://dx.doi.org/10.21686/2500-3925-2019-6-29-36.
13. Прищепа О.М. Состояние сырьевой базы и добычи трудноизвлекаемых запасов нефти в России // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 2019. № 5 (168). С. 14–20.
14. Соболева Е.В. Формирование состава нефти пласта Ю0 баженовской свиты Салымского месторождения // Георесурсы. 2017. Спецвыпуск. Ч. 2. С. 144–154. DOI: http://doi.org/10.18599/grs.19.15.
15. Стрижнев К.В., Литвин В.Т. Возможность применения технологии интенсификации добычи нефти для коллекторов баженовской свиты // Георесурсы, геоэнергетика, геополитика. 2014. № 2. http://oilgasjournal.ru/vol_10/strizhnev.pdf (дата обращения: 10.01.2024).
16. Шпуров И.В., Растрогин А.Е., Браткова В.Г. О проблеме освоения трудноизвлекаемых запасов нефти Западной Сибири // Нефтяное хозяйство. 2014. № 12. С. 95–97.
17. Ященко И.Г., Полищук Ю.М. Трудноизвлекаемые нефти: физико-химические свойства и закономерности размещения / Под ред. А.А. Новикова. Томск: В–Спектр. 2014. 154 с.
18. Ященко И.Г., Полищук Ю.М., Козин Е.С. Трудноизвлекаемые нефти: классификация и анализ качественных особенностей // Oil & Gas Journal Russia. 2015. № 11. С. 65–70.
