В процессе разработки месторождений, содержащих нефть, добывается ряд сопутствующих продуктов, одним из которых является попутный нефтяной газ (ПНГ). С одной стороны, ПНГ является побочным продуктом при добыче нефти, но с точки зрения концепции устойчивого развития, – газовым ресурсом, из которого в дальнейшем можно извлечь прибыль. Рациональное использование ПНГ является задачей мировой важности. Для выполнения обязательств Киотского протокола все нефтегазодобывающие компании обязаны реализовать утилизацию не менее 95% ПНГ в процессе разработки и эксплуатации месторождения.
В реалиях отсутствия рынков сбыта газа традиционными средствами использования попутного нефтяного газа в нашей стране – сжигание на факельных установках, использование на собственные нужды месторождения и обратная закачка в пласт с целью повышения нефте- или газоотдачи или хранения. Согласно глобальной статистике (рис. 1а), только за 2021 год порядка 152,7 млрд. м3 природного газа было утилизировано на факельных установках [1]. Учитывая, что средняя цена на газ варьировалась в пределах 3,84 долларов США за 26,8 м3 природного газа, эти потери эквивалентны потере мировой экономикой по меньшей мере 21,9 млрд. долларов США за 2021 год (рис. 1б). Аналогичный анализ в национальном масштабе показывает цифры финансовых потерь, сопоставимые с мировыми [2], что подчеркивает огромное экономическое воздействие отсутствия монетизации попутного нефтяного газа (рис. 1а).
Помимо негативных экономических последствий выбросы от сжигания газа вредны для здоровья людей и окружающей среды в целом. В частности, CH4 и CO2, которые являются основными продуктами выброса при сжигании, относятся к парниковым газам, которые считаются причиной глобального изменения климата. Во всем мире на сжигание на факельных установках приходится порядка 5% и более антропогенных выбросов парниковых газов.
На сегодняшний день многие компании-недропользователи столкнулись с проблемой утилизации попутного нефтяного газа. Не смотря на огромное количество методов утилизации, наша страна всё ещё является лидером по сжиганию ПНГ на факельных установках – в объеме более чем 25 млрд. м3 в 2021 году [3]. Но всё более жесткие штрафные санкции, делают этот метод нерентабельным. В результате это приводит к необходимости снижения объёмов сжигаемого газа – поиску рациональной альтернативы существующей системе утилизации, которая позволит реализовать газ в будущем.
Активное развитие нефте- и газодобычи в Восточной Сибири привело к тому, что транспортные мощности газа не успевают за разработкой месторождений. А если говорить об отдаленных и труднодоступных месторождениях Восточной Сибири, даже используя ПНГ на собственные нужды, остаются большие объемы газа, которые приходится сжигать. На рисунке 2 показана гистограмма объемов сжигания попутного нефтяного газа в Восточной Сибири с 2012 по 2020 годы [4]. Стоит отметить, что из-за первоочередной разработки нефтяной части месторождений, чаще всего они вводятся в разработку значительно раньше, чем появляется доступ к газотранспортной инфраструктуре и Единой Системе Газоснабжения в целом. На взгляд авторов это и является основной причиной такого значительного роста сжигания газа на факельных установках с 2018-го года в Восточной Сибири.
На сегодняшний день транспортная инфраструктура углеводородов в районе Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления включает в себя один нефтепровод «Куюмба-Тайшет», запущенный в эксплуатацию в 2016 году (рис. 3) [5].
Реализация газа предполагается в проектируемый магистральный газопровод ПАО «Газпром» «Сила Сибири», но на сегодняшний день к нему присоединено лишь Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение, а в ближайшей перспективе – Ковыктинское.
Существующая на сегодняшний день проблема реализации огромных объемов газа уже разрабатываемых месторождений Восточной Сибири остаётся нерешенной. На данный момент основным решением всё также является сжигание на факельных установках, но всё более жёсткие экологические ограничения и штрафы делают этот метод нерентабельным. Временное отсутствие доступа к магистральному газопроводу также представляет серьезную проблему для разработки нефтегазоконденсатных месторождений, ведущую к безвозвратной утрате огромных объемов газа.
Для решения существующих проблем и улучшения газовой ситуации в регионе в целом необходимо создание такой технологии, которая позволит снизить объемы сжигаемого газа, обеспечит рациональную альтернативу существующей системе утилизации попутного нефтяного газа и позволит реализовывать газ в будущем с получением дополнительной прибыли. Возможным решением проблемы для месторождений Восточной Сибири и в частности Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления может быть технология создания временного подземного хранилища газа в водоносном горизонте. В данной работе будет рассмотрен имеющийся опыт подземного хранения газа в водоносных горизонтах, а также произведен анализ геолого-гидрогеологических условий Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления с выделением критериев пригодности водоносных горизонтов для хранения углеводородного газа.
Несмотря на то, что тема данного исследования относится к Юрубчено-Тохомской зоне нефтегазонакопления, анализ и выводы могут найти применение в будущих исследованиях в области хранения природного газа в водоносных горизонтах.
Отечественный опыт подземного хранения газа в водоносных горизонтах
Первое подземное хранилище газа в водоносном горизонте на территории нашей страны, Калужское, было введено в эксплуатацию в 1959 году. На сегодняшний день на территории Российской Федерации реализованы 8 подземных хранилищ газа в водоносных горизонтах: Калужское, Гатчинское, Увязовское, Невское, Касимовское, Карашурское, Беднодемьяновское в песчаниках и Щелковское в песках. В таблице 1 представлена основная информация о данных хранилищах. Также стоит отметить, что в стадии строительства находятся Удмуртский резервирующий комплекс, Арбузовское и Шатровское подземные хранилища газа.
Касимовское подземное хранилище газа на сегодняшний день является крупнейшим в мире. На рисунке 4 представлены эксплуатируемые и строящиеся/проектируемые подземные хранилища газа в водоносных горизонтах на территории Российской Федерации.
Стоит отметить, что все действующие хранилища в водоносных горизонтах относятся к территориям Восточно-Европейской платформы. Это обусловлено близостью к основным городам-потребителям газа.
Анализ геолого-гидродинамических условий водоносных горизонтов Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления
Географически исследуемая территория находится в юго-западной части Тунгусского артезианского бассейна и располагается в пределах Байкитской антеклизы. В разрезе Юрубчено-Тохомской зоны выделены два структурных этажа: фундамент древней платформы (кристаллический) и платформенный (осадочный) чехол, который в свою очередь может быть разделён на два структурных этажа – венд-девонский и рифейский [6].
Тунгусский артезианский бассейн представляет собой сложно построенную гидрогеологическую структуру, особенности строения которой обусловлены соленосностью отложений нижнего кембрия и среднего девона, трапповым магматизмом, интенсивной разрывной тектоникой и резкой неоднородностью неотектонических движений.
В разрезе осадочного чехла выделяются два гидрогеологических этажа: нижний и верхний. Нижний этаж (от рифея до среднего палеозоя) характеризуется весьма затрудненным водообменом, в отличие от верхнего этажа, характеризующегося свободным водообменом. Гидрогеологические этажи перекрыты относительно флюидоупорной толщей образований триаса [7]. В данной работе рассматривается нижний этаж, как характеризующийся наиболее застойным характером вод.
В разрезе нижнего этажа выделяются три основные формации: надсолевая, соленосная и подсолевая; в которых выделяются 12 водоносных комплексов. Разделение проводилось на основании их гидродинамической изолированности друг от друга, а также по литологическому составу вмещающих в себя воду пород [8].
Рисунок 5. Выкопировка из Карты прогноза на нефть и газ P-47 (Байкит) [10]
Подсолевая гидрогеологическая формация включает рифейский терригенно-карбонатный, вендский терригенный и вендский терригенно-карбонатный водоносные горизонты. Подземные воды в них в целом характеризуются очень застойным характером. Галогенный слой Усольской свиты обеспечивает высокую степень гидрогеологической изоляции нефтегазового разреза. Выше расположен терригенный комплекс вендского возраста, включающий терригенные отложения Ванаварской свиты. Коллектор в рамках данной свиты порового типа. Сверху свита перекрывается надёжным флюидоупором, сложенным карбонатными отложениями доломитов и ангидритов Оскобинской свиты. Что же касается карбонатного водоносного комплекса подсолевой формации, он включает в себя Катангскую, Собинскую и Тэтэрскую формации с прогнозируемыми порово-каверново-трещинными коллекторами. Его изолированность обеспечивается за счет пород Катангской свиты – сульфатно-карбонатных и глинистых. Сверху же комплекс ограничен мощной галогенной толщей усольской свиты.
Соленосная гидрогеологическая формация включает в себя карбонатно-соленосные отложения Усольский, Бельский, Булайский и Ангарско-Литвинцевский свит. Основным преимуществом данной формации служит тот факт, что практически все водоносные горизонты, выделенные в её разрезе перекрываются мощными региональными флюидоупорами, сложенными солями. В зоне верхних солей ангарской свиты проходит граница зоны весьма застойного водообмена к зоне свободного водообмена. Последняя на рассматриваемой территории представлена глинисто-карбонатными породами верхнего и среднего кембрия и содержит пресные, реже, соленые инфильтрационные воды. Соленосная гидрогеологическая формация от подсолевой и надсолевой формаций изолирована пластами солей, обусловившими ее гидрогеохимические отличия.
Надсолевая формация представлена терригенно-сульфатно-карбонатными отложениями. Выделяются такие водоносные комплексы, как палеоген-четвертичный, верхнепалеозойский, ордовикский и надсолевой. В основном формация относится к зонам свободного водообмена, поэтому не будет рассматриваться в данной работе [7].
Вожовым В.И. была составлена карта гидрогеохимического районирования Лено-Тунгусской провинции [9]. При её наложении на современную выкопировку из Интерактивной электронной карты недропользования Российской Федерации видно, что исследуемой зоне присущи метаморфизованные рассолы в отложениях докембрия и алданского яруса (рисунок 6а).
Гидрогеохимическая колонка представлена тремя формациями – надсолевой (до 500 метров), характеризующийся натриевыми водами, солевой (от 500 до 2000 метров), характеризующийся натриевыми, кальциево-натриевыми, кальциевыми и натриево-кальциевыми, и подсолевой (от 2000 до 2500 метров). С точки зрения состава хлоридных рассолов и вод по преобладающим катионам натриевые (0 – 600 м), кальциево-натриевые (600 – 1100 м), кальциевые(1100 – 1600 м), натриево-кальциевые (1600 – 2300 м) и кальциево-натриевые (2300 – 2500 м) (рисунок 6б).
Не смотря на достаточную геологическую и геофизическую изученность Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления, водоносные горизонты области Камовского поднятия слабо изучены [10]. В Литвинцевском горизонте в объеме карбонатных отложений Амгинского яруса среднего кембрия установлены зоны, различающиеся по составу и минерализации вод и рассолов.
В отложениях Булайской свиты выделяются доломиты, кавернозные и трещиноватые. В них установлены рассолы с высокой минерализацией, достигающей 300 г/дм3. По составу вода хлоридно-кальциевая. Возможно, воды поступили из более глубоких водоносных горизонтов, что говорит о возможности использования его, как контрольного горизонта. В отложениях нижней части Бельской свиты установлен водоносный горизонт, содержащий рассолы с минерализацией 310 г/дм3, воды хлоридно-кальциевые. Рассолы характеризуются повышенным содержанием сульфатов (1,7 г/дм3).
В отложениях Усольской свиты выделяются по скважинам два водоносных горизонта: Балыхттинский и Осинский. Воды осинского горизонта хлоридно-кальциевого состава по Сулину, крепкие рассолы с минерализацией 320,96 мг/дм3, плотность – 1,20 г/см2, рН составляет 6,8 [10]. Стоит также отметить такие характеристики, как открытая пористость 4,9%, коэффициент фильтрации 1,37 м/сут и пластовое давление 21,5 МПа. Состав пластовых вод осинского горизонта представлен в таблице 2 [8].
Водонасыщение можно предполагать в нижней части Оскобинской свиты в районе скважины Юр-20, из которой испытателем пластов при совместном опробовании с рифейскими отложениями получен интенсивный приток пластовой воды, дебитом 345,6 м3/сут при среднем динамическом уровне 1035 м.
Воды вендских отложений и Оскобинской свиты венд-нижнего рифея опробованы на Юрубченской площади. По скважине Юр-20 минерализация составила 224,8-266,3 г/л. По классификации В.А. Сулина все они относятся к хлоридно-кальциевому гидрохимическому типу.
В таблице 2 представлена сводная информация о водоносных горизонтах Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления [8, 10].
Выделение критериев пригодности водоносных горизонтов
Юрубчено-Тохомская зона нефтегазонакопления выделяется в рамках Камовского нефтегазоносного района Байкитской нефтегазоносной области. В её состав входят такие месторождения, как Юрубчено-Тохомское нефтегазоконденсатное и Куюмбинское нефтегазовое месторождение.
По размерам запасов Юрубчено-Тохомское месторождение относится к уникальным, по своему строению – к месторождениям очень сложного строения. В пределах месторождения нефтегазоносными являются отложения венда и рифея. В данной работе будет рассмотрена зона Юрубченского лицензионного участка, как наиболее перспективная для создания временного подземного хранилища газа.
Согласно представлениям о геологическом строении Юрубчено-Тохомского месторождения в разрезе рифейских отложений выделяются три продуктивных горизонта, которые относятся к Ирэмэканской, Вингольдинской, Рассолкинской, Юктенской, Куюмбинской, Долгоктинской, Юрубченской и Мадринской толщам.
Продуктивность вендских отложений в основном связана с отложениями оскобинской и ванаварской свит. Отложения оскобинской свиты сложены терригенными и карбонатными породами с коллекторами порового, трещинно-порового, порово-трещинно-кавернового типа. Отложения ванаварской свиты являются единственными в разрезе, представленными терригенными породами с поровым, трещинно-поровым типом коллектора.
Очень важно учитывать нефтегазоносность месторождения, так как создание подземного хранилища в водоносном горизонте не должно ни коим образом влиять на разработку и эксплуатацию месторождения. Учитывая выделенные выше проблемы подземных хранилищ газа в водоносных горизонтах, наиболее частыми являются вертикальные миграции газа и вынос породы. Вторая проблема в большей степени связана с условиями создания и эксплуатации хранилища, в то время как первая напрямую зависит от конкретной геологической структуры. Вследствие чего необходимо выделить такой критерий пригодности водоносного горизонта, как возможная степень влияния на разработку месторождения [11].
Не менее важным фактором возможности хранения природного газа является наличие надёжной покрышки-флюидоупора, которая также может предотвратить вертикальную восходящую миграцию газа. Породы, выполняющие роль флюидоупора должны обладать низкими значениями проницаемости, значительной мощностью, региональным характером распространения (желательно) и высокой степенью однородности. Вследствие чего одними из самых надежных являются соляные покрышки в силу своего регионального распространения и значительной мощности. Для оценки флюидоупоров используются классификации А.А. Ханина и Э.А. Бакирова [12, 13].
В процессе эксплуатации подземного хранилища газа необходимо осуществлять геолого-промысловый контроль хранилища. В большей степени потому, что искусственная газовая залежь подземного хранилища является сложной системой, функционирование которой зависит от большого количества факторов, требующих постоянного контроля для устойчивой и безопасной работы. Поэтому необходимо предусмотреть наличие контрольного вышезалегающего водоносного горизонта, как фактора выбора горизонта хранения [14].
Основным фактором выбора того или иного водоносного горизонта являются характеристики пласта-коллектора, который будет вмещать в себя газ. Они должны быть достаточными для обеспечения необходимой приемистости запланированных объемов газа, эффективного вытеснения газа водой, а также последующего отбора газа после присоединения месторождения к магистральному газопроводу [12, 15].
Также стоит отметить, что чем меньше глубина залегания водоносной геологической структуры, тем меньшие капитальные вложения потребуются для создания хранилища. Следовательно, при прочих равных геологических условиях, необходимо делать выбор в соответствии с наибольшей экономической эффективностью будущего проекта .
В таблице 4 представлены критерии оценки пригодности водоносного горизонта для подземного хранения газа.
Выводы
На сегодняшний день проблема утилизации попутного нефтяного газа отдаленных и труднодоступных месторождений Восточной Сибири стоит достаточно остро. В большей степени это связано с ранним вводом месторождений в разработку еще до подключения к магистральному газопроводу «Сила Сибири». Одним из перспективных решений данной проблемы на уже разрабатываемых месторождениях является создание временного подземного хранилища газа в водоносном горизонте.
В работе был просуммирован отечественный опыт хранения углеводородного газа в водоносных горизонтах с выделением основных фильтрационных и емкостных характеристик вмещающих газ пластов, а также тех проблем, которые осложняют их эксплуатацию. К основным проблемам следует отнести вертикальную миграцию газа, связанную с недостаточной изолированностью эксплуатируемых водоносных горизонтов.
Анализ гидрогеологических условий Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления позволил выделить три основных водоносных формации: надсолевую, соленосную и подсолевую. В работе подробно рассматриваются две последние, так как их воды характеризуются наиболее застойным характером и наименьшим водообменом.
По результатам обзора отечественного опыта хранения газа в водоносных горизонтах и анализа гидрогеологических условий Юрубчено-Тохомской зоны была выделена группа критериев для оценки пригодности водоносного горизонта для хранения углеводородного газа.
Литература
1. BP B. P. Statistical review of world energy 2022. – 2022.
2. Овинникова К.Н. Современное состояние нефтегазового комплекса России и его проблемы // Векторы благополучия: экономика и социум. 2013. №4 (10). URL: https://cyberleninka.ru/article/n/sovremennoe-sostoyanie-neftegazovogo-kompleksa-rossii-i-ego-problemy-1
3. Global Gas Flaring Tracker Report April 2022// Global Gas Flaring Reduction Partnership (GGFR) Multi-Donor Trust Fund. Washington, – 2022. – 19 p
4. Global Gas Flaring Tracker Report April 2021// Global Gas Flaring Reduction Partnership (GGFR) Multi-Donor Trust Fund. Washington, – 2021. – 18 p
5. Гаррис Н.А., Полетаева О.Ю., Бакиев Т.А. Проблемы трубопроводного транспорта углеводородов в условиях мерзлоты и пути их решения // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2020. № 3. С. 64–67.
6. Афанасенков А.П. Новые данные о геологическом строении Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления и пути дальнейшего освоения ее нефтегазового потенциала / А. П. Афанасенков, Н. Г. Бухаров, Р. Н. Мухаметзянов [и др.] // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. – 2004. – № 1. – С. 34-45.
7. Конторович А. Э. и др. Геология нефти и газа Сибирской платформы //Недра. – 1981. – Т. 552.
8. Трифонов Н. С. Гидрогеологические особенности Юрубчено-Тохомского нефтегазоконденсатного месторождения / Н. С. Трифонов // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 2. – С. 50-55. – DOI 10.24887/0028-2448-2021-2-50-55.
9. Вожов В.И. Подземные воды и гидроминеральное сырье Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. – Новосибирск: СНИИГГиМС, 2006. – 209 с.
10. Варганов А. С., Попова Н. Н., Сосновская О. В., Смокотина И. В. и др. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1 : 1 000 000 (третье поколение). Серия Ангаро-Енисейская. Лист P-47 – Байкит. Объяснительная записка. – СПб.: Картографическая фабрика ВСЕГЕИ, 2015. 359 с
11. Мельников Н.В. Геологические предпосылки прироста минерально-сырьевой базы Юрубчено-Куюмбинского центра нефтедобычи / Н. В. Мельников, Е. В. Смирнов, М. А. Масленников [и др.] // Геология и геофизика. – 2017. – Т. 58, № 3-4. – С. 586-601. – DOI 10.15372/GiG20170321.
12. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР [Текст]. - Москва : Недра, 1973. - 303 с. : ил.; 22 см.
13. Бакиров Э.А. – Геология нефти и газа / Э. А. Бакиров, В. И. Ермолкин, В. И. Ларин. – М. : Недра , 1990. – 6 с
14. Лурье М.В. Механика подземного хранения газа в водоносных пластах. М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2001. 350 с.
15. Киркинская В.Н. Карбонатные породы - коллекторы нефти и газа / В. Н. Киркинская, Е. М. Смехов. - Ленинград : Недра : Ленингр. отд-ние, 1981. - 255 с
