CC BY
93
УДК 551.734.5
А.В. Ступакова1, Г.А. Калмыков2, Н.П. Фадеева3, А.Х. Богомолов4, Т.А. Кирюхина5, Н.И. Коробова6, В.В. Мальцев7. Н.В. Пронина8, Р.С. Сауткин9, А.А. Суслова10, Т.А. Шарданова
К ОЦЕНКЕ РЕСУРСОВ И ЗАПАСОВ СЛАНЦЕВОЙ НЕФТИ
В настоящее время разведанные запасы нефти из традиционных резервуаров России сокращаются, что приводит к неуклонному падению добычи нефти. Один из возможных источников поддержания добычи на современном уровне — вовлечение в разработку трудноизвлекаемой нефти, к которой относится нефть из баженовской свиты Ханты-Мансийского округа Западной Сибири, доманиковые отложения в Волго-Уральской провинции и майкопские отложения Предкавказья.
Ключевые слова: трудноизвлекаемая нефть, нетрадиционные ресурсы, баженовская свита, доманиковые отложения, приращение ресурсной базы.
At present, the proven oil reserves of the traditional Russian reservoirs are reduced, leading to oil production steady fall. One of the possible ways to maintain production at the present level — is to produce unconventional oil from Bazhenov Formation in Khanty-Mansiysk region of Western Siberia, Domanik deposits in Volga-Ural province and Maikop Fm. at Caucasus.
Key words: tight oil, unconventional reserves, Bazhenov formation, Domanic deposits.
Введение. В настоящее время разведанные запасы нефти из традиционных резервуаров России сокращаются, что приводит к неуклонному падению добычи нефти. Один из возможных источников поддержания добычи на современном уровне — вовлечение в разработку трудноизвлекаемой нефти, к которой относится нефть из баженовской свиты Ханты-Мансийского округа Западной Сибири, доманиковые отложения в Волго-Уральской провинции и майкопские отложения Предкавказья. До сих пор эти отложения рассматривали только как источник, поставляющий углеводороды в традиционный коллектор, карбонатный или песчаный, из которого можно их извлекать отработанными традиционными методами. Истощение запасов в традиционных
резервуарах заставляет искать возможность прямого извлечения углеводородов из той толщи, в которой они формируются и из которой трудно извлекаются. Как правило, эта толща имеет сложное строение, представлена частым чередованием пород с разным минеральным составом и содержит выдержанные интервалы разреза с высоким содержанием углеводородов как в свободном состоянии, так и в матрице породы.
Сложное строение сланцевой толщи и различные формы нахождения в ней углеводородов в свободном и связанном состоянии требуют новых подходов к оценке объема нефти и газа в ее составе. Возможность прогнозировать геологические ресурсы углеводородов в сланцевых толщах основана на детальном геологическом анализе объемов
1 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, профессор; e-mail: ansto@geol.msu.ru
2 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, доцент; e-mail: gera64@mail.ru
3 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, вед. науч. с., канд. геол-минерал. н.; e-mail: fadeeva_nataly@mail.ru
4 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, доцент; e-mail: nvproncl@mail.ru
5 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, вед. науч. с.; e-mail: takir@bk.ru
6 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, ассистент; e-mail: nataliya.korobova54@mail.ru
7 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, ст. науч. с.; e-mail: 1950vvma@gmail.com
8 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, доцент; e-mail: nvproncl@mail.ru
9 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, науч. с.; e-mail: romsau@yandex.ru
10 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, науч. с.; e-mail: suslovaanna@yandex.ru
11 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, доцент; e-mail: tshardanova@mail.ru
их генерации и всех параметров, удерживающих эти углеводороды в материнской породе. На сегодняшний день перед наукой и промышленностью стоит задача извлечения тех углеводородов, которые сланцевая порода сгенерировала, но не смогла отдать в традиционный коллектор. Для этого необходимо знать геологические процессы образования, сохранения и выхода углеводородов, а также технологии извлечения их из мест максимальной концентрации.
Этими вопросами занимаются многие компании, институты и коллективы в разных странах, включая Россию. Их цель — спрогнозировать место максимальной концентрации углеводородов в сланцевой породе и научиться ее извлекать. Поэтому 3 мая 2012 г. вышло распоряжение Правительства РФ № 700-р «О стимулировании реализации новых инвестиционных проектов по разработке участков недр, содержащих запасы трудноизвлекаемой нефти». Согласно этому распоряжению, в категорию трудноизвлекаемых включены запасы нефти месторождений с проницаемостью пластов <2 мД, к которым относится сланцевая нефть Западной Сибири, Волго-Уральской провинции и Предкавказья.
Обзор мировых запасов сланцевой нефти. Управление энергетической информации США (EIA) оценивает ресурсы сланцевой нефти в мире от 1,5 до 5,7 трлн баррелей. По данным EIA, общий выход нефти в США достигнет пика в 6,7 млн баррелей/сут в 2020 г., это будет самым высоким показателем с 1994 г. Около 18% от этой цифры придется на сланцевую нефть. EIA прогнозирует, что добыча сланцевой нефти составит 20,5% от общего объема добычи нефти к 2035 г. [Shmoker, 1994; Magoon, Dow, 1994].
По оценке Управления энергетической информации США, в России сосредоточено более 75 млрд баррелей сланцевой нефти, т.е. около 10 млрд т, в США — 58 млрд баррелей (~8 млрд т), третье место занимает Китай, где сосредоточено 32 млрд баррелей (~4 млрд т). Самый удачный пример по добыче сланцевой нефти — месторождение Баккен (Bakken), расположенное в штате Северная Дакота (США). Кроме того, наиболее перспективными считаются месторождения Игл Форд (Eagle Ford) в Техасе, а также месторождения в Нью-Мексико и Северной Дакоте. Добыча сланцевой нефти на месторождениях Баккен и Three Forks достигла 545 тыс. баррелей/сут.
В нашей стране и в сопредельных государствах Восточной Европы еще с начала XX в. разрабатываются высокоуглеродистые горючие сланцы (группа каустобиолитов) на ВосточноЕвропейской платформе (Прибалтийский сланцевый бассейн, Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн, Кашпирское, Ундорское месторождения в Волжском районе). Разработка месторождений осуществляется путем добычи горючего сланца,
затем его перерабатывают с получением жидких и газообразных углеводородов (УВ) и других продуктов. Однако в настоящее время переработка сланцев оказалась нерентабельной и практически прекратилась, за исключением Ленинградской области и Эстонии.
Терминология. Слоистое строение и преобладающий тонкодисперсный состав минеральной массы пород обусловили применение термина «сланцевая порода» для обозначения этой толщи, а углеводороды, содержащиеся в ней, упрощенно называются сланцевыми. Эти термины происходят от слова «сланец» (или «Shale», который широко используется в англоязычной литературе) для обозначения литифицированных осадочных пород, состоящих из частиц алевритовой и пелитовой фракций и обладающих сланцеватостью (способностью относительно легко расщепляться на тонкие ровные пластины, ограниченные параллельными плоскостями). При содержании органического вещества (ОВ) 10—50% породу называют горючим или нефтяным сланцем (petroliferous shale или oil shale).
Строго говоря, термин «сланцевая порода» не подходит для обозначения высокоуглеродистых отложений, которые рассматриваются в качестве нетрадиционного резервуара нефти и газа, таких, как отложения доманиковой, баженовской, хадумской и других формаций. Тем не менее использование терминов «сланцевая порода» или «сланцевая нефть» обусловлено, скорее, отождествлением тонкослоистой породы, напоминающей сланец, с высокоуглеродистой толщей и углеводородами, содержащимися в ней. Разработка терминологии при изучении сланцевых пород и углеводородов в них имеет важное практическое значение, так как позволяет определить и саму толщу, и состояние в ней углеводородов, ресурсы которых мы оцениваем. В связи с этим предлагаются следующие определения:
сланец (shale) — пелитоморфная (тонкодисперсная, глинистая) тонкослоистая порода различного состава, способная расслаиваться;
черные сланцы — (black shale) — группа пе-литоморфных тонкослоистых осадочных пород, обогащённых органическим веществом. В отечественной терминологии им часто соответствуют горючие сланцы с высоким содержанием ОВ (группа каустобиолитов);
нефтяные сланцы (oil shale) — группа пе-литоморфных осадочных пород, содержащих умеренно концентрированное ОВ, способное в определенных условиях давать нефть. В состав ОВ входят битумоиды, растворимые в органических растворителях, и кероген — нерастворимая часть органического вещества;
сланцевая нефть (shale oil) — нефть, добываемая из нефтяных сланцев естественным путем или путем техногенного воздействия на них. Сланцевая нефть относится к группе трудноизвлекаемой нефти (tight oil), к которой также относятся высоковяз-
кие нефти, битумы, нефти в плотных коллекторах и на большой глубине.
С геологических позиций сланцевая нефть — это нефть из высокоуглеродистых тонкослоистых формаций, способных как производить углеводороды собственными нефтегазоматеринскими толщами, так и концентрировать их в отдельных пластах и зонах, выполняющих роль резервуара;
высокоуглеродистая формация (ВУФ) — природная совокупность тонкослоистых горных пород со сходными условиями образования, благоприятными для накопления ОВ и его преобразования в углеводороды с последующей возможной миграцией в пустотное пространство этих пород;
нефтегазоматеринские породы (НГМ) — толщи ВУФ, способные генерировать углеводороды, часть из которых могла мигрировать в традиционный коллектор других формаций, часть — остаться в ВУФ как в связанном, так и в свободном состоянии, а также остаточное ОВ, которое находится в тесной молекулярной связи с породой. Общая мощность нефтегазоматеринской толщи зависит от количества интервалов разреза, высокообога-щенных органическим веществом. Их процентное отношение на всю ВУФ должно быть не менее 20%. При этом сама ВУФ рассматривается как толща последовательного непрерывного осадкона-копления в условиях относительного прогибания в бассейне с высокой концентрацией органического углерода (СорГ).
Вследствие этого следует различать:
1) нефть и газ, генерированные внутри ВУФ исходной нефтегазоматеринской толщей и мигрировавшие из нее в толщу — коллектор другой формации. Это традиционные углеводороды, способные свободно перемещаться и аккумулироваться в залежи в сопредельной толще — коллекторе.
2) трудноизвлекаемую нефть и газ высокоуглеродистой формации (сланцевая нефть) — нефть и газ, сгенерированные нефтегазоматеринской толщей высокоуглеродистой формации и оставшиеся в высокоуглеродистой формации как в свободном, так и в связанном состоянии. Свободная нефть занимает практически все пустотное пространство высокоуглеродистой формации, сформированное мелкими порами породы и органического вещества, кавернами и трещинами. Эту нефть относят к трудноизвлекаемой, так как процесс извлечения ее из сложного пустотного пространства высокоуглеродистой формации требует дополнительных технологий. Связанная нефть еще не отделилась от матрицы породы в пустотное пространство, и процесс ее формирования еще не завершен. Такую нефть называют синтетической, так как для ее перехода в свободное состояние требуются определенные термобарические условия, необходимые для завершения процесса созревания нефти.
Геологические условия. Источник сланцевой нефти — сланцевая порода, в которой эта нефть
находится. Условия образования нефти отвечают теории органического происхождения углеводородов, т.е. для образования УВ необходимо органическое вещество, которое находится в определенных термобарических условиях, фиксируемых различными геолого-геохимическими методами. Сланцевые породы, богатые органическим веществом, образуются обычно в морских бассейнах в условиях длительного некомпенсированного прогибания с низкой скоростью седиментации (2—5 м/млн лет), это типично депрессионные фации [Вассоевич, 1968]. Помимо ОВ и коррелирующего с ним содержания пирита, основные породообразующие компоненты представлены карбонатами, кремнеземом и терригенной составляющей. Особенность этих толщ — повышенное содержание кремнезема. В одних случаях наравне с кремнеземом существенную роль играют глинистые минералы, как, например, в породах баженов-ской свиты (Г3, волжский ярус, Западная Сибирь), в других — карбонаты (отложения доманикового горизонта, широко распространенного на территории Восточно-Европейской платформы).
Присутствие в сланцевых породах ОВ, способного образовывать преимущественно нефтяные углеводороды (органическое вещество сапропелевое или существенно сапропелевое с примесью зоопланктона и бентоса), делает их наиболее привлекательными для прогноза нефтяных скоплений. При этом сапропелевое органическое вещество должно было находиться или находится сейчас в главной зоне нефтегазообразования (нефтяное окно) и, как правило, в области максимального погружения толщи (рис. 1). Из-за максимальной концентрации ОВ не в приподнятых зонах, а, напротив, в наиболее погруженных зонах осадочного бассейна методы поисков традиционных скоплений нефти и скоплений сланцевой нефти принципиально различаются. Органическое вещество (кероген), попадая в условия с высокими температурой и давлением, начинает генерировать и отдавать жидкие фракции, тем самым повышая давление в породе, вытесняя воду и снижая пористость (рис. 2). В пласте создается высокое давление, уменьшается пористость и создается естественная гидродинамическая ловушка.
Условия формирования высокоуглеродистых сланцевых формаций. Высокоуглеродистые формации накапливались в условиях нескольких пиков морской трансгрессии в истории развития Земли, в относительно глубоководных условиях (глубина моря 100—300 м) с режимом заиленных впадин. Особенность высокоуглеродистых формаций заключается в повышенном содержании карбонатного материала и свободного кремнезема, источником которого могли служить гидротермы или продукты вулканизма, которые создавали особый газовый режим атмосферы Земли в конкретный период времени [Япаскурт, 2008; Нефтегазообра-
зование..., 1986]. Накопление осадков протекало в условиях нормального газового режима. Отсутствие сероводородного заражения придонных вод обосновывается широким распространением остатков сидячего бентоса (пелициподы, замковые брахио-поды) и нектонно-бентосных головоногих (гониа-титов), чувствительных к недостатку кислорода. Геохимическая обстановка осадконакопления была восстановительной. В результате сформировались глинисто-карбонатные или глинисто-кремнистые отложения с содержанием Сорг >5% [Баженова и др., 2000; Конторович, 1976].
Рис. 1. Зоны максимальной концентрации углеводородов в сланцевых породах, расположенные в наиболее прогнутой части бассейна: 1—2 — области аккумуляции УВ: 1 — за счет вертикальной миграции, 2 — за счет латеральной миграции; 3 — очаг не-фтегазообразования; 4 — границы ГЗН и ГЗГ; 5 — миграция флюидов; 6 — нефтяные скопления; 7 — нефтегазовые скопления
Формирование разреза высокоуглеродистой формации начинается с быстрой трансгрессии в бассейне осад-конакопления до уровня максимально высокого стояния уровня моря, когда формируются отложения с темной окраской, значительным количеством органики, сильной пиритизацией, окремнением и своеобразным комплексом морской фауны, местами породообразующей (рис. 3). Толщина интервала с максимально высоким содержанием обычно не превышает 20—40 м, лишь в единичных случаях она возрастает до 60-80 м.
На следующем этапе в процессе заполнения относительно глубоководного бассейна осадочным материалом возникают разнообразные обстановки осадконакопления, но при сохранении условий относительного погружения бассейна. В это время высокоуглеродистые формации могли накапливаться в нескольких фациальных зонах, среди которых следует различать:
разрезы относительно глубоководных впадин, не компенсированных осадконакоплением. Эти отложения аналогичны тем, которые накапливались на пике трансгрессии морского бассейна, область их распространения ограничена той частью впадины, где еще не началось активное осадко-накопление;
разрезы впадин и прогибов с компенсированным осадконакоплением и мелководно -морскими обстановками.
Рис. 2. Схема, иллюстрирующая изменения объема поровых флюидов (пористость) и пространства, которые могут сопровождать формирование углеводородов (степень зрелости) в нефтематеринских породах: 1—2 — матрица: 1 — кероген, 2 — неорганика; 3—4 — поровые флюиды: 3 — вода, 4 — нефть
Рис. 3. Слоистое строение домниковой высокоуглеродистой формации
В этих условиях уменьшается содержание ОВ, но слоистый характер толщи свидетельствует о преобладании тонкого материала в бассейне осадконакопления. Для этого типа разреза характерна максимальная толщина пачек — до 150 м, изредка более;
разрезы склонов поднятий или бортов «рифовых» тел. Такие разрезы распространены на бортах впадин некомпенсированного погружения и в нижних частях склонов прилегающих к ним поднятий. В доманикоидных отложениях, где в разрезе преобладает карбонатный материал, высокоуглеродистые интервалы разреза развивались вдоль биогермных построек (рис. 4).
Разрезы склонового типа распространены вблизи вершин крупных палеоподнятий, как, например, Татарский свод или Носовое поднятие на севере Тимано-Печорского бассейна. Для этих разрезов характерно уменьшение битуминозности и окремнения. Они сложены мергельно-глинистыми породами с прослоями известняков глинистых и органогенно-обломочных, а также глинистых доломитов. Полная толщина таких разрезов может достигать 50—70 м и более.
Оценка ресурсов сланцевой нефти. Для оценки ресурсов нефти обычно используют объемный метод, который позволяет оценить объем УВ в нефтяном эквиваленте в пустотном пространстве породы. Учитываются такие параметры, как площадь,
мощность коллектора, пористость, насыщенность углеводородами и пересчетные коэффициенты, отражающие изменение объема нефти при разном давлении.
Площадь при оценке традиционных ресурсов и запасов зависит от площади залежи, которая ограничивается положением контура водонеф-тяного контакта (ВНК). В случае со сланцевой нефтью высокоуглеродистая порода практически гидрофобна, поэтому расчет площади по контуру ВНК в данном случае неприменим. Вместе с тем высокоуглеродистые формации имеют региональное распространение в пределах всего бассейна, а следовательно, их можно рассматривать как единую большую залежь, часто выходящую за пределы расчетных участков [Кирюхина и др., 2013]. Поэтому расчеты целесообразнее проводить на единицу площади (1 км2) (рис. 5).
Эффективная мощность. Эффективная мощность высокоуглеродистой формации связана интервалами разреза, максимально затронутыми процессами образования трещин и каверн. Связующие трещины и пустоты, находящиеся в высокоуглеродистых пластах, а также в прилегающих пластах
Рис. 4. Пример развития доманикоидных отложений на борту рифового тела
Рис. 5. Схема развития доманиковых отложений в Волго-Уральском бассейне: 1 — отложения открытого шельфа; 2 — отложения карбонатной платформы; 3 — барьерные биогермные постройки; 4 — склоны карбонатной платформы (бортовые части депрессий); 5 — депрессионные впадины; 6 — исследуемые скважины; 7 — нефтепро-явления из доманиковых отложений; 8 — города; 9 — граница распространения доманиковых отложений; 10 — границы крупных тектонических элементов: I — Жигулевский свод, II — Южно-Татарский свод, III — Северо-Татарский свод, IV — Башкирский свод, V — Пермский свод, VI — Восточно-Оренбургское валообразное поднятие
низкопористых кремнисто-карбонатных пород, обусловливают единое пустотное пространство в высокоуглеродистых формациях. К эффективной мощности часто относят интервал разреза всей высокоуглеродистой формации, хотя правильнее относить к ней суммарную мощность отдельных прослоев кремнисто-карбонатных пород, которые выполняют роль коллектора, расположенного среди углеродистых нефтегазоматеринских толщ.
Подошву высокоуглеродистой формации проводят в основании толщи депрессионных высокоуглеродистых фаций, сформировавшейся в результате быстрой региональной трансгрессии морского бассейна [Тектонические., 2006; Хисамов и др., 2010]. В состав высокоуглеродистой формации можно включать последний трансгрессивный циклит, который заканчивается
пластом депрессионных высокоуглеродистых фаций. Подошва доманиковой формации связана с саргаевскими алеврито-глинистыми мергелистыми пачками, которые переходят в кремнистые и кремнисто-карбонатные породы собственно доманикового горизонта, чаще всего имеющие семилукский возраст. Кровлю высокоуглеродистой формации проводят, как правило, по подошве первой биогермной постройки, формирующейся на мелководном шельфе (рис. 6).
Искусственное создание пустотного пространства в кремнисто-карбонатных породах за счет техногенного воздействия на пласт и создание дополнительной системы трещин увеличивают эффективную мощность и обусловливают подток углеводородов из сопредельных нефтематеринских толщ, увеличивая продуктивность скважин.
Рис. 6. Строение разреза высокоуглеродистой доманиковой формации Волго-Уральского бассейна: 1 — карбонатные глины; 2 — аргиллиты с прослоями известняков, алевролитов и песчаников; 3 — карбонатные породы; 4 — биогермная постройка; 5 — глинистые карбонаты; 6 — углеродистые кремнисто-карбонатные сланцевые породы; 7 — высокоуглеродистые кремнисто-карбонатные сланцевые породы; 8 — терригеные отложения; 9 — глинисто-карбонатные отложения;
10 — карбонатные отложения; 11 — перспективные коллекторы
Объем пустотного пространства. Следующий родистой формации среднее значение матричной важный параметр для оценки ресурсов традицион- пористости пород, слагающих эту формацию, редко
ных резервуаров — коэффициент пористости. Минимальное значение пористости для карбонатных резервуаров часто оценивается в 6%, для терриген-ных коллекторов — в 12-14%. В случае высокоугле-
превышает 1-4%, хотя в отдельных изолированных зонах иногда может достигать 6-8% и более. Тем не менее высокоуглеродистая формация обладает пустотным пространством, которое формируется
не только за счет матричной пористости, но и за счет каверн, трещин и пустот между слоями, увеличивающими объем пустотного пространства на несколько процентов. Как следствие для резервуара высокоуглеродистой формации необходимо измерять не коэффициент пористости, который слишком мал, чтобы считать породу коллектором, а объем пустотного пространства, включающий как матричную пористость, так и объем трещин, каверн и межслоистого пространства.
Нефтенасыщенность. В отличие от традиционного резервуара, который помимо углеводородов содержит воду, высокоуглеродистые формации являются гидрофобными, т.е. в них мало свободной воды и она практически не влияет на характер размещения углеводородов в породе, хотя полностью отрицать наличие воды в высокоуглеродистой толще нельзя.
При подсчете ресурсов сланцевой нефти, объем которой зависит напрямую от углеводородного потенциала породы, в которой она содержится, в дополнение к традиционным методам оценки ресурсов и запасов сланцевой нефти важную роль играет оценка ресурсов объемно-геохимическим (генетическим) методом, основанным на возможностях самой породы генерировать углеводороды. С помощью этого метода оцениваются генерационный потенциал нефтегазоматеринской сланцевой толщи и степень его реализации. Суть метода заключается в оценке количества УВ, которые могли образоваться в процессе катагенетического преобразования ОВ, десорбироваться и эмигрировать из нефтематеринской толщи в коллектор. С учетом вероятных потерь УВ в процессе миграции рассчитывается их количество, которое могло аккумулироваться в залежи. Использование этого метода позволяет избежать субъективного набора параметров и сопоставлять объемы углеводородов, рассчитанные объемным и объемно-геохимическим методами. Существуют разные методики расчета углеводородного потенциала, в зависимости от полноты исходных данных применяется тот или иной вариант расчета.
Обзор существующих способов разработки месторождений сланцевой нефти. Рассмотрим техно-
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Баженова О.К., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А., Хаин В.Е. Геология нефти и газа. М.: Изд-во Моск. ун-та, 2000.
Вассоевич Н.Б. Генетическая природа нефти в свете данных органической геохимии. Генезис нефти и газа. М.: Наука, 1968.
Кирюхина Т.А., Фадеева Н.П., Ступакова А.В. и др. Доманиковые отложения Тимано-Печорского и Волго-Уральского бассейнов // Геология нефти и газа. 2013. № 3. С. 76-87.
Конторович А.Э. Геохимические методы количественного прогноза нефтегазоносности. М.: Недра, 1976. 249 с.
Нефтегазообразование в отложениях доманикового типа. Л.: Недра, 1986. 247 с.
логии извлечения углеводородов, основная задача которого сводится к искусственному созданию дополнительного к природному пустотного пространства и химическому воздействию на пласт с целью максимальной десорбции углеводородов из нефтегазоматеринской толщи в искусственно созданные пустоты. Добыча сланцевой нефти требует очень сложных технологий, современного бурового оборудования и огромного количества электроэнергии и воды. При разработке сланцевой нефти на месторождениях Баккен и Игл Форд в США нефтяные компании применяют технологии бурения горизонтальных скважин с длиной горизонтальной части ствола до 1,5—2 км и гидроразрыв пласта. Благодаря гидроразрыву пласта создается дополнительное пустотное пространство в породе, в котором накапливаются сорбированные матрицей углеводороды. Гидроразрыв действует в радиусе 200 м, поэтому для создания сплошности техногенного пустотного пространства в породе ствол следующей скважины должен находиться на расстоянии несколько сотен метров. Нефтяные компании используют разные модификации бурового оборудования, современные аналоги которого в России пока отсутствуют. При гидроразрыве используется большое количество воды (10—30 т на скважину), что технически осложняет весь процесс бурения и обслуживания скважин. Использование большого количества воды вызывает также ряд экологических проблем, так как приходится брать воду из местных водоемов или бурить специальные скважины на воду. Встает проблема и утилизации воды, использованной после бурения. Часть воды можно очищать и использовать повторно, но большая часть выливается обратно в естественные водоемы.
В настоящее время совершенно не изучены последствия для окружающей среды масштабной добычи нефти из нетрадиционных источников. В связи с этим экологи предупреждают о серьезнейшей опасности такого бурения и связанных с ним отходов, активного использования водных ресурсов региона и реализации использованной воды.
Тектоническое и нефтегеологическое районирование территории Татарстана / Под ред. Р.С. Хисамова. Казань: Фэн, 2006. 328 с.
Хисамов Р.С., Губайдуллин А.А., Базаревская В.Г., Юдинцев Е.А. Геология карбонатных сложно построенных коллекторов девона и карбона Татарстана / Под ред. Р.С. Хисамова. Казань: Фэн, 2010. 283 с.
Япаскурт О.В. Литология. М.: Академия, 2008. 330 с.
Magoon I.B., Dow W.G. The petroleum system — from source to trap // AAPG Mem. 1994. Vol. 60.
Schmoker J.W. Volumetric calculation of hydrocarbons generated. The petroleum system — from source to trap / Eds I.B. Magoon, W.G. Dow // AAPG Mem. 1994. Vol. 60. Ch. 19. P. 323-326.
Поступила в редакцию 08.10.2014
