9НЕФТЕГАЗОВАЯ НАУКА И ПРАКТИКА XXI ВЕКА: НОВЫЕ ИДЕИ И ПАРАДИГМЫ
Н.П. Запивалов
Институт нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН, г. Новосибирск, е-mail: ZapivalovNP@ipgg.sbras.ru
В нефтегазовой науке XXI века преобладают идеи современной нелинейной динамики с ее концепциями хаоса и самоорганизации.
Установлено, что углеводороды имеются во всех слоях земной коры, а также предполагается их наличие в космосе. Имеется много различных достаточно авторитетных точек зрения на генезис углеводородов [1-2].
Нефть добывается уже длительное время, поэтому автор предлагает иной подход, не согласующийся с классической органической гипотезой происхождения нефти. Хотя именно он впервые в Западной Сибири в 1958 г. на основе изучения опорных скважин в марьяновской-баженовской свите (верхняя Юра) выделил нефтематеринскую толщу (геохимическая пачка А). Этому была посвящена кандидатская диссертация. Но сейчас у автора другая парадигма, не предполагающая приверженности какой-либо одной концепции генезиса нефти.
«Путь к Истине лежит через непрерывно заседающий в тебе трибунал Мысли» (Олжас Сулейменов).
Создать общую теорию нафтидогенеза практически невозможно. Выделение региональных нефтематеринских толщ в качестве единого и обязательного источника нефтегазообразования является некорректным.
А. Леворсен еще в прошлом веке пришел к выводу, что нефтематеринские толщи никакого отношения к практике поисково-разведочных работ не имеют. Он утверждал [3]: «Проблема происхождения нефти и газа теряет в какой-то мере свое значение в качестве обязательной предпосылки для постановки поисковых работ. Причиной является то, что нефть и нефтеподобные УВ обнаружены почти во всех неколлекторских породах. Количество остаточной нефти [микронефти], находящейся в рассеянном состоянии в этих породах, превышает все разведанные запасы нефти и газа на земном шаре. Следовательно, нет необходимости искать особые материнские породы» (С. 488).
Различные виды палеореконструкций по существу являются виртуальными и вряд ли могут считаться уверенными ориентирами для выбора перспективных нефтегазовых объектов, поскольку любая флюидопородная система подвергается вторичным,
наложенным процессам. Особенно важно учитывать метасоматоз. Поэтому мы имеем дело с молодыми залежами и современными фильтрационно-емкостными параметрами пласта. Их преобразование может быть быстротечным. Принципы возрастной аналогии и методика расчетов категорийных запасов по эталонам не отвечают требованиям достоверности решения задач нефтяной геологии. Н.А. Еременко и Дж. Чилингар [4] утверждали, что за очень короткое геологическое время коллектор может стать покрышкой, а покрышка - коллектором.
Скопления нефти и газа обнаружены во всех типах пород и во всех стратиграфических горизонтах на суше и в акваториях. Фактически мы живем в углеводородной цивилизации. По существу, наша планета является единым нефтяным полигоном.
Мифы о «пике нефти» [5] опровергнуты новыми доказательствами и фактами [6-7]. Скопления углеводородов могут быть открыты в самых неожиданных местах и условиях. Темпы и объемы добычи нефти и газа, а также цены зависят от различных природных, техногенных и рыночных флуктуаций, включая многие антропогенные факторы. Век углеводородной цивилизации никогда не закончится. Это подтверждается наличием и открытием новых разнообразных источников углеводородов (традиционных и нетрадиционных), а также созданием инновационных методов и технологий их добычи и утилизации.
Нефтегазонасыщенный пласт представляет собой целостную взаимосвязанную систему: породы (минералы) + флюиды (нефть, газ, вода). Нефтяная залежь - это «живая» флюидопородная система, поэтому ее жизнь подчиняется законам спонтанной саморегуляции. Следует сосредоточить научную мысль и практические усилия на изучении и управлении «жизнью» месторождений. Необходимо учитывать, что эта «жизнь» зависит от многих градиентных факторов в быстротечном режиме. Нефтяная залежь может сформироваться, расформироваться и вновь образоваться. Поэтому многие скопления нефти и газа являются молодыми.
Есть веские основания считать критическим порогом устойчивого состояния флюидонасыщенной системы в процессе разработки месторождения величину депрессии на пласт 5-8 МПа [8]. Это значение является практически универсальным и применимо для всех типов коллекторов.
Флюидодинамические системы (залежи, месторождения) являются по многим параметрам очаговыми, вероятнее всего, фрактальными объектами с неравномерной продуктивностью.
В первом приближении динамика состояний углеводородных месторождений может описываться эволюционным уравнением вида
гдер = (р1, р2, ..., Рк) - выбранный набор динамических величин, характеризующих состояние системы, а = (а1, а2, ..., а/) - набор параметров системы, I - временная переменная, 2 - оператор, скорее всего, нелинейный, действующий на р и универсальный для всех (или для достаточно представительного класса) месторождений, который должен быть определен на основании эмпирических закономерностей развития углеводородных скоплений.
Такой вид имеют уравнения динамики механических систем, жидкостей и газов, классических физических полей, атомных систем, галактик и пр., где они являются основой успешного исследования самых сложных процессов и явлений.
Наиболее эффективным представляется построение натурных флюидодинамических моделей на основе фактических данных, отраженных в уравнениях переноса и баланса углеводородных масс и сопутствующих компонентов. Это особенно важно для подтверждения закона о критическом пороге состояния нефтегазонасыщенных систем, эмпирически равном 5-8 МПа депрессии на пласт.
Все еще остается нераскрытой «тайна» большой нефти в глубинных комплексах Западной Сибири из-за геологической неопределенности классического термина «фундамент». Этот марафон длится уже более 50 лет. А.А. Трофимук называл палеозой «золотой подложкой Западной Сибири». Много творческих усилий и практических дел автор посвятил данной проблеме [9].
Задача скорейшего масштабного промышленного освоения сугубо прогнозных нефтегазовых ресурсов российских арктических акваторий имеет существенные трудности в обозримой перспективе XXI века. Геологи помогут решить некоторые геополитические задачи, но не более того. Между тем огромная заполярная сухопутная территория Западной Сибири - это совсем другая, почти решенная задача.
Можно складывать легенды о баженитах и сланцевой нефти в Западной Сибири, но чрезмерных надежд на них, видимо, возлагать не стоит. Согласно недавним
исследованиям [10], отложения баженовской свиты по своей геохимической специализации относятся к формации металлоносных черных сланцев; баженовская свита, по сравнению со средними данными для черных сланцев мира, более чем в 3 раза обогащена и, 2п, Бг, Ва и в 1,5 раза - Лб, Со и ТЬ. Содержание урана в породах колеблется от 2 до 171 г/т, при среднем - 40,9 г/т. Ориентировочно можно оценить ресурсы этого металла в исследуемом районе на уровне 3 млрд т.
Возникает не праздный вопрос: может быть, из западно-сибирских баженитов добывать уран и другие металлы, хотя бы в отдельных перспективных районах (может быть, вместе с нефтью).
В настоящее время в мире повсеместно осуществляется форсированная коммерческая добыча легкоизвлекаемой нефти всеми доступными сверхинтенсивными методами. Запасы остаточной нефти к настоящему моменту составляют 55-70%. Чтобы добывать эту остаточную (трудноизвлекаемую) нефть из продуктивных пластов, нужно применять новые идеи и технологии.
В научных исследованиях, в прогнозах, поисках, разведке и разработке месторождений следует ориентироваться на установление зон (очагов) с активным градиентным флюидным режимом. Методов и технологий таких инновационных процедур сейчас достаточно, включая высотные и космические съемки. Рекомендуются, например, методика ДФМ [11] и технология спектрального анализа микросейсм (БАМ) [12]. Эти технологии позволяют четко выявлять высокопродуктивные очаги в процессе разведки и разработки нефтяных месторождений.
В процессе освоения нефтегазовых месторождений и особенно в период их активной (форсированной) разработки необходимо применять реабилитационные циклы, способствующие быстрому восстановлению энергии пласта и фильтрационных свойств, а также образованию новых объемов углеводородных масс. В итоге это обеспечит длительную жизнедеятельность объекта, высокую конечную нефтеотдачу, соблюдение экологических стандартов, а также существенную экономию труда и капитала.
Многие скважины, отдельные зоны и месторождения по разным причинам подлежат ликвидации. Необходима временная консервация этих объектов для осуществления реабилитационных циклов [13-14], после чего станет возможна их повторная эксплуатация (например, в Мексиканском заливе, Северном море, Западной Сибири и др.). Эта идея подтверждена в недавней статье И.А. Дьячука [15]. Однако
механизмы переформирования залежей по принципу капиллярно-гравитационной сегрегации несколько упрощены. Природные процессы намного сложнее.
Особый интерес представляют доломиты в карбонатных толщах, образованных за счет позднего метасоматоза. Наноразмерные метасоматические процессы увеличивают не только пористость, но и проницаемость, способствуют образованию хороших и часто высокодебитных карбонатных коллекторов. Можно инициировать ускоренный техногенный процесс метасоматической доломитизации и создавать или обновлять высокопродуктивные очаги на месторождении [16-18].
Необходимо в различных нефтегазовых районах организовать научно-технологические полигоны, аналогичные полигону GBRN (Global Basin Research Network) у побережья вблизи штата Луизианы, где расположено гигантское месторождение в Мексиканском заливе. Если это слишком затратно или трудно по каким-либо другим причинам, то нужно иметь хотя бы по одной научно-исследовательской скважине на каждом разрабатываемом месторождении.
Нужны постоянные наблюдения в непрерывном режиме за изменениями в самом флюидонасыщенном пласте. Омар Хайям утверждал: «Чтобы избежать одной ошибки, надо сделать тысячу наблюдений и тысячу измерений».
Можно напомнить, что в Кольской сверхглубокой скважине (12 262 м) многие априорные геологические и геофизические модели оказались неподтвержденными.
Разнообразные виртуальные модели (геохимические, сейсмические, математические и др.) не могут достоверно отражать динамику жизни месторождения. Известный специалист по математической статистике профессор Джордж И.П. Бокс отмечал, что, в сущности, все модели неправильны, но некоторые из них бывают полезными» («All models are wrong but some are useful») [19].
Это же четко показал Сяо-Хуи Ву (старший консультант по вопросам моделирования и применения компьютерных технологий в науках о Земле нефтегазовой компании ExxonMobil). В своей работе «Как прогнозировать производительность пласта в условиях геологической неопределенности в нескольких масштабах?» (2015 г.) он утверждал, что снизить источник неопределенности можно, сократив числовые ошибки и ошибки моделирования на основе полевых данных.
Геофлюидодинамический мониторинг земных глубин резко отстает от космического мониторинга. Это отставание может оказаться фатальным для цивилизации!
Рекомендации для практической реализации в ближайшей перспективе:
В настоящее время следует сосредоточиться на рациональной разработке действующих месторождений с целью щадящей выработки остаточной (трудноизвлекаемой) нефти (Improved Oil Recovery), а также на обнаружении новых, в том числе вторичных углеводородных скоплений по всему стратиграфическому разрезу (включая глубинные горизонты и различные породно-флюидные ассоциации) в районах с развитой многоплановой инфраструктурой.
Если этого не сделать, то огромные массы утвержденных остаточных запасов нефти останутся в недрах Западной Сибири до следующих открытий уже ранее открытой нефти.
Для решения всех этих и многих других проблем нужен весь могущественный потенциал российской науки. Недропользование должно быть научно обоснованным.
ЛИТЕРАТУРА
1. Молчанов В.И., Гонцов А. А. Моделирование нефтегазообразования. Новосибирск: ОИ ГГМ, 1992. 246 с.
2. Баренбаум А.А. Научная революция в проблеме происхождения нефти и газа. Новая нефтегазовая парадигма // Георесурсы, 2014. № 4 (59). С. 3-9.
3. Леворсен А. Геология нефти и газа // Под ред. Н.Б. Вассоевича, М.К. Калинко. М.: Мир, «Науки о земле», 1970. Т. 22. 638 с.
4. Еременко Н.А., Чилингар Г.В. Геология нефти и газа на рубеже веков. М.: Наука, 1996. 176 с.
5. Hubbert M.K. Nuclear energy and the fossil fuels // Drilling and Production Practice. American Petroleum Institute, JUNE 1956.
6. KlareМ. Peak oil is dead // Oil and Maritime. June, 2014. P. 36-38.
7. Yergin D. There Will Be Oil // The Wall Street Journal. September 17. 2011.
8. Запивалов Н.П. Динамика жизни нефтяного месторождения // Известия Томского политехнического университета. 2012. Т. 321, № 1. С. 206-211.
9. Запивалов Н.П. Как искать и осваивать нефтяные месторождения в палеозойском фундаменте Западной Сибири (научная концепция, опыт, методика, рекомендации) // Томское отделение СНИИГГиМС: 30 лет на службе Томской геологии: Сб. науч. тр. Новосибирск: СНИИГГиМС, 2002. С. 157-165.
10. Рихванов Л.П. и др. Минералого-геохимические особенности баженовской свиты Западной Сибири по данным ядерно-физических и электронно-микроскопических методов исследований // Известия Томского политехнического университета. 2015. Т. 326, № 1. С. 50-63.
11. Писецкий В.Б. Прогноз флюидодинамических параметров бассейна по сейсмическим данным. Екатеринбург: УГГГА, 2011. С. 12.
12. Ведерников Г.В. Прогноз залежей углеводородов по характеристикам микросейсм: избр. статьи. Новосибирск: Изд-во «Свиньин и сыновья», 2012. 202 с.
13. Запивалов Н.П. Пять неотложных мер нефтедобычи Западной Сибири // Эко: всероссийский экономический журнал. 2015. № 5. С. 111-117.
14. Беднаржевский С.С., Запивалов Н.П., Смирнов Г.И. Реабилитационные циклы нелинейной динамики нефтегазовых месторождений как основа повышения их продуктивности // Наука и бизнес: пути развития. 2015. № 4 (46). С. 27-31.
15. Дьячук И.А. К вопросу переформирования нефтяных месторождений и пластов // Георесурсы. 2015. № 1 (60). С. 39-45.
16. Запивалов Н.П. Инновационные технологии в разведке и разработке нефтегазовых месторождений на основе новой геологической парадигмы // Георесурсы. 2014. № 1 (56). С. 23-28.
17. Запивалов Н.П. Метасоматическая доломитизация и нефтегазоносность карбонатных пород (наноэффекты образования вторичных высокопродуктивных коллекторов) // Наука и технологии в России. 2009. Т. 88, № 2. С. 31-39.
18. Поспелов Г.Л. Парадоксы, геолого-физическая сущность и механизмы метасоматоза. Новосибирск: Наука СО, 1973. 356 с.
19. Box G.E.P., Draper N.R Empirical Model Building and Response Surfaces. John Wiley & Sons, New York, NY, 1987. 424 p.
