CC BY
12
И. И. Нестеров
Западно-Сибирский филиал института геологии нефти и газа СО РАН
НОВЫЕ ОБЪЕКТЫ И ТЕХНОЛОГИИ ПРОИЗВОДСТВА ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО СЫРЬЯ В XXI ВЕКЕ
Традиционные энергетические ресурсы в новом столетии постепенно будут уступать нетрадиционным, из которых главными будут неиспользуемые сегодня соединения углерода и водорода, а позднее - гравитационная энергия Земли и космоса. Для вовлечения в производство нетрадиционных ресурсов особое внимание следует уделять изучению природных процессов и созданию на их базе новых инженерных технологий с максимальным использованием свойств недр и космоса.
Из традиционных и нетрадиционных энергетических ресурсов особое значение имеет энергия неспаренных электронов в органических соединениях: искусственная нефть в пластовых условиях недр, энергия органических соединений при переработке горючих сланцев, угля, торфа, древесины и др., тяжелые остаточные нефти и др.
Для изучения природных процессов, связанных с формированием залежей углеводородного сырья, потребуется переход на использование новых, более информативных параметров и новых закономерностей, наблюдаемых при поисках, разведке и разработке залежей нефти и газа.
Первое - это пространственное взаимоотношение газообразных и жидких углеводородов в седиментацион-ном бассейне, которое заключается в преобладании газа в верхних частях разреза и на окраинах бассейна. Другими словами - при прочих равных условиях, из одного и того же класса органического вещества, с увеличением катагенеза последовательно формируется следующий ряд залежей: сухого газа; тяжелых нафтеновых нефтей; жирного газа; нефтегазовых, газоконденсатных; нефтегазо-конденсатных; нефтяных. Существование в этом ряду газоконденсатных залежей за счет деструкции нефтяных -маловероятно. Для органического вещества восстановленного ряда, способного воспроизводить углеводороды, последовательность ряда смещается в сторону условий с меньшими стадиями катагенеза по сравнению с органикой, накапливается в окислительной обстановке.
На рисунке 1 приведен график изменения содержания элементных углерода и водорода в керогене рассеянного органического вещества. Обращает на себя внимание факт общего уменьшения содержания водорода и увеличения углерода с увеличением катагенеза, при росте концентраций водорода на меньших стадиях катагенеза с увеличением номера класса органического вещества. Эти две генеральных, противоположных по своей сути закономерности определяют пространственное распределение ресурсов жидких и газообразных углеводородов в любом седиментационном бассейне.
Второе - это распределение углеводородных ресурсов по вертикальному разрезу и латерали. По разрезу и латерали концентрация ресурсов определяется наличием ловушек, и здесь нет никаких видимых закономерностей по используемым методам прогноза. Из тысячи ловушек с объемом более 1 млн баррелей жидких флюидов залежи углеводородного сырья встречаются только в одной. Остальные 999 ловушек - водоносные без признаков нефти и газа. Традиционные технологии прогноза
стремятся обосновать только перспективные на нефть и газ ловушки, хотя по используемым критериям локального генетического прогноза и остальные 999 «пустых» ловушек не отличаются от «перспективных». Для создания новой технологии в первую очередь необходимо создать методы прогноза локальных структур и количества в них пластовых и барьерных ловушек.
В таблице приведены результаты анализа региональных и локальных сейсмических карт и профилей. Один из главных выводов заключается в том, что величина средней линейной моды дискретна, и соответственно дискретны и размеры структур различных порядков. Этот вывод дал возможность вывести закономерность дискретного распределения тектонических структур различного ранга, которая описывается графически и аналитически. Уравнение, определяющее ограничительную линию (№) количества тектонических объектов в каждом дискретном треугольнике в зависимости от логарифма
Ст»4ии
V л ч.'м.^у
щппна
Рис. 1. График изменения содержания элементных углерода и водорода в керогене ОВ осадочных пород при катагенезе.
Изменение содержаний: 1 - водорода; 2 -углерода; 3 - условная граница гумолитов и сапропелитов; 4 -классы типов ОВ; 5 - предельная линия, где сумма содержания водорода и углерода составляет 100 %.
средней площади (Б) этих объектов, имеет вид
№ = е 9,5939 _ 0,5256 1п8 (1)
Например, Западно-Сибирский бассейн по площади й объему пород относится к типу гиперпланетарных, и, соответственно, в пределах его можно прогнозировать почти 65 тысяч локальных объектов с 5 - 6 млн ловушек, с объемом пустотного пространства каждой более 1 млн куб. м жидких флюидов. Без каких-либо расчетов, только по вышеприведенной статистике в Западной Сибири можно предполагать почти 50-60 тыс залежей углеводородного сырья традиционного типа.
График и уравнения расчета количества тектонических объектов разной величины могут быть использованы для бассейнов любых размеров. Для этого рассчитывается площадь седиментационного бассейна, и по логарифму ее на горизонтальной оси проводится линия, параллельная уравнению (1), которая сверху ограничивает количество объектов разного ранга. При этом в математических уравнениях меняется только величина свободного члена, угловой коэффициент остается прежним.
Третье - это распределение залежей углеводородных ресурсов по стратиграфическим горизонтам. В каждом бассейне и регионе имеются региональные стратиграфические уровни, к которым приурочены залежи нефти и газа. Например, в Западной Сибири такие уровни приурочены к кровле тюменской 2), васю-ганской (12с1 - .1,охГ), покурской (К(ар1 - К,сеп), ипатовской (К,сп-я1:) свитам, а также к группам пластов БС10 (К,уа1) и Ю0 (^к-К.Ьег) и их аналогам. Очевидно, это связано с палеогеографией и типом исходного органического вещества, не всегда зависимым от условий (морских, континентальных) его накопления и размеров ловушек. Тип органического вещества является более определяющим параметром прогноза нефтегазоносное™, чем параметры статической тектоники, основой которой является антиклинальная гипотеза формирования залежей. Отсюда следует главный вывод - в каждом типе органического вещества («сапропелевом» или «гумусовом») и даже более дробных классах их всегда присутствуют органические соединения, способные генерировать нефть и газ.
На рис. 1 классы органического вещества сгруппированы с постоянной дискретностью по водороду через 0,5% и по углероду - 2,0 %. Это чисто условное распределение. Более правильным было бы определение в любом органическом веществе индивидуальных соединений или их групп с определением их дискретного распределения, и по этой величине выделять классы органических соединений, каждый из которых в определенных термобарических условиях имеет свой энергетический уровень и способен производить определенное количество углеводородных и жидких гетерогенных и га-
зообразных соединений определенного состава.
К числу таких наиболее информативных показателей, определяющих нефтегазоносность пластовых систем, относится количество метальных и метиленовых групп в одном грамме керогена органического вещества и энергетическое состояние его, определяемое по концентрации парамагнитных центров на приборах электронно-па-рамагнитного резонанса. Следует отметить, что в исходном органическом веществе (здоровых клетках живых растений и животных, включая человека) неспаренных электронов, метальных и метиленовых групп, также как и метана - нет, или они присутствуют в количествах ниже уровня точности приборов, используемых в геологии нефти и газа. Но уже на стадии диагенеза в илах и почвах появляются эти соединения в количествах до (10 - 20) Ю20 шт/грамм или до (1- 5) 1017 спин/грамм. Максимальное суммарное содержание метальных (~СН3) и метиленовых (-СН2-) групп в одном грамме керогена возрастает от нуля в исходном органическом веществе до (210 -220) 1020 на стадии начала газовой стадии катагенеза по шкале угля. При этом рост числа групп (-СН,-) происходит до границы БЗ и БД, а групп (-СН3) - до середины
Рис. 2. Изменение парамагнитных центров при катагенезе.
ШРОКИЙ СПЕКТР ЭПР ГГГ.Г*
М ВОЗДУХЕ
ШЙТОКИЛ СПЕКТР ЭПР "ГЛВ* В ВАКУУМЕ
I
НО 130 130 НО ИЮ ПОКАЗАТЕЛЬ ОТРАЖЕНИЯ ВИТР1ЛИ ИТА В ВОЗДУХЕ : К"7.
ГО 180 190 200 810
НК2НК
ГЕН
>нкз скг ЬдчпкЫДЕЗ! пк« |пка|
¡1 Ба I Д I г (
I ""а
НЫд | КМ4
стадии Г по угольной шкале катагенеза. После этих граничных пределов наблюдается падение концентрации как метиленовых, так и метальных групп.
На рис. 2 приведены усредненные кривые изменения парамагнитных центров (ПМЦ) с увеличением катагенеза органического вещества. В керогене рассеянного в породах органического вещества концентрация ПМЦ увеличивается в исходном веществе до 2 1020 спин/г на границе БД и Г и резко снижается уже к концу газовой стадии катагенеза. В бурых и каменных углях рост ПМЦ происходит до границы тощих углей и полуантрацитов, и это обеспечивает генерацию в основном метана без жидких углеводородных продуктов.
Для оценки роли температуры и давления в процессах нефтегазообразования были проведены лабораторные исследования на керогенах из глинистых битуминозных
Уровни Количес- Средняя Интервал Средняя Количество Суммарная
организа- тво уров- линейная линейной площадь, площадей площадь
ции ней мода, км моды, км 2 км объектов, км2
1 2 3 4 5 6 7
1,1 3 0,49 0,42-0,56 0,21 19 400 4 082
1,2 3 0,68 0,59-0,77 0,42 11 400 4 748
1,3 3 0,97 0,85-1,09 0,85 7 500 6 378
2,1 3 1,38 1,20-1,55 1,70. 6 000 10 208
2,2 3 3,18 2,60-4,01 3,17 4 650 14 732
2,3 3 6,83 5,20-8,70 6,74 3 900 26 300
3,1 3 11,90. 10,4-14,5 12,14 3 250 39 440
3,2 3 27,30. 20,8-34,0. 26,86 2 450 65 820
3,3 3 57,80. 41,6-73,6 56,98 1 950 111 110
4,1 3 101,70. 83,2-130-9 98,06 1 420 139 243
4,2 3 219.60 162,4-291,4 207,60. 710 147 423
4,3 3 400,70. 324,8-476,6 386,70. 270 104 414
5,1 3 678,00. 649,6-706,3 676,90. 158 106 946
5,2 3 1 444,00. 1299-1589 1 431,90. 77 110 973
6,1 3 3 248,00. 3598-3897 3 145,00. 38 119 502
6,2 3 5 852,00. 5196-6509 5 828,00. 27 157 361
7,1 1 10 393,00. 10393 10 393,00. 10 103 930
8,1 1 20 787,00. 20787 20 787,00 6 124 722
Всего: 1-3. — 0,42-20787 0,2-20787 63 216 —
1,1-1,3 9 0,71 0,42-1,09 0,397 38 300 15 208
1,3-2,3 9 3,80. 1,38-6,83 3,522 14 550 51 240
3,1-3,3 9 32,80. 10,4-73,6 28,28 7 650 216 370
4,1-4,3 8 240,00. 83,2-476,6 163 2 400 391 081
5,1-6,2 8 2 805,00. 649,6-6509 1 647 300 493 982
7-8. 2 15 590,00. 10393-20787 14 291 16 228 652
2,1-8 2-9. 3 734,00. 1,38-20787 55,44 24 916 1 381 325
пород низов майкопской свиты Ставропольского края, баженовской и кузнецовской свит Западной Сибири. При одновременном воздействии температуры и давления от 600 до 1500 °С и от 20,0 до 100,0 МПа на каждом этапе производилось определение жидких новообразованных и газообразных углеводородов. По результатам этих опытов наиболее благоприятные условия для нефтегазооб-разования отмечаются при температурах 90 - 1000 °С и горном давлении 55 - 65 МПа. За пределами этих критических условий количество новообразованных углеводородов скачкообразно быстро уменьшается. По результатам опытов нами сформулирован основной закон рассеянного нефте- (битумо-) газообразования - температура, в основном, способствует образованию газообразных углеводородов, а давление смещает реакции в сторону образования более тяжелых соединений, включая жидкие, вплоть до полного прекращения реакций. Другая серия лабораторных исследований преследовала цель -выявить параметры формирования промышленных скоплений углеводородного сырья. За основу было принято предположение, что нефть и газ образуются за счет энергии стабилизации магнитного поля неспаренного электрона вокруг ядер углерода. Для этого керогены из рассеянного органического вещества и угли подвергались бомбардировке пучков электронов в электронной пушке. В результате установлено, что если в органическом веществе имелись достаточные концентрации парамагнитных центров, то при облучении возникала цепная взрывная реакция с почти мгновенным образованием газообразных продуктов реакции, состоящих в основном из метана и водорода с примесью более тяжелых углеводородов, вплоть до жидких. При облучении электронами органического вещества (антрациты), не содержащего парамагнитных центров, видимых следов преобразования его не отмечено. Облучение электронами производилось без учета давления и температуры.
Из вышеприведенной серии лабораторных исследований были намечены основные технологические пара-
метры природных процессов формирования залежей углеводородного сырья, - в пластовой системе с фиксированными термобарическими условиями необходимо органическое вещество с достаточной концентрацией парамагнитных центров и создание условий для облучения его потоком электронов, которые возникают при изменении напряженного состояния пород, вмещающих природные залежи нефти и газа. Для создания инженерной технологии выбираются пластовые системы с естественными природными условиями (температура, давление, наличие органического вещества с расчетными концентрациями парамагнитных центров) и искусственно создаются условия, имитирующие тектонические процессы с изменением напряженного состояния пород.
Такие процессы создаются при гидроразрыве пластовой системы специально подготовленными растворами с закреплением вновь образованного порового пространства фобизированными проппан-тами или высокопрочным песком с окатанными зернами минералов и пород. При определенной скорости гидроразрыва пластовой системы в ней возникают мощные электромагнитные поля с потоком электронов, которые взаимодействуют с неспаренными электронами органического вещества пород, образуя жидкие и газообразные соединения углеводородного сырья. Все параметры инженерной технологии могут быть достаточно точно рассчитаны на проектной стадии работ.
В Западной Сибири для получения в рентабельных промышленных количествах техногенной нефти наиболее благоприятны пластовые системы баженовской свиты с природной плитчатостью и листоватостью пород. В других районах такие условия имеются в породах низов майкопской свиты Предкавказья; южного и восточного побережья Англии в отложениях киммериджской формации; в отдельных разрезах сланцев грин-ривер США; горючих сланцев Ленинградской области и др.
В Западной Сибири по вышеприведенной технологии в скв. 592-Р Салымской площади произведен промышленный эксперимент. В скважине были проведены все известные способы возбуждения притока нефти из отложений баженовской свиты, вплоть до использования нефтяной ванны. По результатам испытаний не было зафиксировано никаких нефтегазопроявлений. Затем в баженовских битуминозных глинах был произведен гидроразрыв с закачкой в пласт проппанта при давлении 41,2 МПа. После этого скважина начала фонтанировать нефтью с дебитом 60 м3/сут. Через 10 дней дебит снизился до 26 м3/сут. В этом режиме пласт работал 1,5 года. Такие результаты получены в ОАО «Сургутнефтегаз» и др.
По предварительным расчетам в Западной Сибири техногенные ресурсы нефти баженовской свиты составляют не менее 60 млрд тонн. В Предкавказье можно добыть около 10 млрд т такой нефти, в Англии - около 15 млрд т. Для оценки техногенных ресурсов нефти глинистых битуминозных пород мира необходимо произвести специальные эксперименты. Уверен, что ресурсы техногенной нефти черных сланцев земной коры не менее внушительны, чем в традиционных карбонатных и терри-генных коллекторах.
