CC BY
605
УДК 553. 983
Л.Д. Цветков, Н.Л. Цветкова
Сланцевая нефть России
Началом современной промышленной разработки сланцевых углеводородов (сначала газа, а затем и нефти) принято считать 2002 г., когда в США началось бурение горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом и закачкой пропантов [1, 2]. Это событие при всей его значимости не должно затмевать того факта, что добыча сланцевых нефти и газа в мире из поверхностных обнажений с помощью вертикальных скважин началась на 200-250 лет раньше.
Первой нефтегазоматеринской сланцевой формацией, признанной в науке, является российская доманиковая свита (семилукский горизонт франского яруса верхнего девона), о которой еще в 1692 г. сотрудник голландского посольства в России Николаас Витсен писал, что на р. Ухта (Тиманский кряж, Республика Коми) из воды выделяется нефть, и здесь же находится порода доманик, которая горит наподобие свечи [3]. В 1745 г. Федор Прядуков из доманиковой свиты начал добычу нефти и построил первый в мире небольшой нефтеперегонный завод. В 1855 г. здесь была пробурена первая (на сланцевые углеводороды) скважина глубиной 50 м.
В Северной Америке первая промышленная газовая скважина в черных сланцах девонского возраста была пробурена в 1821 г. во Фредонии, штат Нью-Йорк. В сланцевых плеях Хайнесвилл и Нью-Олбани добыча природного газа с использованием вертикальных скважин ведется более 100 лет, в плее Антрим - около 70 лет, в плее Барнетт - с 1981 г. [2].
Вопрос об объемах добычи сланцевых нефти и газа в СССР и России с помощью вертикальных скважин специально не изучался. Однако следует напомнить, что только из одной сланцевой толщи России - среднеэоценовой кумской свиты в Краснодарском крае - с середины ХХ в. было добыто более 85 млн т нефти и более 35 млрд м3 газа.
В настоящее время в России в наибольших масштабах сланцевая нефть добывается компанией «Салым Петролеум Девелопмент» (совместное предприятие концерна «Шелл» и российской нефтяной компании «Эвихон») из баженовской сланцевой формации Западной Сибири. В 2011 г. на трех разрабатываемых месторождениях (Западно-Салымское, Верхне-Салымское, Ваделыпское) было добыто 8,4 млн т нефти (по данным компании «Салым Петролеум Девелопмент»). Накопленная добыча нефти на начало 2013 г. (за семь лет разработки) составила около 45 млн т.
В тектоническом отношении Салымское поле сланцев баженовской свиты и вмещающих их пород приурочено к Салымскому куполовидному поднятию с амплитудой до 150 м. Это обстоятельство, менее значимое для сланцев, во многом определяет нефтеносность подстилающих их средне-верхнеюрских и перекрывающих нижнемеловых неокомских отложений. Всего выявлено, включая баженовские сланцы, 9 нефтяных залежей на глубине от 2200 до 3000 м. Средняя глубина скважин в 2011 г. составила 3036 м со средним углом ствола 47°. Максимальная достигнутая глубина - 3675 м.
По состоянию на 2000 г., т.е. до начала реализации проекта «Салым Петролеум Девелопмент», в скважинах Салымского поля были испытаны 350 объектов, из них в собственно баженовской свите - 9 %, в комбинации с вышележащими породами -63 %, в комбинации с нижележащими - 20 % [4].
В настоящее время дебиты скважин в пределах Салымского сланцевого поля колеблются в очень широких пределах - 0,1^1 т/сут (15 %), Н5 т/сут (28 %), 5^10 т/сут (22 %), 10^100 т/сут (21 %), более 100 т/сут (14 %). Средний дебит скважин - около 30 т/сут.
Ключевые слова:
сланцевая нефть, баженовская свита, Салымское сланцевое поле, доманиковая свита, кумская свита, куонамская свита, малгинская свита, иниканская свита.
Keywords:
shale oil, the Bazhenov formation,
Salymskoe shale field,
Domanik formation,
Kumskaya formation,
Kuonamskaya
formation,
Malginskaya
formation,
Inikanskaya
formation.
№ 5 (16) / 2013
220
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Баженовская свита, которая рассматривается в качестве основного источника углеводородов (УВ) для формирования месторождений нефти и газа в меловых отложениях Западной Сибири, на дневной поверхности не обнажается, она вскрыта более 5000 скважин. Нижняя граница распространения битуминозных пород соответствует основанию среднетитон-ского подъяруса (верхняя юра). Верхний предел их развития в разных частях региона изменяется от среднего берриаса до готерива. По одной из российских оценок [5], прогнозные ресурсы сланцевой нефти баженовской свиты в Западной Сибири составляют около 9,7 млрд т. По данным Энергетического информационного агентства США (июнь 2013 г.), извлекаемые ресурсы сланцевой нефти баженовской свиты Западной Сибири оцениваются в 75 млрд барр. (более 10 млрд т). Для сравнения: извлекаемые ресурсы крупнейшего месторождения сланцевой нефти формации Баккен в США оцениваются в 3,8 млрд т.
При освоении ресурсов сланцевых УВ необходимо обратить внимание на два обстоятельства.
Во-первых, нефть и газ, как правило, извлекаются не только из самих сланцев, но также из соседних пород иного состава (песчаников, известняков и т.п.), залегающих ниже или выше. Например, разработка нефти сланцев Баккен (США и Канада) включает помимо двух горизонтов собственно сланцев Верхнего и Нижнего Баккена толщиной, соответственно, 7,0 и 15,2 м и залегающую между ними толщу Центрального Баккена толщиной 26 м (представленную переслаиванием известняков, алевролитов, песчаников, доломитов), а также залегающие выше них песчаники Санита свиты Три Форкс толщиной 76,2 м. В сланцевом поле Хайнесвилл (США) газ получают не только из самих сланцев толщиной 46^122 м, но также из залегающих выше песчаников Коттон Велли и ниже известняков Смэкоувер. В сланцевом поле Барнетт помимо добычи газа из черных сланцев толщиной 60^90 м ведется добыча нефти из залегающей выше терригенной формации Бенд Конгломерейт. Аналогичная ситуация наблюдается и в Салымском сланцевом поле.
Во-вторых, применение более совершенных техники и технологий позволяет резко повысить эффективность всех работ и, соответственно, снизить их себестоимость.
Так, использование технологии компании «Шелл» позволило в короткий период освоения Салымского поля сланцев баженовской свиты сократить время бурения одной скважины с 30 до 10 суток (рекордное достижение - 4,5 суток). В ноябре 2011 г. на скважине SVA-6331 Ваделыпского участка (месторождения) за один рейс осуществлен непрерывный отбор керна длиной 60,76 м. Несколькими годами ранее для этого требовалось выполнить шесть рейсов.
По возрасту, а также по отношению к глобальной структуре Атлантического и Северного Ледовитого (Арктического) океанов баженовская свита является аналогом сланцевых формаций Вака Муэрта (Vaca Muerta) в Аргентине и Хайнесвилл (Haynesville) в США [2].
Европейская часть России
Наиболее крупные извлекаемые ресурсы ожидаются в северо-восточной и южной частях этой территории, в частности в верхнедевонской доманиковой свите Тимано-Печорской провинции и среднеэоценовой кумской свите Ахтырской зоны Северо-Кавказской провинции [6].
На палеозойском этапе геологического развития северо-востока Европейской части России (Тимано-Печорская плита, Уральское и Пайхой-Новоземельское складчатые сооружения) могут быть намечены следующие семь этапов формирования сланцевых нефтегазоматеринских толщ: верхнекембрийский, среднеордовикский, верхнеордовикский, верхнесилурийский, верхнедевонский, нижнекаменноугольный, верхнекаменноугольный.
Соответствующие этим этапам сланцевые нефтегазоматеринские толщи были впервые выделены и описаны авторами настоящей статьи [2].
Доманиковая свита является одним из наиболее изученных объектов сланцевой нефти. До последнего времени она рассматривалась только в качестве традиционного источника нефти и газа - с трещинными, поровыми и кавернозными коллекторами. В Тимано-Печорской провинции промышленные залежи нефти и газа (традиционного типа) в сланцах доманиковой свиты установлены на 14, а непромышленные притоки известны на еще большем числе месторождений. Накопленная добыча сланцевой нефти из этих месторождений составляет около 1 млн т.
№ 5 (16) / 2013
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
221
Суммарный нефтегазовый потенциал домани-ковой свиты с традиционных позиций оценивается в 140^150 млн т у.т [6]. Извлекаемые запасы по отдельным залежам колеблются от 0,1 до 14,0 млн т (в среднем Н3 млн т). Максимальные дебиты нефти в скважинах достигали 100^140 т/сут. Средняя глубина залегания доманиковой сланцевой формации -3000^3500 м, для нее характерны аномально высокие пластовые давления.
Если рассматривать доманиковую свиту Тимано-Печорской провинции в качестве источника нетрадиционной сланцевой нефти, то при минимальных значениях подсчетных параметров (площадь - 100 тыс. км2, толщина -10 м, содержание извлекаемой нефти - 1 кг/м3) величина извлекаемых ресурсов может составить около 1 млрд т.
Кумская свита среднеэоценового возраста наиболее перспективна в отношении сланцевой нефти в Ахтырской зоне южного борта Западно-Кубанского прогиба (Северный Кавказ) [7-9]. Ахтырская зона, распространенная между меридианами городов Анапа и Белореченск (длиной около 250 км и шириной около 15 км), состоит из двух отрезков северозападного простирания и широтного отрезка между ними (рис. 1). Открытие нефтеносности кумской свиты состоялось в 1965 г. на Левкинской площади скв. 785, которая фонтанировала нефтью (дебит - до 3500 т/сут). Всего в Ахтырской зоне было открыто около 60 традиционных месторождений нефти и газа, накопленная добыча УВ за полвека разработки составила примерно 85 млн т нефти и 35 млрд м3 газа, остаточные запасы (по имеющимся оценкам традиционных нефти и газа) -около 50 млн т у.т.
В центральном участке Ахтырской зоны кумская сланцевая свита прибретает ряд особенностей, которые отсутствуют в других районах Северного Кавказа: увеличение мощности (на порядок), преобладание тонкого флишоид-ного переслаивания (аргиллитов, алевролитов, песчаников, мергелей), увеличение содержания органического углерода (до 6^8 %) и катагенетическое преобразование при температуре 120^170 °С. Эти особенности хорошо выражены на Левкинском месторождении.
На рис. 2, 3 приведены структурная карта кровли кумской сланцевой формации и субмеридиональный геологический разрез Левкинского нефтяного месторождения, которые отража-
ют надвиг орогенно-складчатых структур Кавказа на южный борт Западно-Кубанского прогиба. Показано, что в южном направлении кум-ская сланцевая формация уходит под аллохтонную пластину надвига, а в северном (в пределах Западно-Кубанского прогиба) погружается на глубину 6^7 км и более. Фронтальная часть надвига на южном борту Западно-Кубанского прогиба образует вертикальный уступ в 2,5^3,0 км. Амплитуда горизонтального перемещения Ахтырского надвига составляет не менее 6^7 км, что предполагает широкое распространение под надвигом нефтенасыщенной кумской сланцевой формации, находящейся в условиях высоких давлений и температур. Наиболее полный разрез кумской сланцевой формации (698 м) вскрыт скв. 250-Левкинская (забой 6755 м) в интервале разреза 4222^4920 м (сверху вниз):
• 4222^4340 м - аргиллиты темно-серые, иногда с буроватым оттенком, с редкими слоями мергелей толщиной до 20 см;
• 4340^4505 м - чередование слоев песчаников, алевролитов и аргиллитов. Аргиллиты черные, слоистые. Толщина слоев песчаников и алевролитов - до 10 см, редко - до 0,5 м, в отдельных случаях - до 1,5^5,0 м;
• 4505^4642 м - аналогичное чередование слоев алевролитов и аргиллитов;
• 4642^4705 м - аргиллиты;
• 4705^4920 м - чередование слоев глинистых мергелей и аргиллитов с редкими прослоями алевролитов в нижней части.
Скважина 80-Левкинская (глубина - 5815 м) обнаружила в зоне трещиноватых пород кум-ской свиты нефтяную залежь (дебит нефти -до 95 т/сут).
В основании разреза кумской сланцевой свиты скв. 250-Левкинская отмечается стратиграфическое несогласие. Из разреза выпадает керестинская свита, сокращена мощность подстилающей хадыженской свиты.
По имеющимся геологическим данным, формирование кумских отложений происходило в восстановительной и резко восстановительной среде в небольшом изолированном от океана бассейне в условиях его некомпенсированного прогибания. Снижение сноса обломочного материала в кумское время способствовало накоплению в тонкозернистых илах большого количества органического вещества сапропелевого типа, что подтверждается геохимическими исследованиями [10].
№ 5 (16) / 2013
222
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
предполагаемая площадь распространения среднеэоценовых сланцевых УВ
границы тектонических элементов
Структуры
перспективные, подготовленные к бурению и разведанные
неразведанные
выведенные из бурения и выработанные месторождения
Месторождения
3 - Аманатская
27 - Вербовая
37 - Восточно-Абинская
40 - Восточно-Арнаутская
42 - Восточно-Бедняцкая
57 - Восточно-Даманская
63 - Восточно-Ильская
71 - Восточно-Красногорская
78 - Восточно-Львовская
81 - Восточно-Медовская
85 - Восточно-Мингрельская
97 - Восточно-Украинская
119 - Григорьевская
126 - Даманская
143 - Западно-Варавенская
164 - Западно-Мингрельская
176 - Западно-Северская
183 - Западно-Федоровская
186 - Западно-Холмская
250 - Мелиховская
290 - Оболонская
310 - Псифская
326 - Северо-Аманатская
330 - Северо-Баканская
359 - Северо-Смоленская
367 - Северо-Холмская
369 - Северо-Черноморская
385 - Стефановская
419 - Шебшская
434 - Южно-Варавенская
474 - Южно-Федоровская
М-1 - Абино-Украинское М-2 - Абинское М-5 - Азовское
М-8 - Анастасиевско-Троицкое
М-12 - Ахтырско-Бугундырское
М-31 - Восточно-Северское
М-43 - Дообское
М-66 - Зыбза-Глубокий Яр
М-67 - Илич
М-69 - Ильская Долина
М-71 - Ильское Новое
М-75 - Калужское
М-80 - Кеслеровское
М-86 - Крымское
М-87 - Кудако-Киевское
М-89 - Кулинско-Южно-Карское
М-98 - Левкинское
М-115 - Новодмитриевское
М-131 - Свободненское
М-132 - Северо-Азовсколе
М-134 - Северо-Ахтырское
М-138 - Северо-Крымское
М-143 - Северо-Новодмитриевское
М-150 - Северское Южное
М-151 - Северско-Западно-Афипское
М-157 - Старокалужское
М-166 - Украинское
М-175 - Холмское
М-181 - Шептальское
Рис. 1. Ахтырское поле сланцевых углеводородов среднеэоценовой кумской свиты (на основе карты месторождений и перспективных структур Краснодарского края
и прилегающих акваторий Азовского и Черного морей, 2009)
№ 5 (16) / 2013
№5(16)/2013
ЕЕ]
фронт Ахтырского надвига тектонические нарушения
залежи нефти в зонах трещиноватости кумской свиты: а - установленные; б - предполагаемые
о скважины, вскрывшие кумскую свиту • скважины с промышленным притоком нефти X сверхглубокая скв. 250-Левкинская —геологический разрез по линии I-I
Рис. 2. Структурная карта кровли автохтонной части кумской свиты (по реперу RKp, сейсмогоризонту F5) в пределах Левкинского нефтяного месторождения в Краснодарском крае
го
го
со
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
№5(16)/2013
ГО
го
250
И
Ахтырский надвиг
разрывные нарушения
ЕЕЗ
сейсмические
горизонты
Е
репер кумской
свиты (RJ
залежи нефти в зонах X %%% трещиноватости Кумской свиты
залежи нефти во фронтальной части Ахтырского надвига
промышленные притоки нефти
к-is буровые скважины ^ (номер скважины 312 и глубина забоя)
Рис. 3. Геологический разрез по линии I-I через Левкинское нефтяное месторождение (Краснодарский край)
Научно-технический сборник - ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
225
Кумская свита, характеризующаяся в ее тонкослоистой терригенной части высоким содержанием катагенетически преобразованного органического углерода, согласно терминологии североамериканских геологов, является типичной сланцевой формацией с нетрадиционными залежами сланцевой нефти. В зонах высокой трещиноватости формируются месторождения нефти традиционного типа.
По данным геохимических исследований пород кумской свиты, содержание органического углерода в аргиллитах колеблется от 0,36 до 8,07 %, в алевролитах - от 0,52 до 2,03 % (при средних значениях 2,1 %).
В разрезе скв. 250-Левкинская Левкинского месторождения нефтенасыщение приурочено к тонкослоистой толще (интервал - 4340^4642 м, мощность - 302 м) из чередующихся аргиллитов, алевролитов и песчаников, содержащей до 45 пластов толщиной от 0,3 до 5,0 м (19 % общей мощности). Тип коллектора традиционных массивных нефтяных залежей трещинный и порово-трещинный. Начальные запасы традиционной нефти (1,4 млн т) к настоящему времени в основном выработаны (1,1 млн т).
Оценка извлекаемых ресурсов сланцевой нефти кумской свиты центрального (широтного) участка Ахтырской зоны была выполнена двумя независимыми методами с использованием:
• геохимических данных о наличии на глубине 5000 м нефти в количестве 5^9 кг/м3 (минимальная величина извлекаемой нефти на 1 м3 породы составляет 1,0 кг) [10];
• объема трещиноватой зоны наиболее крупной залежи Левкинского месторождения (3500 х 700 х 265 м) и ее запасов, подтвержденных фактической добычей (1,1 млн т) (минимальная величина извлекаемой нефти на 1 м3 породы составляет 1,5 кг) [7-9].
Полученные этими методами величины извлекаемых ресурсов нефти равны соответственно 169 и 253 млн т. Для кумской свиты Ахтырской зоны южного борта ЗападноКубанского прогиба извлекаемые ресурсы сланцевых УВ в целом могут составить до 500 млн т в нефтяном эквиваленте. Сравнение этой величины нетрадиционных УВ с накопленной добычей традиционных нефти и газа в 120 млн т у.т. является очень красноречивым. Извлекаемые ресурсы сланцевых УВ, остающиеся в недрах, как минимум в 2^3 раза превышают накопленную добычу.
Рифейские сланцевые толщи (горизонты) распространены в авлакогенах ВосточноЕвропейской платформы, а также в Предуральском краевом прогибе. Наибольший практический интерес представляют сланцы Среднерусского авлакогена на севере Ярославской области. Здесь (в районе г. Данилов) бурением установлено нефтепроявление в ледниковых отложениях нижнего венда на глубине около 3000 м, единственным возможным объяснением которого является вертикальная миграция нефти из залегающей ниже (глубина -4500^4700 м) сланцевой нефтематеринской толщи (рис. 4, 5) [2]. По мнению авторов статьи, величина извлекаемых ресурсов рифей-ской сланцевой нефти Ярославской области в объеме 25 млн т является спекулятивной.
В настоящее время нет полной оценки извлекаемых ресурсов многочисленных сланцевых нефтематеринских толщ Европейской части России (включая Урал и Кавказ). Вероятно, не будет большой ошибкой оценить общие извлекаемые ресурсы сланцевой нефти этого региона в 5 млрд т. Такой ресурсный потенциал, рассредоточенный по многочисленным сланцевым плеям, не способен оказать решающего влияния на долговременные перспективы развития нефтяной индустрии России.
Западная Сибирь
В связи с глубоким (6,5 км) параметрическим бурением на п-ове Гыдан авторами статьи рассмотрены нефтегазоматеринские сланцевые толщи Севера Западной Сибири. В слабоизученном глубокопогруженном палеозойском осадочном комплексе предполагается наличие таких же сланцевых толщ, как и в Тимано-Печорской провинции.
В мезозойской части разреза намечается 12 потенциально нефтегазоносных сланцевых толщ. Наиболее молодая из них представлена темно-серыми и черными алевритовыми аргиллитами толщиной 7 м, залегающими в кровле туронского яруса и соответствующими пику позднетуронской трансгрессии.
Наиболее характерной является кузнецовская сланцевая формация (нижний турон), сложенная черными аргиллитами и битуминозными сланцами толщиной около 20 м, изученными в обнажениях устья р. Енисей. Считается, что эта толща, залегающая на глубине 700^900 м в центральной части п-ова Гыдан, отражает глобальное бескислородное событие [11].
№ 5 (16) / 2013
226
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Разрез I-I Разрез П-П
разрывы
пути миграции УВ
предполагаемая залежь УВ
скважины
проектная скважина
Рис. 4. Геологический разрез южного борта Среднерусского авлакогена:
I-I - Молоковский участок; II-II - Даниловский участок
№ 5 (16) / 2013
Глубина,
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
227
з
380
370
Pz
1000
2000
3000
4000
/ ^2-3 /
•* 5000
8000
PR,
9000
10 000
AR
I Северо-Даниловское поднятие I
л.
Даниловская площадь Марьинская скв.
-----------д_
предполагаемые интрузивные тела, выделенные по группам отражателей, наблюдаемых в нижних частях разреза
отражающие границы: а - в осадочном комплексе палеозоя; б - в осадочном комплексе венда, рифея и слабометаморфизованном комплексе нижнего протерозоя
пластовые скорости, применявшиеся v„ - 4200 м/с для глубинных построений
(расчитанные по данным ОГТ и СК)
буровые скважины
Рис. 5. Фрагмент сейсмогеологического разреза по профилю II-II
№ 5 (16) / 2013
228
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
К нефтегазоматеринским, возможно, следует отнести и существенно аргиллитовую нейтинскую пачку средней части разреза та-нопчинской свиты баррем-аптского возраста, а также аргиллиты арктической толщи в при-кровельной части сортымской свиты (готе-рив - баррем). Нефтегазоматеринской является верхнеберриасская сланцевая формация микрослоистых и слабобитуминозных аргиллитов (подачимовская толща) и, конечно же, верхнетитонско-среднеберриасская баженовская свита.
В разрезе средней юры к нефтегазоносным сланцевым толщам относятся аргиллиты леонтьевской и лайдинской (радомская пачка) свит.
В разрезе нижнего отдела юрской системы к нефтегазоматеринским сланцевым толщам могут быть отнесены слабобитуминозные аргиллиты с прослоями алевролитов в верхней части котухтинской свиты (аналог тогурской пачки более южных районов), а также глинистые сланцы левинской свиты.
В разрезе триасовой системы нефтегазоматеринские сланцевые толщи, представленные тонкослоистыми аргиллитами, известны в верхней и нижней частях пурской свиты. В разрезе сверхглубокой скв. 7-Ен-Яхинская они встречены, соответственно, в интервалах 6056-6159 и 6394-6504 м.
Таким образом, в мезозойской части разреза на севере Западной Сибири намечается 12 нефтегазоматеринских сланцевых толщ, требующих детального изучения. Оценка общего объема извлекаемых ресурсов сланцевой нефти палеозойских и мезозойских комплексов Западной Сибири в 15 млрд т (в том числе баженовской свиты - в 10 млрд т) в настоящее время носит спекулятивный характер.
Восточная Сибирь
Очень большие перспективы в отношении сланцевой нефти имеют верхнепротерозойские и палеозойские нефтегазоматеринские толщи древней Сибирской платформы, а также ее северного и юго-западного (западнее оз. Байкал) обрамления.
Общеизвестным примером является ку-онамская битуминозно-сланцевая толща
нижнего и среднего кембрия с аномально высоким содержанием органического вещества, которая распространена на площади более 700 тыс. км2. В обнажениях Оленёкского свода эта толща мощностью 50-70 м залегает между
пачками известняков. Текстура пород горизонтальная тонкослоистая, толщина прослоев - от долей миллиметра до 5-8 мм.
На восточном побережье оз. Таймыр в средней части разреза турузовской свиты находится толща из пяти горизонтов общей мощностью около 160 м, представленная чередованием пластов аргиллитов и кремнистых пород (спонголитов): нижний аргиллитовый (70 м), нижний спонголитовый (20 м), средний аргиллитовый (15 м), верхний спонголитовый (25 м), верхний аргиллитовый (20 м). Содержание С^ в аргиллитах - 0,73-1,95 %, в спонголитах -0,23-0,28 % [12].
В Минусинском прогибе в основании нижнекаменноугольного разреза выделяется быстрянская свита из пяти подсвит. Тонкослоистые глинисто-карбонатные отложения третьей подсвиты мощностью 26 м, обогащенные органическим веществом, известны как изыкчульский рыбный горизонт [13].
Требуют безотлагательного изучения ресурсы сланцевой нефти и газа в Предбайкало-Патомском краевом прогибе длиной 1200 км. В этой структуре нефтематеринской является ка-чергатская свита рифейского возраста (и ее аналоги), сложенная черными аргиллитами мощностью до 50 м и содержанием С^ до 4 % [5]. Г азоматеринским является нижневендский паршинский сланцевый горизонт мощностью около 40 м, изученный в параметрических скважинах 279- и 367-Чайкинская. Извлекаемые ресурсы сланцевой нефти качергатской свиты (оцененные по той же методике, что и ресурсы кумской свиты Западно-Кубанского прогиба) составляют 3,0-7,5 млрд т, извлекаемые ресурсы сланцевого газа паршинского горизонта -более 5 трлн м3.
Приведенные цифры могут служить ориентиром для возможной оценки извлекаемых ресурсов сланцевой нефти огромных территорий распространения граптолитовых образований силурийского возраста на северо-западе Сибирской платформы [5], ряда протерозойских и фанерозойских сланцевых толщ Присаяно-Енисейской впадины, Тунгусской синеклизы, Енисей-Хатангского прогиба, п-ова Таймыр.
Общегеологическая ситуация Восточной Сибири позволяет авторам сделать предположение, что извлекаемые ресурсы сланцевой нефти этого региона достигают 30 млрд т, что вдвое превышает соответствующие ресурсы Западной Сибири.
№ 5 (16) / 2013
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
229
В исторической перспективе ресурсы сланцевой нефти Восточно-Сибирской платформы могут стать основой нефтяной индустрии России.
Забайкалье, Северо-Восток и Дальний Восток России
В пределах восточных регионов России наличие сланцевых нефте- и газоматеринских толщ установлено в Верхояно-Колымской области, Забайкальском крае, на Сахалине, Западной Камчатке, Чукотке и в ряде других. В большинстве случаев сообщения об их возможном присутствии носят самый общий характер: например, на Чукотке, на границе Корякского нагорья и Хатырской впадины, в бассейне р. Ваамочка выявлены верхнемеловые кам-панские вулканогенно-кремнистые образования общей мощностью до 2600 м, включающие мощные горизонты черных рассланцован-ных аргиллитов [14]. Как правило, данные о содержании С и характере катагенетического преобразования органического вещества отсутствуют.
Особый интерес в практическом плане представляют Нелькано-Сетте-Дабанский сланцевый бассейн, расположенный между Сибирской платформой и Охотским террейном (срединным массивом), а также сложнопостроенный нижнекаменноугольный сланцевый бассейн в Забайкальском крае. Первый - с извлекаемыми ресурсами сланцевой нефти более 3 млрд т -достаточно детально описан в работе [15].
Забайкальский сланцевый бассейн нижнекаменноугольного возраста имеет субмеридио-
Список литературы
1. Высоцкий В.И. Ресурсы сланцевого газа и прогноз их освоения / В.И. Высоцкий // ИнфоТЭК-2011. - № 1. - С. 51-55.
2. Цветков Л. Д. Сланцевые углеводороды: библиогр. обзор / Л. Д. Цветков,
Н.Л. Цветкова. - Ярославль: НПЦ «Недра», 2012.
3. Witsen N.C. Noord en Oost Tartarye /
N.C. Witsen. - Amsterdam, 1692, 1705 (2 ed.), 1785 (3 ed.).
нальное простирание (длина - 100 км, ширина - 30^40 км, толщина осадочного сланцевого выполнения - около 3000 м). Он является краевым прогибом Г азимуро-Аргунского микроконтинента и соседствует с Агинско-Борщовочной палеозойской шовной зоной взаимодействующих литосферных плит (Сибирская и Китайская платформы). Следует отметить поразительное сходство Забайкальского бассейна с Боулен-Ходдерским бассейном (северо-западная Англия), извлекаемые ресурсы сланцевых нефти и газа которого в настоящее время оцениваются многими миллиардами тонн условного топлива [14].
Принимая Нелькано-Сетте-Дабанский и Забайкальский (а также Северо-Аляскинский) сланцевые бассейны в качестве ориентиров, общие извлекаемые ресурсы сланцевой нефти России в пределах Забайкалья, Северо-Востока и Дальнего Востока могут составить порядка 10 млрд т [16].
Учитывая, что изученность сланцевой нефти России находится на исключительно низком уровне, авторы были вынуждены использовать для оценки качественный общегеологический подход, результатом которого стали следующие величины извлекаемых ресурсов:
• Европейская часть - 5 млрд т;
• Западная Сибирь - 15 млрд т;
• Восточная Сибирь - 30 млрд т;
• Забайкалье, Северо-Восток и Дальний Восток - 10 млрд т.
Суммируя эти значения, получаем первую для России оценку извлекаемых ресурсов сланцевой нефти - 60 млрд т.
4. Limberger Yu.A. SW Siberia’s Jurassic, Bazhenov may contain much larger oil reserves / Yu.A. Limberger, A.B. Grinshpun, A.S. Lavrik et. al // Oil & Gas Journal. - 2000, May 22. -
P. 38-44.
5. Жарков А.М. Оценка потенциала сланцевых углеводородов России / А.М. Жарков // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. - 2011. - № 3. - С. 16-21.
№ 5 (16) / 2013
230
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
6. Вагин А.В. Оценка перспектив нефтегазоносности доманиковых отложений верхнего девона Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции / А.В. Вагин // Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011. - С. 173-177.
7. Заграбянц М.Г. Анализ и обобщение материалов параметрической скважины 250-Левкинской / М.Г. Заграбянц,
А.С. Николаевский, В.В. Шевчук и др. -Краснодар: Краснодарнефтегаз, 1990.
8. Баринов А.Ф. Обобщение результатов поискового бурения по Ново-Дмитриевской площади Краснодарского края: отчет /
А.Ф. Баринов, З.И. Матюхина, Т.А. Алешина и др. - Краснодар: Кубаньгазпром (Краснодарское УБР), 1976.
9. Матвиенко В.Н. Гидрогеология и геохимия РОВ перспективных комплексов ВосточноКубанской впадины, Западно-Кубанского прогиба и Таманского полуострова: отчет
о науч.-иссл. работе / В.Н. Матвиенко,
С.А. Федотова, В.Г. Ермолаев и др. - Краснодар: Союзбурнефть -ВНИПИтермнефть, 1985.
10. Корчагина Ю .И. Катагенез органического вещества нефтематеринских пород /
Ю.И. Корчагина // Природа органического вещества современных и ископаемых осадков. - М.: Наука, 1973. - С. 162-168.
11. Захаров В. А. Свидетельства эвстатики Мирового океана в верхнем мелу на севере Сибири / В. А. Захаров, А. Л. Бейзель,
Н. К. Лебедева и др. // Геология и геофизика. -1991. - № 8. - С. 8-14.
12. Дивина Т.А. Верхнепалеозойские биоморфные силициты горного Таймыра / Т.А. Дивина,
К.И. Микуленко, А.А. Салихов // Геология
и гофизика. - 1992. - № 11. - С.45-51.
13. Зорин В. Т. Стратиграфия нижнекаменноугольных отложений северной части Минусинского прогиба / В. Т. Зорин,
Л.Н. Петерсон // Геология и геофизика. -1989. - № 8. - С. 10-17.
14. Российская Федерация. Государственная геологическая карта Российской Федерации: лист Р-60 (мыс Наварин). - СПб.: ВСЕГЕИ, 2001.
15. Цветков Л.Д. Нефтеносность зон растяжения земной коры на примере оффшорной части Бразилии и востока России / Л.Д. Цветков,
Н. Л. Цветкова // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - № 5(16). -
С. 105-114.
16. The Carboniferous Bowland Shale gas study: geology and resource estimation // British Geological Survey, Department of Energy & Climate Change. - 2013. - P. 56.
№ 5 (16) / 2013
