21СЛАНЦЕВАЯ НЕФТЬ РОССИИ
А.Н. Дмитриевский ИПНГ РАН, E-mail: a.dmitrievsky@ipng.ru
Стремительный рост добычи сланцевой нефти и сланцевого газа в США является значительным технологическим достижением.
Разработка месторождений сланцевой нефти Eagle Ford по общей оценке американских специалистов и аналитиков является одним из самых значительных событий в истории развития нефтедобычи в США. В октябре 2014 г. США вышли на первое место в мире, когда суточная добыча нефти превысила 10,5 млн баррелей. Добыча сланцевого газа в 2014 г. превысила 280,0 млрд м .
Как известно, сланцевые углеводороды связаны с плотными низкопроницаемыми резервуарами.
В России нефть из низкопроницаемых пород баженовской свиты была открыта в 1967 г. Основная добыча нефти баженовской свиты реализуется на Салымском, Ем-Еговском, Правдинском, Средне-Назымском, Гальяновском и Маслиховском месторождениях. Большой опыт разработки баженовской свиты накоплен специалистами ОАО «Сургутнефтегаз». Большой вклад в изучение особенностей строения и нефтеносности баженовской свиты внесли сибирские ученые Ф.Г. Гурари, И.И. Нестеров, А.Э. Конторович и др. [1, 3-5].
По оценке US Energy Information Administration суммарные технические и технологически извлекаемые запасы сланцевой нефти России связаны с баженовской свитой и составляют 75,0 млрд баррелей.
Перспективы освоения нетрадиционных ресурсов нефти связываются также с доманиковой формацией Волго-Уральской области и Тимано-Печорской провинции. Они также установлены в абалакской, куандинской, хадумской свитах, аналоги сланцевой нефти выявлены в тюменской, ачимовской, тутлеймской, шаимской и игримской свитах различных регионах страны. В Оренбургской области открыто месторождение матричной нефти, которое с некоторой долей условности можно отнести к карбонатному аналогу сланцевой нефти.
Большая площадь распространения обусловлена образованием баженитов в эпиконтинентальном гигантском бассейне с однотипными условиями бассейнового
осадконакопления, но разнообразной фациальной обстановкой, которая определяла различное соотношение однотипных, но разных литологических типов пород баженовских отложений в каждом отдельном регионе. Выполненные различными исследователями попытки обобщения строения баженитов приводят к устойчивому соотношению с преобладанием кремнистых и глинистых пород с неизменно высоким содержанием органического вещества (20 и более процентов) и подчиненным значением карбонатных пород, в основном в нижних частях разреза баженовском свиты на границе с абалакской свитой. Повышенное содержание карбонатного материала сопровождается формированием трещин и каверн.
Природные резервуары баженовской свиты имеют толщину 16-32 м, реже 50-70 м, залегают на глубинах 2,0-3,0 км и занимают более 60% площади Западной Сибири. Продуктивные участки характеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами, их проницаемость составляет не более 0,01 мкм2, пористость 2-3%, реже 58%. Нефть баженовской свиты легкая и малосернистая. Продуктивными являются верхнеюрские отложения.
Изучение коллекторских свойств пород баженовской свиты (пласт Ю0), выполненное в ЗапСибНИТНИ, СибНИИНП, ВНИГРИ, позволило установить, что общая пористость в неэкстрагированных образцах изменяется от 3 до 14%. Диаметр пор и поровых каналов варьирует от 10 до 4000Ä и в среднем составляет 40Ä .
По данным ГП «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана» (Ю.А. Кузьмин, Н.В. Судат), вычисленные значения трещинной емкости по шлифам для матрицы по Салымскому месторождению изменяются от сотых долей до 1,6%. По методу «двух растворов» трещинная емкость составляет в среднем по разрезу около 0,15-0,30%.
Несмотря на десятилетия научных исследований, многие вопросы геологического строения, особенностей нефтеносности, геохимии, литологии и строения баженовской свиты требуют дальнейшего изучения.
Далеки от решения проблемы распределения ресурсов нефти в локальном и региональном планах, а также особенности размещения нефти в баженовских породах. Актуальным является создание новых инновационных технологий разработки трудноизвлекаемых запасов нефти баженовской свиты.
Баженовская свита имеет чрезвычайно сложное строение. Основное отличие баженовской свиты - повышенное содержание органического вещества (более 20%),
высокая неравномерная и часто очаговая нефтенасыщенность продуктивных зон, что определяет резкие колебания начального дебита добывающих скважин, а также затрудняет прогнозирование нефтеносности, выбор оптимальных направлений поисковых работ и размещение добывающих скважин. Добыча нефти из высокопродуктивных зон баженовской свиты часто характеризуется высокой продуктивностью скважин до 300,0500,0, а иногда и до 700,0 тонн в сутки, а также резким падением дебита скважин, это -обычное явление при добыче сланцевой нефти, описанное в американской технической литературе. Высокие дебиты скважин определяются развитием очаговых зон с благоприятными условиями формирования легкой нефти, называемых в сланцевой литературе «swit spots», а «пустые» скважины связаны с суперплотными разностями аргиллитов.
Перспективы освоения сланцевых углеводородов в пределах ВосточноЕвропейской платформы связаны с доманиковой формацией Волго-Уральской и Тимано-Печорской провинций.
Площадь распространения доманиковой формации только в Тимано-Печорской провинции превышает 200 тыс. км2. Формация стратиграфически приурочена к отложениям верхнего девона (от семилукского горизонта до фаменского яруса).
Отложения доманиковой формации образовались в глубоководном морском бассейне в результате длительного некомпенсированного прогибания с низкими скоростями седиментации тонкопелитового материала. Они представлены темными битуминозными аргиллитами, переслаивающимися с темными битуминозными известняками местами окремнелыми. По данным [6-7], отмечается высокое содержание ОВ сапропелевого типа (СНК-0,5-40%). По содержанию СНК различают доманикиты (522%) и доманикоиды (0,5-5%). Фациальный состав достаточно разнообразен, а распределение ОВ крайне неравномерно. Толщина формации изменяется от 0 до 100 метров.
Депрессионная толща Муханово-Ероховского прогиба, по данным Г.Ф. Ульмишека, состоит из переслаивающихся пачек, богатых органикой пород доманика и бедных органикой тонкодетритовых известняков. Первые образовались в основном из планктона, медленно отлагавшегося в бескислородной среде в глубоководном бассейне при высоком стоянии уровня моря и отсутствии источников сноса.
Каждая пачка детритового известняка представляет собой потенциальный резервуар, перекрытый и подстилаемый нефтематеринскими породами доманика, которые также могут содержать скопления нефти. Депрессионная толща содержит 10-15 подобных резервуаров, часть из которых может содержать ресурсы, подобные открытым в плее Баккен (США). Продуктивными могут быть и известняки и нефтематеринские породы, аналогичные сланцам формации Баккен.
Петрографические, петрохимические и геохимические характеристики пород депрессионной толщи и формации Баккен весьма близки. И депрессионная толща Муханово-Ероховского прогиба и формация Баккен характеризуются достаточно высоким аномальным пластовым давлением, которое отсутствует в подстилающих и перекрывающих слоях. Это свидетельствует об их гидродинамической изоляции, столь обычной для продуктивных нетрадиционных резервуаров.
Проведенные учеными ВНИГРИ оценки ресурсов углеводородов в сланцевых формациях Тимано-Печорской провинции составляют 114,0 млрд т нефти, в том числе 8,3 млрд т технически извлекаемой нефти и газа 34,0 трлн м3 газа, в том числе 4,8 трлн м3 технически извлекаемого газа. В Волго-Уральской провинции при общих ресурсах нефти 142,0 млрд тонн на долю технически извлекаемой нефти приходится 9,5 млрд т, а из общих ресурсов газа 29,0 трлн м3 доля технически извлекаемого газа составляет 3,5 трлн м3. Всего для доманиковой формации Русской платформы доля технически извлекаемой нефти превышает 17,8 млрд тонн и газа - 8,3 трлн м3.
Куонамская формация нижнего и среднего кембрия установлена в пределах Оленекского района восточной части Сибирской платформы. В статье О.М. Прищепы и др. [7] она описывается как битуминозная карбонатно-сланцевая формация, а в работе [2] она отнесена к горючесланцевой формации, сложенной глинисто-карбонатными и кремнисто-глинистыми породами. Мощность формации уменьшается почти в два раза от периферии к центру Оленекского бассейна, где она составляет 25-30 м. Породы куонамского комплекса испытали катагенетические преобразования, соответствующие начальному мезокатагенезу МК1(Д) или переходному от МК1(Д) к МК2(Г).
Температуры максимальных выходов УВ по результатам пиролиза керогена находятся в интервале 428-441°С. Это позволяет сделать вывод о том, что ОВ куонамского комплекса достигло главной фазы нефтеобразования.
По данным [2, 7], отложения куонамской формации по площади распространения пород с высокими концентрациями ОВ не имеют себе равных как в отложениях нижнего и среднего кембрия, так и во всем разрезе докембрия и палеозоя Сибирской платформы.
Куонамская свита Сибирской платформы отнесена учеными ВНИГРИ к перспективным сланцевым формациям, ресурсы которой составляют 22,0 млрд т нефти, в том числе 1,7 млрд т технически извлекаемой нефти и 11,2 трлн м3 технически извлекаемого газа.
В конце 1980-х годов при исследованиях остатков из сепарационного оборудования и образцов керна Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения были выделены высокомолекулярные компоненты (ВМК), которые состоят из озокерито- и церезиноподобных образований, асфальтенов, смол, твердых парафинов и углеводородов нефтяного ряда.
Детальное изучение компонентного состава и свойств ВМК привело к открытию нового вида углеводородного сырья, названного «матричной нефтью».
Исследования закономерностей катагенетического преобразования пород и органического вещества в карбонатных продуктивных отложениях нижней перми и карбона Оренбургского НГКМ показали, что отложения этих месторождений являются нефтегазоматеринскими. Керогеноподобный нерастворимый органический полимер в породах относится к нефтяному керогену II типа (Н/С = 1,43 и О/С - 0,14), а продуктивные отложения находятся в интервале катагенеза органического вещества: конечная стадия ПК3 - стадия «нефтяного окна» МК1 - МК2 .
В связи с этим, есть все основания нефть, рожденную в плотных [tight] разностях карбонатного резервуара Оренбургского месторождения, отнести к карбонатному аналогу сланцевой нефти, которая по своей природе является матричной нефтью газоконденсатной залежи.
Чем более незрелой является матричная нефть, тем больше содержится в ней ВМК и тем меньше жидких углеводородов. Эта незрелая нефть генетически связана с субкапиллярнопоровыми разностями карбонатного природного резервуара. С увеличением степени зрелости матричной нефти, то есть с увеличением степени преобразованности высокомолекулярных компонентов в ряду асфальтены - смолы -масла - более легкие жидкие углеводороды, в ней увеличивается процентное содержание жидких углеводородов, уменьшается содержание высокомолекулярных компонентов, и
матричная нефть становится жидкой и потенциально подвижной. При этом, не перемещаясь, она оказывается в более крупнопоровой части матричного коллектора, формируя скопления, обогащенные жидкими разностями нефти, называемые в американской литературе sweet spors. Преобразование матрицы от низкопоровой субкапиллярно-поровой до высокопоровой, крупнопоровой происходит одновременно с процессами созревания матричной нефти в силу химической связи органической и неорганической составляющих в составе карбонатноорганического полимера (КОП), который и является породообразующим веществом карбонатных продуктивных отложений Оренбургского месторождения и других газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, сложенных карбонатами.
С переходом в паровую (газоконденсатную) фазу части легких углеводородов, равновесной содержанию жидких углеводородов в матричной нефти и пластовым условиям (PVT), оставшаяся жидкая часть матричной нефти становится более вязкой и значительно менее подвижной. Степень заполнения такой нефтью, несмотря на ее высокое содержание, в крупнопоровом коллекторе меньше порога фильтрации, а низкая фазовая проницаемость матричной нефти не позволяла добывать ее вместе с газом и конденсатом на начальных стадиях разработки месторождения.
Вот почему на протяжении более тридцати лет активной разработки Оренбургского НГКМ не были выявлены залежи матричной нефти. И только на последних стадиях разработки, когда падение пластового давления привело к ретроградному выпадению из паровой в жидкую фазу основной части газоконденсата, матричная нефть обрела свою, ранее потерянную подвижность, что проявилось в резком потемнении цвета до темнокоричневого и утяжелении до 0,85-0,89 г/см3 удельного веса добываемого конденсата.
Неоднородное строение карбонатного резервуара обусловлено фациальными особенностями осадконакопления и связано с формированием пелитоморфного кальцита и (или) доломита. Наиболее плотные участки резервуара образуются в результате преимущественного накопления карбонатных илов с незначительной примесью глинистых минералов. Подобные особенности седиментогенеза предопределяют эволюцию карбонатного материала и погребенного вместе с ним органического вещества.
Уже на первых, самых ранних стадиях диагенеза образуется коллоидная система, обеспечивающая формирование карбонатно-органических полимеров. При этом
пелитоморфный и кристаллический карбонатный материал (кальцит и доломит) и рассеянное органическое вещество в процессе постседиментационных преобразований формируют кристаллические полимеры, в то время как карбонатный ил и диспергированные остатки биогенного вещества образуют аморфные полимеры.
Основой кристаллических КОП являются надмолекулярные образования глобулярной структуры, представляющие собой структурное и химическое единство неорганической и органической составляющих. Несмотря на структурное и химическое единство, органическая и минеральная составляющие КОП имеют свои особенности преобразования при изменении РТ- условий.
В результате полимеризации, конденсации и поликонденсации органической компоненты до нерастворимого органического полимера (НОП) в составе преобразующегося КОП, а затем постепенного преобразования НОП до асфальтенов, смол, масел и более легких углеводородов нефтяного ряда формируется коллоидное гомогенное состояние карбонатно-органического полимера. Преобразование карбонатной составляющей, постепенно очищающейся от продуктов преобразования нерастворимого органического полимера, приводит к увеличению степени кристаллизации КОП. Противоборство этих процессов определяет последовательную смену коллоидного и кристаллического состояний КОП. Дальнейшее преобразование органической составляющей приводит к повышению, концентрации высокомолекулярных компонентов и образованию новых порций низко- и среднемолекулярных углеводородов, которые, покидая пределы кристаллических КОП, формируют газоконденсатную залежь. Эти процессы продолжаются вплоть до полного исчерпания генерационного потенциала органической составляющей кристаллического КОП, что приводит к перестройке и последующему разрушению полимера с преобразованием КОП в традиционный карбонатный кристаллический природный резервуар.
По-иному складывается эволюция аморфных карбонатно-органических полимеров, которые уже в раннем диагенезе формируют зоны или очаги аморфных КОП. Аморфные карбонатно-органические системы характеризуются меньшей энергией межмолекулярных взаимодействий и менее плотной упаковкой макромолекул. Подобные параметры аморфных КОП исключают масштабные процессы кристаллизации.
Исследование свойств высокомолекулярных асфальтенов, смол, парафинов и масел аморфного очага КОП позволило установить их уникальную способность сорбировать значительные количества низко- и среднемолекулярных углеводородов.
Строение аморфных КОП и высокая сорбционнная активность высокомолекулярных компонентов определяют формирование углеводородов в пределах изолированного очага «in situ». Очаг аморфных КОП является физико-химической ловушкой. Образующиеся в результате преобразования органической составляющей аморфных КОП низко- и среднемолекулярные углеводороды не могут покинуть место своего рождения, так как удерживаются высокомолекулярными асфальтенами, смолами, парафинами, маслами. Более того, очаг является ловушкой для углеводородных и неуглеводородных продуктов дегазации Земли.
Матричная нефть является первичным продуктом эволюционных преобразований органической компоненты КОП, в то же время очаг аморфных КОП активно улавливает и удерживает продукты углеводородной дегазации Земли. Матричная нефть содержит аномально высокие концентрации биогенных и абиогенных металлов и микроэлементов (цинк - 20 г/т, стронций - 10 кг/т, тантал - 10 г/т, галлий - до 200 г/т, бор - 200 г/т и др.), что объясняется как способностью живого вещества аккумулировать различные химические элементы из среды обитания, так и аномальными сорбционными особенностями высокомолекулярных компонентов КОП, это позволяет им удерживать диффундирующие из мантии микроэлементы и соединения. Присутствие в Оренбургском НГКМ мантийного гелия также можно объяснить уникальной сорбционной способностью высокомолекулярных компонентов.
Матричная нефть - это минерально-биогенная углеводородная система, генетически и структурно связанная с матрицей резервуара, формирование и эволюция которой проходила в пределах единого очага (in situ). Она состоит из углеводородных и неуглеводородных соединений, содержит значительное количество сингенетичных высокомолекулярных компонентов (асфальтенов, смол, парафинов, масел), аномально высокие концентрации уникального комплекса микроэлементов и металлов и включает гигантские количества сорбированных метана, этана, пропана и конденсата. Матричная нефть имеет большой запас свободной энергии и высокий генерационный потенциал.
Следует особо подчеркнуть, что матричная нефть является новой разновидностью углеводородного сырья, установленного в пределах карбонатных резервуаров газоконденсатных месторождений.
Ресурсы матричной нефти выявлены впервые и поэтому не учитывались при традиционном подсчете запасов. По заключению экспертной комиссии ГКЗ МНР РФ от 3 июня 2005 г. ресурсы матричной нефти Оренбургского НГКМ составляют 2,56 млрд тонн нефтяного эквивалента.
Таким образом, ближайшие перспективы освоения сланцевой нефти России связаны с баженовской свитой Западной Сибири, домаником Волго-Уральской области и Тимано-Печорской провинции и матричной нефтью Оренбургского НГКМ.
ЛИТЕРАТУРА
1. Гурари Ф.Г. Об условиях накопления и нефтеносности баженовской свиты Западной Сибири // Труды СНИИГГиМС. Новосибирск, 1979. Вып. 271. С. 153-161.
2. Зуева И.Н., Каширцев В.А., Чалая О.Н. Высокоуглеродистые породы куонамской горючесланцевой формации как источник комплексного минерального сырья // Наука и образование. 2012. № 2.
3. Конторович А.Э., Меленевский В.Н., Занин Ю.Н. и др. Литология, органическая геохимия и условия формирования основных типов пород баженовской свиты (Западная Сибирь) // Геология и геофизика. 1998. Т. 39, № 11. С. 1477-1491.
4. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К. и др. Геология нефти и газа Западной Сибири. М.: Недра, 1975, 680 с.
5. Нестеров И.И. Новый тип коллектора нефти и газа // Геология нефти и газа. 1979. № 10. С. 26-29.
6. Прищепа О.М., Суханов А.А., Макарова И.Р. Подходы к оценке доманиковых отложений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции как нетрадиционных источников углеводородов // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2914. Т. 9, № 4. - Режим доступа: http://www.ngtp.ru/rub/12/46_2014.pdf
7. Прищепа О.М., Аверьянова О.Ю., Ильинский А.А., Морариу Д. Нефть и газ низкопроницаемых сланцевых толщ - резерв сырьевой базы углеводородов России / Под ред. ОМ. Прищепы. СПб.: ФГУП «ВНИГРИ», 2014. 323 с. (Труды ВНИГРИ)
