CC BY
135
УДК: 552.578.061.4:551.734.5 (470.111+470.13)
В.Н. Макаревич, A.A. Суханов, И.Р. Макарова
Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт, Санкт-Петербург
ins@vnigri.ru, makarova_i_r@mail.ru
ПЕРСПЕКТИВЫ ПОИСКОВ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СКОПЛЕНИЙ НЕТРАДИЦИОННОГО ТИПА В ОСВОЕННЫХ РЕГИОНАХ СЕВЕРО-ЗАПАДА РОССИИ
Статья посвящена критериям выделения новых объектов нетрадиционных ресурсов сланцевых углеводородов на территории Северо-Запада России. Проведено сопоставление зарубежных и отечественных терминов, используемых при изучении обогащенных органическим веществом отложений. На примере Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции рассмотрены возможные объекты получения сланцевых нефти и газа.
Ключевые слова: нетрадиционные углеводороды, сланцевые нефть и газ, доманикоидные отложения.
Современный этап развития энергетического комплекса характеризуется существенным вкладом в общий баланс углеводородного сырья ресурсов, относимых (в России и за рубежом) к так называемым нетрадиционным (газогидраты, метан угольных пластов, углеводороды плотных резервуаров, тяжелые высоковязкие нефти, сланцевые газ и нефть и др.). В настоящее время ресурсы углеводородов (их газовый компонент), относимые к нетрадиционным, в сумме превышают ресурсы их традиционных аналогов (Якушев, 2012). На рисунке 1 представлена диаграмма, отображающая структуру мировых и российских ресурсов УВ-газов с учётом отнесения их к категории традиционных или нетрадиционных источников сырья. Ресурсы традиционного УВ-газа расположены на вершине «пирамиды». Ниже отображены ресурсы различных нетрадиционных видов этого сырья. Из данных, представленных на диаграмме видно, что ресурсы только сланцевого газа, составляющие около 460 трлн. м3 (Дмитриевский, Высоцкий, 2010), оказались соизмеримыми с мировыми ресурсами природного газа - 560-650 трлн. м3 (Ско-робогатов и др., 2012). При этом технологически извлекаемые ресурсы сланцевого газа (СГ) составляют 163 трлн. м3 (Проведена оценка мировых..., 2011), и они также вполне сопоставимы с доказанными запасами природного газа
- 187,1 трлн. м3 (Соколов, 2011).
Благодаря освоению ряда крупных месторождений газа в сланцах на основе технологий, сочетающих горизонтальное бурение и гидроразрыв пласта, в США, начиная с 2009 г., стали получать достаточное количество при-
родного газа, чтобы обеспечить независимость страны от импорта этого вида горючего. Помимо сланцевого газа в США активно растут масштабы разработки месторождений сланцевой нефти и объёмы её добычи (месторождение Игл Форд в штате Техас, месторождения формации Бакен, в Северной Дакоте и т.д.) (Arthur et al., 2008).
В таблицах 1 и 2 приведены данные, характеризующие масштабы освоения сланцевого газа и нефти в США по ряду наиболее крупных разрабатываемых сланценосных формаций (Arthur et al., 2008; Faraj et al., 2004; Frantz & Jochen, 2005; Bakken, 2011; Eagle Ford Shale.., 2012).
В последние два года проводится оценка ресурсов мегаформации Грин Ривер. Возможность получения сланцевой нефти из месторождений мега-формации с большой мощностью продуктивных пластов (300-400 м и более), а также других месторождений сланцевой нефти по представленному сообщению Energy Information Administration за июль 2011 года, по мнению аналитиков, открывает перспективы самообеспечения США сланцевой нефтью высокого качества на несколько десятилетий вперед, независимости от ввоза иностранной нефти. Поэтому в настоящее время за рубежом, не только в США, но и в других странах, особенно в Канаде, проводятся масштабные работы, направленные на создание эффективных методов выделения и оценки газо- и нефтеносных глинистых сланцев и совершенствование технологии добычи сланцевых УВ (Дмитриевский, Высоцкий, 2010).
Несмотря на то, что в России предварительно оцениваемые ресурсы СГ в 20,1 трлн. м3 (Дмитриевский, Вы-
Окончание статьи Л.Л. Фроловой, М.С. Сабирова, С.С. Фирсовой «Филогенетический анализ генов rbcL, cpcA and cpcB, psaA, atpB индикаторных фитопланктонных организмов»
L.L. Frolova, M.S. Sabirov, S.S. Firsova. Phylogenetic analysis of rbcl, cpca and cpcb, psaa, atpb genes of indicating phytoplankton organisms.
In the article we discuss the possibility of using molecular genetic tools for the bioindication of ponds. Phylogenetic analysis of genes rbcl, cpca and cpcb, psaa, atpb of indicating species of phytoplankton organisms with an aim to detect non-specific reaction of organisms on pond organic pollution in the phylogenesis is indicated.
Keywords: phytoplankton, bioindication, phylogenetic analysis, genes rbcl, cpca and cpcb, psaa, atpb, bioinformatics.
Людмила Леонидовна Фролова Канд.тех.наук, доцент кафедры генетики
Марат Садекович Сабиров Выпускник кафедры генетики (2012 г.)
Светлана Станиславовна Фирсова Аспирант кафедры генетики
Казанский (Приволжский) федеральный университет 420008, Казань, ул. Кремлевская, д.18. Тел.: (843)233-78-83.
Месторождение Площадь, км2 Сетка бурения, га/скв Извлекаемые запасы, 3 млрд. м Добыча газа, тыс. мЗ/скв./ день Плотность запасов млрд.м3 /км2
Barnett 12950 24-65 1230 9,5 1,62
Fayetteville 23310 32-65 1165 14,8 2,16
Haynesville 23310 16-227 7028 17,5 - 50,4 0,54
Marcellus 246000 16-61 10164-14000 86,8 1,08
Woodford 28490 259 319 11,6 1,46
Antrim 31080 16-65 560 3,5-5,6 н.д.
New Albany 112665 32 540 н.д. н.д.
Табл. 1. Эксплуатационная характеристика основных месторождений сланцевого газа в США.
Формация Площадь, км2 Количество скважин Извлекаемые запасы, млн. м3 Плотность запасов, тыс. м3/км2
Bakken 520,000 550 680 310-930
Eagle Ford 52 000 300 532 3070
Green River 7 900 Более 3000 н.д. 679,3
Табл. 2. Эксплуатационная характеристика основныгх месторождений сланцевой нефти в США.
соцкий, 2010) оказываются сопоставимыми с его ресурсами в США - 24,4 трлн. м3 (Проведена оценка мировых .., 2011), проблема освоения УВ-ресурсов сланценосных толщ в нашей стране находится до сих пор на стадии обсуждения. Поэтому в России сланцевые газ и нефть могут рассматриваться источником промышленной добычи пока что лишь в долгосрочной перспективе, в первую очередь, из-за ещё очень значительных ресурсов традиционных нефти и газа. Так, например, потенциальные ресурсы природного газа по состоянию МСБ свободного газа Российской Федерации на 2010 г. оцениваются в 162,8 трлн. м3, а запасы природного газа составляют около 47 трлн. м3 (Состояние и использование.., 2011; Гаврилов, 2012), что более чем в два раза превышает оцениваемые в целом по стране ресурсы сланцевого газа. Еще одна причина, по которой отечественная нефтегазовая отрасль вряд ли сможет в ближайшее время наладить освоение собственных ресурсов сланцевых газа и нефти: отсутствие в России разработок по методической, технологической и нормативной базе, необходимых для эффективной разведки, оценки и рентабельного промышленного освоения нетрадиционных видов УВ-ресурсов.
Вместе с тем, учитывая наметившуюся в последнее
время тенденцию расширения масштабов работ по оценке этих видов ресурсов в странах Европы и ближнего зарубежья (Украина, страны Балтии), следует предположить, что определенный инвестиционный интерес к потенциальным объектам добычи сланцевых газа и нефти будет проявлен зарубежными компаниями и в отношении России. Наиболее перспективными для привлечения зарубежных инвестиций и технологий, нацеленных на освоение ресурсов УВ сланценосных толщ, представляются обогащённые органическими веществами (ОВ) отложения Восточно-Европейской платформы, благодаря ее территориальному положению и наличию развитой инфраструктуры.
В связи с этим задача по выделению новых объектов и оценке прогнозных ресурсов УВ сланценосных толщ в пределах Северо-Запада России представляется довольно актуальной уже в ближайшей перспективе. При этом для успешного осуществления прогнозных оценок будет необходимо, с одной стороны, эффективно применять уже имеющийся опыт специалистов США и других стран по выявлению нефтегазовых скоплений в сланценосных толщах и по их оценке, а с другой - корректно использовать объём геологической информации, накопленный отечественными специалистами в ходе изучения недр Северо-Запада России.
Однако, перед тем как перейти к выделению сланцевых толщ на Севере европейской части России, перспективных для исследования их потенциальной нефтеносности, целесообразно более подробно остановиться на определении объектов, приуроченных к обогащённым ОВ сланценосным толщам, которые могут рассматриваться как источники сланцевого газа и нефти. Это связано с тем, что понятия нетрадиционных ресурсов углеводородов (куда входят сланцевые газ и нефть), используемые в отечественных и зарубежных публикациях, между собой не вполне совпадают (Якушев, 2012; О стимулировании освоения.., 2012).
Так, в отечественной литературе под нетрадиционными ресурсами УВ понимается та их часть, «...подготовка и освоение которой нуждается в разработке новых методов и способов выявления, разведки, добычи переработки и транспорта. В отличие от традиционных, они сосредоточены в сложных для освоения скоплениях, либо рассеяны в непродуктивной среде ... и нуждаются в специальных способах извлечения из недр, что повышает их себестоимость...» (Якуцени и др., 2009).
В зарубежной литературе при характеристике и оценке нетрадиционных ресурсов УВ больший акцент делается на показателях, наиболее значимых, прежде всего, для выбора технологий их освоения, таких как геологические особенности строения вмещающих отложений, условия формирования и аккумуляции УВ и т.д. В зарубежной практике к нетрадиционным коллекторам газовых скоплений относятся породы с проницаемостью менее 0,1мД, а нетрадиционные коллекторы нефтяных УВ выделяются при проницае-
* - данные ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Якушев, 2012)
Рис. 1. Модель «Пирамида», отображающая мировые и российские ресурсы УВ-газов.
Рис. 2. Основные отличия локализации традиционных, сланцевых углеводородов и углеводородов плотных коллекторов.
мости пород менее 1 мД (Якушев, 2012).
В России согласно документу «О стимулировании освоения месторождений нефти, характеризующихся сложными условиями добычи и характеристиками нефти», принятому в мае 2012 г., к коллекторам с низкой и крайне низкой проницаемостью относятся породы с проницаемостью 1-2 мД. Следует отметить, что такие объекты со сходными по проницаемости характеристиками успешно разрабатываются на основе традиционных методов нефтедобычи в Тимано-Печорской провинции (ТПП). В таблице 3 приведены значения проницаемости, на основании которых в российской и зарубежной практике коллекторы подразделяются на обычные, малопроницаемые, низкопроницаемые и др.
Здесь следует подчеркнуть существующее различие между понятиями «нетрадиционный ресурс», «нетрадиционный коллектор», «низкопроницаемый коллектор». Так, согласно зарубежной терминологии, понятие «нетрадиционный коллектор» включает проницаемость в качестве характеристики только одного из определяющих своих свойств нетрадиционного коллектора, и нетрадиционные ресурсы распределяются только в нетрадиционных коллекторах, а согласно российской терминологии в коллекторах с низкой проницаемостью могут размещаться как традиционные УВ-ресурсы, так и нетрадиционные УВ-ресурсы.
Как это отмечено выше (Рис.1), в отечественной и зарубежной литературе сланцевые газ и нефть (Gas Shale & Oil Shale) относятся к категории нетрадиционных (unconventional) ресурсов УВ. За рубежом следующие виды «неконвенционных» УВ-ресурсов осваиваются на основе технологий, сочетающих бурение горизонтальных скважин с гидроразрывом пласта:
- газ плотного коллектора (tight sand gas);
- нефть плотного коллектора (tight sand oil);
- газ угольных пластов (coal bed methane);
- сланцевый газ и сланцевая нефть (oil shale & gas shale).
Схема, представленная на рисунке 2, иллюстрирует основные различия между традиционными и вышеперечисленными видами нетрадиционных ресурсов (Tight Oil Developments.., 2011).
Из представленной схемы (Рис. 2) видно, что сланцевый газ и сланцевая нефть генерируются и вмещаются сланценосными толщами в отличие от нефти и газа из так
называемых плотных песчаников (и карбонатов), мигрирующих туда из сланценосных толщ. При этом УВ-ре-сурсы в плотных песчаниках (и карбонатах), разрабатываемые в США как нетрадиционные, имеют значительно более низкие фильтрационные характеристики коллекторов по сравнению с ресурсами, содержащимися в низкопроницаемых и крайне низкопроницаемых коллекторах (Табл. 3), выделяемых в соответствии с терминологией, принятой в России. Необходимость учёта перечисленных особенностей связана с тем, что методики оценки этих объектов, в том числе и по характеру налогообложения, имеют существенные отличия, при том, что на одной и той же площади могут находиться объекты всех указанных выше типов.
Обосновывая необходимость сопоставления зарубежной и отечественной терминологии при изучении нефтяного потенциала обогащенных органическим веществом сланцевых толщ с целью обоснованного выделения различных объектов нетрадиционных УВ, нельзя оставить без внимания рассмотрение понятий и терминов, сформировавшихся при изучении сланценосных отложений - «до-маника» - верхнего девона Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.
«Доманик» (свита) - гониатитовая фация мантикоце-ровых слоев (головоногие моллюски). Представлен чередованием битуминозных горючих сланцев, темных кремнистых сланцев и темных битуминозных известняков (Словарь по геологии.. , 1958).
Некоторые термины, произошедшие от названия «до-маник», получили впоследствии распространение в той или иной вариации для обозначения осадков, обогащенных сапропелевым органическим веществом, уже безотносительно к возрасту отложений и их географическому распространению. К наиболее широкому понятию относится такое понятие как «доманикоидные отложения» или отложения доманикового типа, для которых характерны а) переслаивание горючих сланцев, битуминозных, иногда окремнелых известняков и мергелей, кремнистых сланцев; б) широкое развитие тонкой горизонтальной слоистости и отсутствие текстурных признаков, указывающих на мелководье; в) подчиненная роль бентосной фауны, остатки которой встречаются только в отдельных прослоях; г) обогащенность сапропелевым веществом (Геологический словарь, 1973). Для детальной геохимической характеристики пород, обогащенных ОВ, по содержанию некарбонатного органического углерода (Снк) широко используются следующие термины: доманикоиды (Снк - 0,5-5 %), доманикиты (Снк - 5-25 % ) (Систематика и классификации.. , 1998).
Перейдём к выбору потенциально нефтеносных объектов в сланцевых толщах Северо-Запада России на основе их сопоставления с аналогичными толщами на территории США. Здесь следует отметить, что общая характеристика выделенных перспективных объектов нетрадиционных ресурсов УВ- сырья и их оценка в зарубежной практике основаны на следующих «трех китах» -геологических показателях:
1. структурно-фациальных;
2. геохимических;
3. петрофизических.
В таблице 4 приведены основные геологические характеристики наиболее крупных месторождений сланцевых углеводородов США.
Учитывая приведенные данные в таблице 4 и опубликованные ранее материалы, ниже предложен перечень критериев и показателей для выделения перспективных объектов получения сланцевых углеводородов в целом.
Методические особенности оценки сланцев как объектов добычи сланцевых УВ были систематизированы и проанализированы в предыдущей работе (Макаревич, Макарова, Суханов, 2012), на основании этого авторами данной статьи сформулированы более общие критерии прогноза нефте- и газоносности сланцевых месторождений. Ниже приведены основные показатели, входящие в состав каждого из критериев.
Первый и основной критерий - это характеристика сланцев как нефте- и газопроизводящих пород; второй критерий - это коллекторские свойства сланцев; и третий характеризует глинистые сланцы и сланценосные породы как флюидоупор.
Первый критерий. Сланцы как материнские нефте- и газопроизводящие породы рассматриваются нами по следующим показателям: исходный состав органического вещества, (тип керогена), его содержание, характер и степень микробиальной и катагенетической преобразован-ности ОВ, глубина залегания пород и мощность продуктивных отложений, литолого-фациальная характеристика отложений.
Тип керогена. Сланценосные породы, генерирующие сланцевые углеводороды представлены двумя типами ке-рогена (I и II типы), наиболее распространенным является II тип керогена.
Содержание ОВ. Нефть из сланцев можно добывать при минимальном содержании керогена Сорг 2-3 %, газ -при минимальном содержании керогена Сорг 0,5 %.
Преобразованность ОВ. Сланцы, генерирующие нефть, содержат ОВ на градациях катагенеза МК1-МК 34 (зона нефтяного окна).
Сланцевый газ (термогенный или катагенный) образуется при градации катагенеза ОВ - МК3 4-МК5.
Биогенный сланцевый газ образуется в результате био-
деструкции - микробиального преобразования ОВ при градации катагенеза ОВ - ПК^ 3- МК1.
Глубина залегания пород. Нефть образуется в сланцах на глубинах свыше 1200-1500 м.
Биогенный газ присутствует на глубине до 1000 м, в основном - до 600 м, а термогенный сланцевый газ образуется на глубинах свыше 2000 м.
Мощность продуктивных отложений. Мощность месторождений сланцевого газа изменяется от первых метров до нескольких десятков для сланцевого газа. Минимальная мощность, при которой возможна добыча СГ, составляет около 1,5-2 м.
Мощность продуктивных отложений месторождений сланцевой нефти - первые десятки и сотни метров.
К другим показателям, характеризующим сланцы как материнские породы, производящие сланцевые УВ, относятся литолого-фациальные условия их образования и состав ОВ. На основании последних выделены два типа сланцевых отложений. К первому типу относятся сланцы, сформировавшиеся в условиях континентального шельфа на трансгрессивной фазе развития морского бассейна в деп-рессионных фациях при некомпенсированном прогибании в восстановительной морской среде. Они содержат ОВ, представленное преимущественно фаунитическими остатками с незначительным содержанием фитопланктонных организмов.
Сланцы второго типа - это породы, образовавшиеся в условиях лагун, прибрежных озер, в дельтах рек и вмещающие ОВ преимущественно растительного происхождения (в основном водоросли).
Второй критерий. Глинистые сланцы как низкопроницаемые породы-коллекторы оцениваются, в основном, по таким показателям, как пористость, проницаемость, тип породы-коллектора и его распространение, состав углеводородов и их содержание.
Пористость. Пористость пород напрямую зависит от степени уплотнения пород при увеличении давления с глубиной. Для катагенетически незрелых глинистых сланцев, продуцирующих биогенный газ, пористость (Кпор) составляет 9-14 %, а пористость сланцев, продуцирующих термогенный газ и производящих нефть, составляет 1-15 %.
Проницаемость. Особенность сланцев как коллекторов
- это их нетипичная низкая проницаемость, составляющая в среднем 10'5-10'8 мкм2 для газа и 10-5 мкм2 для нефти.
Типы коллекторов и распространение. Тип коллектора
- нетрадиционный (пространственный) с пространственным распространением в пределах пластов, обогащенных органическим веществом.
Состав и содержание сланцевых УВ. В катагенетически слабо преобразованных породах (подста-дии протокатагенеза
Проницаемость мД Россия США
Коллекторы нефти Коллекторы нефти Коллекторы газа
Проницаемость Conventional Reservoirs (Традиционные коллекторы) Conventional Reservoirs (традиционные коллекторы)
>100 Обычные коллекторы
100
50 Малопроницаемые коллекторы -
2
1,5 Коллекторы низкой проницаемости 2-1,5 мД
1 Коллекторы крайне низкой проницаемости 1,5 -1мД
0,1 Коллекторы предельно низкой проницаемости < 1 мД Unconventional Reservoirs Нетрадиционные коллекторы Проницаемость <1 мД
0,01 Unconventional Reservoirs Проницаемость <0,1 мД
<0,01
Табл. 3. Характеристика проницаемости коллекторов традиционным и нетрадиционным источников углеводородов.
- начала мезокатагенеза) присутствует биогенный газ, который представлен в основном метаном в адсорбированном состоянии). В продукции биогенного газа присутствует также углекислый газ и свободная вода.
В катагенетически преобразованных породах на значительно больших глубинах свыше 2000 м, в основном на глубине 3500-4500 м, образуется катагенетически преобразованный термогенный газ, находящийся в основном в порах. В составе последнего, кроме метана, присутствуют также его гомологи. Содержание газа изменяется от 1 до 9 м3/т.
Сланцевая нефть - легкая. Содержание нефти изменяется от - 310 до 930 тыс. м3/км2 (для формации Баккен) и выше.
Третий критерий промышленной газоносности сланцев связан с оценкой «флюидоупорных» свойств пород, перекрывающих «нефте- и газопроизводящие» толщи, т.е. сланцев, выполняющих функцию литологических покрышек. Основными его показателями являются состав пород и их метаморфизм.
Содержание глинистых минералов и ОВ определяет свойства сланцев как флюидоупоров. Наилучшими флю-идоупорами сланцев являются глинистые прослои, обедненные ОВ.
Степень метаморфизма. Известно, что катагенетичес-ки преобразованные сланцевые породы (начальные градации мезокатагенеза МК1-МК3) могут выполнять функции покрышек нефтяных залежей. На более высоких градациях катагенеза свойства сланцев как покрышек ухудшаются из-за повышения трещиноватости.
Слабо метаморфизованные сланцы, в которых ОВ находится на подстадии протокатагенеза (или буроугольной стадии углефикации), продуцирующие биогенные УВ, в качестве покрышек фактически не оценивались.
Рассматривая в соответствие с этими критериями определяющие показатели (зрелость органического вещества и его содержание в глинистых породах), можно оценить перспективные сланценосные толщи на Северо-Западе, как генерирующие УВ. Причем, большая часть содержащихся в них объектов может рассматриваться как нетрадиционные источники так называемой «сланцевой» нефти и газа. Согласно приведенным критериям к таким перспективным объектам, производящим сланцевые углеводороды на Северо-Западе, возможно относить не только породы, содержащие зрелое органическое вещество или «чер-
носланцевые толщи», но и «горючие сланцы» со слабо преобразованным органическим веществом, а также обогащенные органическим веществом глинистые породы:
- силурийские доманикоидные отложения на западе Калининградской области;
- диктионемовые сланцы нижнего ордовика Ленинградской области и сопредельных территорий;
- кукерситы среднего ордовика Ленинградской области и сопредельных территорий;
- доманик верхнего девона Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции;
- глинистые породы ветлосянского горизонта верхнего девона Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции;
- верхнеюрские горючие сланцы Тимано-Печорского и Вычегодского сланцевых бассейнов.
Поскольку характеристики объектов сланцевого газа были приведены нами в других публикациях (Макаревич, Макарова, Суханов, 2012; Характеристика РОВ нефтематеринских.., 2012), рассмотрим подробнее возможные объекты, которые могут быть отнесены к источникам сланцевой нефти (Табл. 5) в первую очередь, в отложениях верхнего девона.
При этом следует отметить, что отложения доманико-вого горизонта верхнего девона достаточно разнообразны по фациальным характеристикам; в них выделяют несколько типов разрезов: депрессионные, разрезы палеоподнятий в пределах депрессионной зоны, рифовые, склоновые, мелководно-шельфовые и разрезы палеоподнятий в пределах мелководно-шельфовой зоны.
В карбонатных отложениях доманикового горизонта установлены как традиционные объекты, так могут быть выделены и нетрадиционные объекты сланцевой нефти, которые в соответствии с приведенными критериями следует выделять преимущественно по второму критерию, характеризующему свойства сланцевых пород как коллекторов, в первую очередь, по показателю проницаемости пород.
1. Традиционные объекты верхнего девона ТПП (до-маникоидные отложения).
В настоящее время в ТПП установлена нефтегазонос-ность малопроницаемых карбонатных пород верхнего девона (менее 50 мД).
Примером малопроницаемого коллектора с низкой пористостью верхнедевонских отложений может служить Верхнегрубешорское месторождение нефти. Нефтяная
Формация Возраст отложений Глубина, м Мощность, м Пористость, Кп, % Проницаемость, мкм2 Органическое вещество, ТОС,%* Содержание газа, м3/т
Antrim D3 180-670 4-21 9 10-5-10-8 1-20 1,1-2,8
New Albany D3-C1 150-600 15-30 10-14 10'5-10'8 1-25 1,1-2,3
Barnett Ci 2000-2600 30-60 4-5 00 о т-Н 1 in 0 1-Н 3-8* 8,5-9,9
Haynesville J 3000-4500 60-90 8-9 10'5-10'8 2-3* 2,8-9,3
Marcellus D 1300-2600 15-60 10 10'5-10'8 3,0-12 1,7-2,8
Eagle Ford К 1219 - 4420 12 -122 6-11 13 х10'5 3-7* н. д.
Bakken D3 3350 до 43 1-5 4x10'5 8-10* н. д.
Green River Эоцен 490-950 350-450 1-15 <1х10ч 15-20 н. д
Табл. 4. Геологическая характеристика основных месторождений сланцевых углеводородов США.
залежь установлена в глинисто-карбонатных отложениях сирачойского горизонта верхнефранского подъяруса (глубина 3550 м). Породы характеризуются проницаемостью менее 50 мД и пористостью 2 %.
Нефть - легкая (плотность нефти - 0,828 т/м3), малосернистая (содержание серы - 0,14 %), парафинистая (содержание парафинов - 2,6 %), смолистая (содержание смол и асфальтенов - 5,4 %), вязкость нефти незначительная - 1,08 мПа*с,
Для продуктивных толщ верхнедевонских (доманико-вых) отложений матричная проницаемость коллекторов в среднем составляет 30 мД или 3-10'2 мкм2, а пористость -11 %. Из таких коллекторов притоки нефти получены на месторождениях Баганское, Западно-Хатаяхское, Демаель-ское, Костюкское поднятие, Щельягорское, Макарьельс-кое, Верхневольминское.
Таким образом, карбонатные коллекторы, хотя и являются малопроницаемыми (проницаемость < 5-10'2 мкм2 или менее 50 мД), но представляют собой типичные коллекторы с традиционными ресурсами УВ.
2. Нетрадиционные объекты. В 90-х годах прошлого века в ТПП была доказана продуктивность депрессион-ных отложений и карбонатных массивов доманикового горизонта, которые считались ранее только материнскими породами. Поскольку аккумуляция углеводородов в верхнедевонских отложениях связывалась с резервуарами, сложенными породами-коллекторами с высокой проницаемостью и пористостью (преимущественно рифоген-ные образования), то депрессионные (сланцы, мергели) и малопроницаемые карбонатные породы исследовались эпизодически.
Объект 1 - «доманик» - депрессионные отложения до-маникового горизонта. Депрессионные отложения дома-
иикового горизонта - это возможный источник сланцевой нефти. Мощность сланценосной толщи, состоящей из сланцев, мергелей и известняков, составляет 15-70 м, достигая 130 м. Общая протяженность развития доманиковых сланцев в Тимано-Печорском бассейне по самым приближенным расчетам составляет более 160 000 км2.
В пределах Тимано-Печорского бассейна сланцы дома-никового горизонта характеризуются следующими параметрами по содержанию влаги аналитической - 0,4-1,0 %, золы - 59-65 %, минеральной углекислоты карбонатов -14-24 %, органического вещества (ОВ) - в среднем 12 % (до 27 %), серы общей - 0,14 %. Степень преобразованно-сти доманиковых сланцев изменяется в пределах градаций мезокатагенеза, но в основном - от длиннопламенной до жирной стадии (МК1-МК3) (Клименко, Анищенко, 2010).
Важно отметить, что характерной особенностью до-маниковых сланцев является высокая битуминозность (ХБА - 0,047-3,8 %; ßXB - 3,2-24,4) и большая изменчивость химического состава остаточного ОВ: С - 63-71 %, Н - 4,65,8 %. При этом состав хлороформенного битумоида (ХБА) сравнительно стабилен: С - 77-81 %, Н - 8,53 -8,57 %. (Коди-на, Галимов,1984; Клименко, Анищенко, 2010). Депресси-онные отложения доманикового горизонта характеризуются наиболее высоким содержанием ОВ - 16-27 %.
Несмотря на то, что в отечественной научной литературе все большее внимание уделяется изучению домани-ковых отложений, в ней до сих пор отсутствует четкая типизация нефтей и характеристика углеводородов, генерируемых и аккумулируемых доманиковыми отложениями, в т.ч. и сланценосными толщами.
В связи с этим целесообразно привести результаты проведенного нами анализа данных состава нефтей по месторождениям нефти, установленных в отложениях до-маникового горизонта. По физико-химическим свойствам можно выделить пять типов нефтей, которые подразделяются, в первую очередь, по значениям плотности, а также по содержанию серы.
Тип 1(основной доманиковый) -нефти легкие, с незначительной вязкостью, сернистые, парафинистые, смолистые, наиболее широко распространены в разных структурных зонах ТПП (Баганское, Западно-Хатаяхское, Демаельское месторождения в отложениях доманикового горизонта, Южно-Ошское, Верхненегрубешорс-кое, Западно-Аресское месторождения верхнего девона). Глубина залежи нефти - 3100-3350 м.
Тип 2 - нефти средние по плотности, сернистые, парафинистые, смолистые, распространены локально в зонах палеоподнятий и/или биогермных образований (Макрьельское, Верхне-вольское, Щельяюгорское). Глубина залежей нефти - 2100-2300 м.
Тип 3 - тяжелые нефти, маловязкие, сернистые, парафинистые, смолистые. Распространение нефтей дан-
Характеристики Сланцы и глинистые породы, обогащенные ОВ
Названия сланценосных толщ Доманик (Бушнев, 2009) Ветласянская свита
Площадь км2 >160 000 Нет данных
Возраст Бз Оз
Стратиграфия Доманиковый горизонт Ветласянский горизонт
(с!т) (\*)
Глубина залегания, м «Нефтяное окно» «Нефтяное окно»
1950-3950 3150м до 4200
Мощность, м 15-70 до 130 190 -265
Органика, С орг% 0,8-12 (до 27) 2-3
Состав керогена Коллохитинит, Коллоальгинит,
коллоальгинит коллохитинит
Тип керогена 11,1 II-1
Пористость 8-14% и менее 5% и менее (для глинистых толщ)
Градации катагенеза ОВ/ стадия углефикации МКгМК3 МК1-МКЗ
Наличие структур с углеводородами: * -
малопроницаемые коллекторы 03с1т +
Формации-аналоги Формация Баккен Формация Баккен
Наличие скоплений УВ в: а) малопроницаемых а) + а) возможно
б) низкопоницаемых коллекторах подстилающих и перекрывающих отложений б) возможно б) возможно
Табл. 5. Характеристика объектов в Тимано-Печорском нефтегазоносном бассейне, перспективных для получения сланцевой нефти.
ного типа редкое (Южно-Низевое месторождение). Глубина залежи - 2050 м.
Тип 4 - нефти битуминозные, маловязкие, сернистые, парафинистые и высокосмолистые. Распространены локально в отложениях доманикового горизонта (Верхнема-карихинское месторождение). Глубина залежи - 3200 м.
Тип 5 - нефти тяжелые, высокосернистые, малопара-финистые (месторождение им. Р. Требса и др.). Глубина залежи - 3820-3910 м.
От первого типа нефти к третьему типу нефти и битуминозной нефти (4-ый тип) увеличиваются значения вязкости, смолистости и уменьшается глубины залежей (за исключением глубины для нефти 4-го типа). Возможно, что увеличение плотности нефти в доманиковых отложениях связано с гипергенными процессами (Клименко, Анищенко, 2012) в локальных поднятиях Ижма-Печорской впадины (современные глубины - 2000-2300 м.
При этом можно предположить, что сланцевые породы явились очагами генерации для легких, парафинистых, смолистых, малосернистых и сернистых нефтей (1-ый тип), поскольку на севере ТПП, там, где отложения доманика маломощны и замещаются карбонатами, присутствуют тяжелые и высокосернистые нефти. Такие нефти, по мнению Т.А. Кирюхиной, А.В. Ступаковой (Кирюхина, Сту-пакова, 2001), являются сингенетичными для верхнего девона севера Хорейверской впадины и Варандей-Адъзвин-ской зоны.
В целом депрессионные отложения доманикового горизонта имеют наибольшее сходство по ряду показателей с формацией Баккен и могут рассматриваться как новые объекты получения сланцевой нефти. Таким образом, легкая нефть 1-го типа соотносится по нашему мнению со сланцевыми породами, генерирующими углеводороды.
Однако помимо собственно сланцев, следует рассматривать также подстилающие и перекрывающие породы предельно низкой проницаемости (менее 1 мД) как новые объекты нетрадиционных УВ. Так, например, на Западно-Печорокожвинском месторождении в терригенных под-доманиковых отложениях с проницаемостью пород, варьирующих в широком диапазоне (от 0,6 до 195 мД) присутствуют более легкие нефти, близкие по физико-химическим свойствам к легким нефтям 1-го типа в отложениях доманикового горизонта.
Наличие миграции доманиковой нефти в подстилающие породы и перекрывающие отложения (Клименко, Ани-щенко, 2010), представленные различными по проницаемости коллекторами, обуславливает обнаружение возможных скоплений углеводородов в плотных коллекторах (в зарубежном варианте их аналог - Tight Oil), из которых нефть можно извлечь только применяя специальные технологии (горизонтальное бурение и гидроразрыв пласта) (Рис. 2).
Объект 2 - доманикоидные отложения ветласянского горизонта. Доманикоидные отложения верхнего девона, способные генерировать сланцевую нефть, связываются нами также с отложениями ветласянской свиты.
Ветласянская свита выделена в верхнем девоне ТПП. Она отвечает верхней половине среднефранского подъя-руса и нижней части верхнефранского подъяруса. Мощность свиты изменяется от 0-190 м до 265 м. Свита залегает непосредственно на доманиковой свите и подстилает сирачойскую свиту. Она подрзделяется на три части (сни-
зу вверх) (Тихомиров,1995):
1. «Бухиоловый горизонт» (мощность - 45 м) - глины с многочисленными прослоями мергелей с бухиолами (БисЫо1а relroslriata ВисЬ), лингулами и тентакулитами, внизу битуминозные.
2. «Горизонт немых глин» (мощность до 111 м) в нижней части (39 м) сложен глинами, прослоями карбонатными, а в средней и верхней частях (72 м) - глинами с тонкими прослоями песчаников и алевролитов с обуглившимися растительными остатками.
3. «Атриповый горизонт» (мощность до 110 м) - глины и алевролиты, отчасти песчаники с прослоями мергелей с многочисленными атрипами (брахиоподы).
В объеме ветласянской свиты выделяется региональный ветласянский горизонт.
На севере ТПП в ряде структур Печоро-Колвинского авлакогена отложения ветлосянского горизонта в нижней его части представлены переслаиванием темно-серых аргиллитов с прослоями мергелей и окремненных известняков, средняя часть свиты содержит прослои песчаников, а верхняя - глинистые породы с углефицированными растительными остатками. Глубины залегания отложений вет-ласянского горизонта изменяются от 3100 м до 4200 м, что отвечает палеоглубинам отложений, находящихся в зоне «нефтяного окна».
На основе анализа работ (Тихомиров, 1995; Цыганко, 2005; Пармурзина, Боровинских, 2012), нами установлено, что отложения ветласянского горизонта в нижней его части могут быть относительно глубоководными.
Во-первых, в глинистых породах присутствует характерная фауна: пелициподы, конодонты, беззамковые бра-хиоподы, ортоцератиды, остракоды, тентакулиты, рыбные остатки, которые позволяют на основе биофациального анализа установить зону умеренного глубоководья (открытый глубоководный шельф).
Во-вторых, в последние годы сделан вывод, что эвста-тические колебания уровня моря совпадали (и были очень близки) с рубежами установленных в верхнем девоне стратонов, а уровню пограничных отложений доманикового горизонта и ветласянского горизонта отвечает небольшое эвстатическое событие - падение уровня моря с последующим его повышением.
Обобщая приведенные выше данные, можно отметить, что глинистые битуминозные породы в нижней части вет-ласянского горизонта («бухиоловые» слои) отвечают трансгрессивному этапу осадконакопления, они обогащены органическим веществом и находятся в зоне нефтяного окна, что в целом сходно с отложениями формации Баккен.
Учитывая литературные данные по соотношению количественного распределения разных видов углеводородов на ресурсной модели, приведенной в начале статьи (Рис. 1) следует предположить возможное увеличение ресурсов УВ за счет новых нетрадиционных объектов сланцевой нефти и нефти плотных коллекторов.
Заключение
Таким образом, в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции можно выделить несколько перспективных объектов нетрадиционных ресурсов нефти:
- в верхнедевонских отложениях франского яруса (до-маниковый и ветлосянский горизонты);
- углеводороды предельно низко проницаемых коллекторов подстилающих и перекрывающих доманиковые толщи.
Нетрадиционные объекты сланцевого газа могут быть выделены в верхнеюрских отложениях.
Основная задача выделения объектов нетрадиционных ресурсов УВ (сланцевых) в перспективе состоит в создании методической базы подсчетной оценки ресурсов УВ на лицензионных участках и создании льготных условий для извлечения сланцевых УВ в многопластовых месторождениях осадочного чехла ТПП.
В связи с этим возникают следующие наиболее важные вопросы государственного уровня:
- детальная разработка классификации нетрадиционных ресурсов УВ;
- создание методического подхода оценки реальных ресурсов сланцевых УВ;
- формирование льготного налогообложения для извлечения сланцевых УВ, в том числе и при разработке многопластовых месторождений УВ.
Литература
Бушнев Д.А. Органическое вещество ухтинского доманика. Доклады Академии Наук. Геохимия. 2009. Т.426. №4. 516-519
Дмитриевский А.Н., Высоцкий В.И. Сланцевый газ - новый вектор развития мирового рынка углеводородного сырья. Газовая промышленность. 2010. №8. 44-47.
Гаврилов В. Газфлот: Еще раз на те же грабли? Нефть России. Инф.-ан.портал. http://www.oilru.com/comments/read/467/12.03.2012.
Геологический словарь. М. 1973. Т. 2. 56.
Кирюхина Т.А., Ступакова А.В. Качественный прогноз флюидов в месторождениях Печорского моря. Геология нефти и газа. 2001. №3. 25-30.
Клименко С.С., Анищенко Л.А. Особенности нафтидогенеза в Тимано-Печорском нефетегазоносном бассейне. Известия Коми научного центра УрО РАН. 2010. №2. 61-69.
Кодина Л.А., Галимов Э.М. Формирование изотопного состава углерода органического вещества «гумусового» и «сапропелевого» типов в морских отложениях. Геохимия. 1984. №11. 1742-1746.
Макаревич В.Н., Макарова И.Р., Суханов А.А. Проблемы освоения биогенного сланцевого газа на Северо-Западе России. Газовая промыгшленность. Нетрадиционныге ресурсы нефти и газа. № 676. 2012. 77-80.
О стимулировании освоения месторождений нефти, характеризующихся сложными условиями добычи и характеристиками нефти. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 3 мая 2012 года. № 700-р.
Пармузина Л.В., Боровинских А.П. Ритмичность отложений верхнедевонского комплекса Тимано-Печорской провинции. Вестник института геологии Коми научного центра УрО РАН. 2012. №3. 2-5.
Проведена оценка мировых ресурсов сланцевого газа. Все о минерально-сырьевом комплексе России и мира. ИАЦ «Минерал» по материалам Oil and Gas Journal online. Интернет-ресурс 08.04.2011.
Систематика и классификации осадочных пород и их аналогов. СПб.: Недра. 1998. 266.
Скоробогатов В.А., Кузьминов В.А., Салина Л.С. Ресурсы газа в низкопроницаемых коллекторах осадочных бассейнов России и перспективы их промышленного освоения. Газовая промышленность. Нетрадиционныге ресурсыг нефти и газа. № 676. 2012. 56-62.
Словарь по геологии нефти. Л. 1958. 207.
Соколов А.Н. Обеспеченность запасами, добыча и потребление углеродных ископаемых в мире и в России. Элект. науч. ж-л «Нефтегазовое дело». 2011. № 5. 400-414. http://www.ogbus.ru.
Состояние и использование минерально-сырьевых ресурсов Российской Федерации. Сырьевой комплекс России ИАЦ Минерал. Интернет-ресурс. mineral.ru>Facts/russia/147/404/02_gaz.pdf.
Тихомиров В.С. Этапы осадконакопления девона Русской платформы и общие вопросы развития и строения стратисферы. М.:
Недра. 1995. 445.
Макарова И.Р., Отмас А.А., Суханов А.А., Волченкова Т.Б. Характеристика РОВ нефтематеринских отложений силура Калининградской области. Сб. мат-ов науч.-практ. конф.: «Комплексное изучение и освоение сырьевой базы нефти и газа севера европейской части России». СПб: ВНИГРИ. 2012. 167-173.
Цыганко В.С. Позднедевонские эвстатические события на территории девонской плиты и их стратиграфическое значение. Вестник института геологии Коми научного центра УрО РАН. 2005. №7. 2-4.
Якуцени В.П., Петрова Ю.Э., Суханов А.А. Нетрадиционные ресурсы углеводородов - резерв восполнения сырьевой базы нефти и газа России. Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2009. Т.4. №1. http://www/ngtp.ru.
Якушев В.С. О конкурентоспособности нетрадиционных источников углеводородов на региональных рынках. Газовая промышленность. Нетрадиционные ресурсы нефти и газа. № 676. 2012. 17-22.
Arthur J.D., Bohm В., Layne M. Hydraulic Fracturing Considerations for Natural Gas Wells of the Marcellus Shale. The Ground Water Protection Council, 2008 Annual Forum. Cincinnati. http://www.wvgs.wvnet.edu/www/datastat/ GWPC_092008_Marcellus_ Frac_Arthur_et_al.pdf. 2008.
Arthur J.D., Brian В., Coughlin B.J., Layne M. Evaluating the Environmental Implications of Hydraulic Fracturing in Shale Gas Reservoirs. http://www.all-llc.com/publicdownloads/ArthurHydr FracPaperFINAL.pdf.
Bakken Formation. Energy & Environmental Research Center (EERC). 2011. http://www.undeerc.org/bakken/Default.aspx.
Eagle Ford Shale Play, Eagle Ford Shale Overview. http:// eaglefordshale.com/. 2012.
Faraj В., Addison G., McKinstry B. et al. Gas Potential of Selected Shale Formations in the Western Canadian Sedimentary Basin. Canadian Resources. Gas Tips. 2004. P. 21-25.
Frantz J.K, Jochen V. Shale Gas. Schlumberger White Paper. 2005. http://www.slb.com/media/services/solutions/reservoir/shale_gas.pdf
Tight Oil Developments in the Western Canada Sedimentary Basin. Energy Briefing Note. http://www.neb-one.gc.ca/clf-nsi/rnrgynfmtn/ nrgyrprt/l/tghtdvlpmntwcsb2011/tghtdvlpmntwcsb2011-eng
V.N. Makarevich, I.R. Makarova, and A.A. Soukhanov. The search prospects of hydrocarbon unconventional deposits in the developed regions of the north-western part of Russia.
The article is dedicated to the selection criteria of new objects of shale hydrocarbon unconventional resources in the north-west Russia. Comparison of the Russian and foreign terms in the study of organic-rich sediments was carried out. Prospective areas for shale oil and gas findings on the example of timano-pechora oil and gas province are considered.
Keywords: unconventional reservoirs, oil shale, domanicoid deposits.
Владимир Николаевич Макаревич
Доктор геол.-мин. наук, профессор, академик РАЕН.
Тел. 8-812 275-66-38
Алексей Алексеевич Суханов Канд.геол.-мин.наук, заведующий лаборатории оценки запасов и технологий освоения нетрадиционных источников УВ сырья и попутных компонентов.
Тел. 8-812- 273-36-94
Ирина Ральфовна Макарова Канд.геол.-мин.наук, старший научный сотрудник. Тел. 8-812 579-99-28
ФГУП «Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт» (ВНИГРИ) 191014 Санкт-Петербург, Литейный пр., д. 39.
