10СПЕЦИФИКА И РАЗНООБРАЗИЕ ПРОЦЕССОВ НЕТРАДИЦИОННОГО НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ
Б.М. Валяев ИПНГ РАН, e-mail: [email protected]
Современные парадигмы и концепции нефтегазовой геологии выстроены и базируются на материалах по геологии традиционных нефтегазовых месторождений. С середины прошлого столетия спектр разновидностей традиционных скоплений углеводородов постоянно расширялся в связи с обнаружением новых нетрадиционных типов ловушек, коллекторов, покрышек, расширялись также и представления об источниках углеводородов. За последние четверть века выяснилось, что в недрах нефтегазоносных регионов масштабы нефтегазонакопления в традиционных формах значительно уступают нефтегазонакоплению в особых, иных, формах. (Высоцкий, Дмитриевский, 2008). Ресурсы и скопления углеводородов в виде газогидратов, тяжелых нефтей и битумов, водорастворенных газов, сланцевых нефтей и газов, газов угленосных разрезов пород, газов плотных пород были отнесены к отдельному типу неконвенциональных ресурсов нефти и газа.
По материалам нескольких десятков разбуренных до больших глубин (более 5 км) нефтегазоносных бассейнов установлены основные особенности пространственного распространения традиционных скоплений и ресурсов нефти и газа. Крупнейшие традиционные нефтяные и газовые, газонефтяные и газоконденсатные месторождения сосредоточены в интервале глубин от 1,0-1,5 до 4,0-4,5 км, к которому приурочены так называемые главные зоны нефте- и газонакопления. Этот интервал глубин оказывается оптимальным интервалом для формирования скоплений традиционных нефти и газа. В сущности, в пределах большей части нефтегазоносных регионов в этом интервале глубин основные параметры, контролирующие аккумуляцию углеводородов в залежи (резервуары, покрышки и ловушки), приобретают оптимальные значения.
Как оказывается, в оптимальном интервале формирования скоплений традиционных (конвенциональных) нефти и газа распространены также неконвенциональные ресурсы в месторождениях водорастворенных и сланцевых газов, а также сланцевых нефтей. В этом интервале глубин формирование традиционных и нетрадиционных скоплений газа происходит одновременно и взаимосвязано. Обычно максимальная газонасыщенность пластовых вод фиксируется вблизи контуров газовых
(газоконденсатных) залежей и последовательно снижается по мере удаления от них. Здесь с особой очевидностью проявляется локализованность вторжения углеводородных флюидов. В отдельных случаях региональная газонасыщенность пластовых вод приближается к предельной (сеноманский комплекс севера Западной Сибири) и даже достигает ее (хадумский комплекс Ставрополья).
Водорастворенные газы демонстрируют специфическую форму локализации неконвенциональных скоплений, когда газ оказывается связанным не с минерально-органическим комплексом вмещающих пород, а с поровыми водами. Тем самым механизмы «улавливания» углеводородов при формировании скоплений неконвенциональных водорастворенных газов резко отличаются от более простой аккумуляции газа в обычных залежах. Генетическое единство этих двух типов газа, утилизированных в разной форме, очевидно. Как и для остальных традиционных углеводородных ресурсов, для водорастворенного метана характерны крайне неравномерные глобальная и внутрирегиональная распространенность, его ресурсы оцениваются величиной от 1016 до 1017 м3. Газ, растворенный в пластовых водах, по масштабам нетрадиционных ресурсов газа считается одним из самых значимых.
Для оптимального интервала нефтегазонакопления характерна также достаточно тесная ассоциация распространения традиционных нефтегазовых скоплений в первичных терригенных коллекторах со скоплениями над ними неконвенциональной нефти в глинистых покрышках и газа в сланцевых комплексах. При этом фиксируется резкая неравномерность насыщения ими даже соседних участков. Участки аномальной газо- или нефтенасыщенности приурочены к наиболее деформированным и трещиноватым участкам сланцевых комплексов типа sweet spots, с проявлениями аномально высоких пластовых давлений и температур, с комплексами вторичных минералогических и геохимических аномалий. Эти участки характеризуются и повышенными дебитами некоторых скважин, сопоставимыми с дебитами скважин из традиционных залежей нефти или газа в подстилающих коллекторах. Перечисленные аномалии контролируются обычно разрывными нарушениями разного типа с каналами вторжения и перетоков глубинных углеводородных флюидов.
Так, например, в Западной Сибири аномальная по нефтенасыщенности субмеридиональная зона ассоциируется с зоной глубинных разломов на западном склоне Сургутского свода, где распространены участки повышенной деформированности
кремнисто-глинистых образований баженовской свиты. Для трещинно-кавернозного коллектора характерны несколько систем проницаемости, наложенных деформаций и импрегнация углеводородных флюидов в залежь. Для этих же участков залежи характеры максимальные аномалии пластовых давлений (коэффициент аномальности Ka достигает значения 1,86) и температур. Участки повышенной продуктивности находятся в прямой корреляции с аномальностью пластовых температур и давлений, а также с повышенной пустотностью баженовских аргиллитов (Кокорев, 2010). Эти параметры являются свидетельством вторжения и вторичности легкой нефти в залежи, а также продолжающегося ее вторжения на современном этапе.
В сущности, формирование в оптимальном интервале нефтегазонакопления традиционных месторождений углеводородов сопровождается формированием и нетрадиционных скоплений сланцевых нефтей и газов, а также скоплений водорастворенных газов. Это единство определяется их формированием в общем ореоле вторжения глубинных углеводородных флюидов. Заметим, что для сланцевой нефти и скоплений сланцевого и водорастворенного газа ловушки оказываются необязательными; для сланцевых газа и нефти нет необходимости и в первичных резервуарах (Валяев, 2012).
Нетрадиционные ресурсы, представленные гигантскими скоплениями газогидратов, тяжелых и вязких нефтей, битумов на глубинах до 1-1,5 км образуют еще один главный - приповерхностный интервал нефтегазонакопления (Валяев, 2007 и др.). Глобальные оценки тяжелых, вязких нефтей и битумов в этом интервале ресурсов уже превысили 1 трлн т. При этом более 70% из них сосредоточены всего в двух регионах -Западной Канаде и Восточной Венесуэле. Нетрадиционные ресурсы этих регионов сопоставимы с ресурсами обычных (conventional) нефтей Ближнего Востока, который рассматривается в качестве крупнейшего «полюса» нефтенакопления. Более 60% мировых запасов обычной нефти выявлено в нем.
При формировании скоплений обычных (conventional) нефти и газа особая роль в их аккумуляции принадлежит региональным покрышкам. Скопления тяжелых нефтей и битумов формируются на склонах докембрийских щитов при отсутствии хороших покрышек, в результате потери газообразных и низкомолекулярных жидких углеводородов, с участием процессов биодеградации. В приповерхностном интервале, в сущности, при отсутствии покрышек и ловушек, происходит не аккумуляция нефти, а специфическая утилизация, улавливание тяжелых нефтей и битумов. При этом
задействованы не только особые условия нефтенакопления, но и уникальные масштабы вторжения глубинных углеводородных флюидов.
Скопления газогидратов формируются, в сущности, также без надежных классических покрышек и ловушек. Их отсутствие компенсируется возникновением специфических условий улавливания метана в форме клатратов в зоне их стабильности. Глобальные ресурсы газогидратного метана большинством специалистов оцениваются величиной от 5-1015 до 2-1016м3, т.е. на 1-2 порядка величин больше глобальных извлекаемых запасов газа (1,8-1014м3) традиционного типа. Более 90% ресурсов газогидратного метана тяготеет к континентальным окраинам Мирового океана, где складываются благоприятные для формирования их скоплений не только климатические, но и геодинамические обстановки. В отсутствие выдержанных изолирующих региональных покрышек локализованные вертикальные потоки глубинных углеводородных флюидов достигают зоны стабильности газогидратов в приповерхностных отложениях и даже пронизывают ее насквозь трубообразными каналами (диапиры, грязевые вулканы и др.). В донных осадках на участках выходов каналов на морское дно и разгрузки углеводородов часто фиксируются очаговые скопления газогидратов. Глубинная природа углеводородов была обоснована нашими работами, как для интенсивных разгрузок углеводородов, так и для формирования скоплений газогидратов в осадках дна Мирового океана. (Дмитриевский, Валяев, 2002а, б).
Среди всех выделенных разновидностей нетрадиционных ресурсов углеводородов к наибольшим глубинам (более 4,5 км по стадиям катагенеза, т. е. глубже «нефтяного окна») приурочены скопления газа плотных (tight) низкопроницаемых пород. Традиционные ресурсы на этих глубинах представлены, прежде всего, газоконденсатными и газовыми (реже нефтяными) скоплениями. В последние годы в США газы низкопроницаемых плотных песчаников все более активно вовлекаются в промышленную разработку. Основным резервуаром этих газов являются мелкозернистые песчаники и алевролиты, на больших глубинах отличающиеся плотностью и проявлениями аномально высоких пластовых давлений (Cumella ans Scheevel, 2008). В пределах низкопроницаемых комплексов ловушки как таковые обычно отсутствуют. Вторжение углеводородных флюидов происходит параллельно с деформациями и вторичными изменениями вмещающих газ пород. Формируются локальные высокопродуктивные участки типа sweet spots (рис. 1). Наибольший интерес для разработки представляют комплексы,
характеризующиеся сплошной (continuous) газонасыщенностью с многочисленными включениями sweet spots (рис. 2). Эти высокопродуктивные участки являются, в сущности, вторичными флюидизированными очагами.
Нетрадиционные скопления и ресурсы такого же типа (tight gas) должны быть широко распространены в породах фундамента (особенно метаморфических и гранитоидных) и в породах переходных (промежуточных) комплексов. Для нетрадиционных скоплений tight газа и нефти характерны проявления интенсивных аномальных поровых давлений (при коэффициенте аномальности Ka - до двух и более). Аномальные давления фиксировались и по материалам традиционных месторождений во всем разбуренном интервале глубин. Это является еще одним проявлением единства генезиса (энергетического единства) традиционных и нетрадиционных скоплений углеводородов.
Однако формирование скоплений tight газов и нефтей отличается по механизму процессов от формирования других типов нетрадиционных скоплений углеводородов. Формирующийся при вторичных изменениях (деформациях пород, минеральных преобразованиях, выщелачивании) плотных пород вторичный коллектор после заполнения нефтью и газом оказывается уже и вторичной ловушкой, самозапечатанной. Такого рода вторичные флюидизированные очаги могут превышать в поперечнике 1000 м (примером может служить вьетнамское месторождение Белый Тигр). Породы фундамента, карбонатные массивы, базальные горизонты чехла, отличающиеся по характеру литифицированности, окажутся наиболее благоприятными объектами для формирования tight месторождений нефти и газа. Открытия месторождений нефти и газа такого типа (в сущности нетрадиционного типа по своему генезису) - еще впереди для всех разбуренных нефтегазоносных регионов России.
По материалам нефтегазоносности tight комплексов и пород фундамента с особой определенностью проявляется приуроченность каналов вторжения углеводородов к грабенообразным структурам. Этот вывод для севера Западной Сибири иллюстрируется рис. 3. Приподнятые блоки с традиционными месторождениями уже достаточно хорошо опоискованы и разбурены. Однако ресурсный потенциал нетрадиционных скоплений углеводородов межблоковых зон и грабенообразных прогибов пока еще не раскрыт. Он связан с наиболее глубокопогруженными зонами бассейнов (как нетрадиционное гигантское скопление газа Deep Basin в Западной Канаде, как скопления «центрально-
бассейнового газа» США). Первичные литологические неоднородности определяют сложный характер супергигантского месторождения Чиконтепек в Мексике, связанного с прогибом - каньоном. Неоднородности продуктивности контролируются наложенными процессами вторжения углеводородных флюидов, проявляющихся и в аномальности пластовых давлений, и в безводном характере залежей.
В Западной Сибири в Среднеобской нефтегазоносной области к зоне сочленения Среднеобского и Фроловского геоблоков (прогибу) приурочено гигантское Приобское нефтяное месторождение, также характеризующееся специфичностью обстановки нефтенакопления. Оно связано, в основном, с песчано-алевритовыми фациями отложений неокома, клиноформенного типа. Ловушки относятся к литологическому и комбинированному типам. Тонкослоистые коллектора и постседиментационные изменения обусловливают сложное строение месторождения. Неравномерности дебитов скважин, трудные условия разработки характеризуют облик Приобского нетрадиционно-традиционного сложного месторождения. Как и залежи в баженовской свите, линзовидные залежи Приобского месторождения безводны и их формирование объясняется импрегнацией углеводородов, корни подтоков которых связаны субмеридиональной зоной глубинных разломов.
Заключение
1. Выявлено, что обстановки и механизмы трансформации и улавливания (аккумуляции, утилизации) глубинных углеводородных флюидов при формировании нефтегазовых скоплений нетрадиционного типа и неконвенциональных ресурсов нефти и газа имеют намного большее разнообразие по сравнению с традиционными аналогами. Столь же разнообразными оказались и сформированные нетрадиционные скопления и ресурсы углеводородов.
2. Для нетрадиционных скоплений углеводородов связь их пространственного распространения с глубинными разрывными структурами, контролирующими каналы вторжения глубинных углеводородов, проявляется еще более отчетливо, чем для традиционных нефтегазовых месторождений.
3. В формировании нетрадиционных скоплений углеводородов более отчетливо задействована энергетика глубинных процессов, обусловливающая вторжение (и трансформацию) глубинных углеводородных флюидов в разные интервалы осадочного чехла и фундамент.
4. С увеличением глубины в плотных (tight) породах (включая фундамент) интенсивнее проявляются процессы деформаций и вторичных изменений (вплоть до метасоматоза), способствуя формированию систем sweet spots и связанных с ними нетрадиционных скоплений углеводородов, достигающих крупных и гигантских по масштабам ресурсов и запасов.
5. Ресурсный потенциал разбуренных и малоизученных нефтегазоносных областей России значительно возрастает за счет увеличения разнообразия ожидаемых к открытию нетрадиционных и сложных скоплений углеводородов.
Работа выполнена при поддержке РФФИ, грант № 14-05-00869 и Программы № 27 Президиума РАН, проект 1.3.1.
ЛИТЕРАТУРА
1. Валяев Б.М. Природа и особенности пространственного распространения нетрадиционных ресурсов углеводородов и их скоплений // Газовая промышленность. Спецвыпуск «Нетрадиционные ресурсы нефти и газа». 2012. С. 9-16.
2. Валяев Б.М. Приповерхностный интервал нефтегазонакопления: специфика и масштабы утилизации углеводородных флюидов // Геология морей и океанов: Материалы ХУ11 Междунар. науч. конф. (Школы) по морской геологии. М., 2007. Т. 1. С. 92-95.
3. Высоцкий В.И., Дмитриевский А.Н. Мировые ресурсы нефти и газа и их освоение // Российский химический журнал. 2008. Т. LII, № 6. С. 18-24.
4. Дмитриевский А.Н., Валяев Б.М. Углеводородная дегазация через дно океана: локализованные проявления, масштабы, значимость // Дегазация Земли и генезис углеводородных флюидов и месторождений. М.: ГЕОС, 2002а. С. 7-36.
5. Дмитриевский А.Н., Валяев Б.М. Природа, ресурсы и значимость гидратов природного газа // Газовая промышленность. 2002б. № 11. С. 22-25.
6. Кокорев В.И. Технико-технологические основы инновационных методов разработки месторождений с трудноизвлекаемыми и нетрадиционными запасами нефти. Автореф. дис. ... докт. техн. наук. М., 2010. 46 с.
7. Cumella S.P., Scheevel J. The influence of stratigraphy and rock mechanics on Mesaverde gas dirtribution, Piceance Busin, Colorado // AAPG Special Volumes. 2008. Р. 137-153.
ПРИЛОЖЕНИЕ
Рис. 1. Схематический разрез, иллюстрирующий обстановки формирования центрально-бассейнового газа (по Б1.Р. Сите11а, 1 8сЬееуе1, 2008)
Рис. 2. Схематический разрез, иллюстрирующий модель миграции газа через комплекс МеБауегёе в бассейне Рюеапсе (Сите11а, 8сЬееуе1, 2008)
Рис. 3. Сверхглубокое бурение в Западно-Сибирской НГП (по В.И. Горбачеву)
