Сложные нетрадиционные резервуары

Нетрадиционные резервуары (HP) нефти и газа это изолированные эффективные ёмкости, размещение которых независимо от современной пликативной структуры [68].

В качестве примера приводится одна из самых крупных газоконденсатных залежей в Западной Сибири в берриасской линзе Ачз-4 (более 700 млрд.м3 газа и 200 млн.т конденсата) к востоку от Уренгойского месторождения, которая расположена в нижней, самой крутой части протяженного склона. Залежь контролируется не только песчаным телом, которое занимает в несколько раз большую площадь, а так же эффективным резервуаром внутри нее. Этот и другие недалеко расположенные резервуары сохраняются потому, что служат путями импульсных перетоков УВ из нижнего нефтегазоносного комплекса в верхний через региональный флюидоупор, что хорошо видно по распределению пластовых давлений. В сводовой части Уренгойского месторождения, где перетоков нет, коэффициенты аномальности пластового давления достигают 1,9 и более, а в зоне разгрузки падают до 1,6-1,7, что и позволяет ее трассировать. Особенно интенсивными эти перетоки стали на поздних этапах развития, когда начал бурно расти Нижнепурский мегавал, и именно благодаря мощной однонаправленной разгрузке сформировалась уникальная сеноманская газовая залежь [68].

Со спецификой образования связан состав залежей в нетрадиционном берриасском резервуаре — из исходного газоконденсата газ легче проходит через флюидоупор, и в аккумулируемом флюиде постепенно растет конденсатный фактор (до 600 см3/м3), а затем нередко обособляются и нефтяные оторочки.

Важно еще подчеркнуть, что в Западной Сибири, в Тимано-Печорской и Волго-Уральской провинциях, в Предкавказье основная масса нетрадиционных резервуаров находится на глубинах 3-4 км, слабо освещенных бурением даже в старых нефтегазодобывающих районах. Относительно лучшая изученность нетрадиционных резервуаров в Лено-Тунгусской провинции объясняется тем, что во-первых, других резервуаров в ней просто нет, а во-вторых, их глубины значительно меньше из-за интенсивных поздних воздыманий, достигающих даже в богатейших районах Непско-Ботуобинской антеклизы 1-1,5 км.

Энергетические процессы в резервуарах и их морфология, параметры вмещающих залежи коллекторов, примеры объектов, а также выраженные в процентах доли прогнозных ресурсов в разнотипных резервуарах и для каждого типа — степень их разведанности, нигде не превышающая 15%.

Резервуары консервации (55% всех прогнозных ресурсов). Отнюдь не самый изученный, но, пожалуй, самый наглядный пример — Бованенковское месторождение на Ямале. В сено- манском веке здесь существовали три палеоподнятия, расположенные в форме треугольника, на тот период времени бывшие наиболее крупными месторождениями с залежами в юрских песчаниках. Затем в центре треугольника стала расти гигантская антиклиналь, распрямившая практически все три бывшие антиклинальные складки. Новая антиклиналь собрала газ в альб-сеноманский рыхлый резервуар (4,5 трлн.м3), но почти пуста в юре. Залежи же в юрских отложениях выявлены на пологой Северо-Бованенковской антиклинали — остатке от более высокоамплитудной палеоструктуры [68].

Ямал взят в качестве примера еще и потому, что он является одним из самых ярких случаев такой инверсии нефтегазоносности — те антиклинали, которые собирали нефть и газ в середине и конце мела, потом были частично или полностью расформированы, а новые (включающие залежи в сеномане) являются, в основном, новообразованными. Контроль палеоподнятиями представляет лишь один из нескольких видов контроля, которые нужно учитывать при расстановке поисковых скважин.

В резервуарах разгрузки содержится 12% прогнозных ресурсов.

Резервуары выщелачивания (30% прогнозных ресурсов), выделен в карбонатных толщах; процесс выщелачивания играет важнейшую роль в увеличении пористости и проницаемости в антиклинальных объектах, прежде всего, приуроченных к органогенным постройкам. Материалы по Западной Сибири, свидетельствуют о широком развитии резервуаров выщелачивания и в полимиктовых песчаных породах, которые тоже пока в большинстве случаев выявляются в антиклинально-литологических ловушках, но в перспективе станут главенствующими в некоторых нетрадиционных объектах. Главные черты резервуаров выщелачивания — подавляющее распространение порово-трещинных коллекторов и сильно вытянутая (приразломная) форма [68].

Резервуары нефтегазогенерации (3% ресурсов), пока хорошо изучены только в западной части Западной Сибири, где до современности продолжается (причем с нарастанием) образование автохтонных залежей в баженовских черных сланцах. Резервуары этого типа выделяются не только в самих черных сланцах, но и в смежных песчаниках, поскольку само наличие в них гигантских залежей (например, Талинское месторождение в Красноленинском районе) определяется грандиозными масштабами генерации и эмиграции углеводородов из черных сланцев. Резервуары как в сланцах, так и смежных песчаниках (выше, ниже и внутри регионального флюидоупора) представляют единую гидродинамическую систему (в геологическом смысле), и таким же единым механизмом должна стать интерпретация сейсморазведки [68].

Чрезвычайно важны распределение температур и пластовых давлений и особенности строения регионального флюидоупора, то есть то, что обуславливает главные пути миграции УВ. Преобладают трещинно-поровые коллекторы, которые характеризуются столь же сложным пятнистым распределением, как, например, вместилища редкометальных или золотых руд в некоторых штокверковых месторождениях. Аналогия обоюдная — она обогащает как нефтяную, так и рудную геологию, особенно теорию месторождений в черносланцевых формациях.

Важнейшее значение для освоения залежей в нетрадиционных резервуарах имеет рациональный комплекс интенсификации притоков. Ведущее место, благодаря преобладанию трещинных коллекторов, занимает, разумеется, гидроразрыв. За ним следует тепловое воздействие на пласт, которое, в числе прочего, приводит к образованию агрессивных кислот, нередко способствующему перераспределению минеральных цементов и повышению проницаемости. Собственно кислотные обработки дают более сложные результаты, и, например, во многих полимиктовых песчаниках приводят не к повышению, а, напротив, снижению проницаемости.

Нефтегеологическая практика все чаще сталкивается с низкопроницаемыми коллекторами (НК), а, соответственно, с разработкой методов их изучения и технологий повышения их нефтегазоотдачи.

Сравнивать прогнозные ресурсы в нетрадиционных резервуарах с принятыми для России трудно, потому что они рассчитывались по принципиально различным методикам: HP — по продуктивным объемам эффективных коллекторов, а принятые ресурсы — по комплексу тектонических, литологических, геохимических и других критериев. Тем не менее, формально HP от принятых в 1993 г. ресурсов составляют: для УВ в целом почти 50%, отдельно для нефти — более трети, газа — половина, конденсата — почти весь [68].

Газы угольных бассейнов

На территории России выделяется 24 угольных бассейна, порядка 20 угленосных площадей и районов, а также множество отдельных угольных месторождений. Большинство из них газоносны. Объемы выделяющегося газа при разработке угля в крупных углепромышленных регионах достаточно велики, чтобы, по крайней мере частично покрыть их потребности в газе, Так например, ежегодный ввоз природного газа в Кемеровскую область составляет ~ 1.5 млрд. м3, а ежегодное выделение УВ газов при разработке Кузнецкого бассейна — 2,0 млрд. м3, в т.ч. 0,17 млрд. м3 отсасывается дегазационными системами. На каждую тонну добычи угля в России в среднем выделяется 20 м3 метана [68]. В 2009 г. впервые в России началась промышленная утилизация углеметана в Кемеровской области.

Газоносность углей, по-сути дела метаноносность (по составу газ преимущественно метановый, сухой); в ряде бассейнов достигает 30-40 м3/т (Печорский, Кузнецкий и др.). Отличительной особенностью угольного газа является форма его содержания — преимущественно сорбционная в монолитных угольных пластах, и свободная в зонах трещиноватости угольных пластов и во вмещающих породах. Высокие содержания газа в угольных бассейнах, с одной стороны — причина аварий при отработке угля, а с другой — представляют собой существенный резерв газового сырья для промышленности, особенно в энергодефицитных регионах. Многократное чередование в разрезе и по площади продуктивных отложений различных форм содержания газа, предопределяющих различия в технологиях его добычи — фактор, создающий трудности в освоении угольных газов.

Прогнозные ресурсы газа в угольных пластах подсчитанные по 18 угольным бассейнам в пределах глубин оценки запасов и ресурсов углей ( 1800 м) и составляют в сумме около 45 трлн. м’, при колебаниях от единиц млрд. м3 (Угловский, Аркагалинский, Кизеловский, Челябинский) до 13-26 трлн. м3 (Кузнецкий, Тунгусский). Оценка ресурсов газов в свободных газовых скоплениях выполнена только по двум бассейнам — Печорскому и Кузнецкому, и составила в сумме ~ 120 млрд. м3. Около 90% всех общих ресурсов приходится на категорию Д2. Однако по отдельным бассейнам долевое участие ресурсов более высоких категорий может составлять 50-70% (Минусинский, Улугхемский, Кизеловский и др.), что связано с превышением запасов углей над ресурсами в этих бассейнах. Наиболее богатыми регионами России по ресурсам угольных газов являются Восточная и Западная Сибирь ~ 58 и 29%, соответственно, от общего объема ресурсов, в то время как в Европейской части сосредоточено не более 4% [68].

Угольные газы по своим качественным и количественным характеристикам ничем не уступают УВ газам традиционных месторождений.

В настоящее время в более чем 3 тысячах угольных шахтах мира выделяется около 40 млрд. м3 метана в год, из которых в -500 шахтах каптируется около 5.5 млрд. м3/год, а утилизируется — 2.3 млрд.м3. Мировой опыт утилизации угольного газа свидетельствует о перспективности и экономической целесообразности вовлечения его в местный топливный баланс. В 12 странах мира каптируемый газ рассматривают как попутное полезное ископаемое, а в отдельных странах — как самостоятельное (США). В первом случае себестоимость его разработки не превышает себестоимости добычи традиционного газа, во втором — несколько выше (в 1.3-1.5 раз).

В России метан из угленосных толщ извлекается в объеме 1.2 млрд. м3 /год различными системами дегазации на полях 132 действующих шахт. Утилизируется он в двух бассейнах — Печорском и Кузнецком в количестве 100-150- млн. м3/год. Разработаны технологии, позволяющие рентабельно извлекать и выгодно использовать газ из угленосных толщ.

Наиболее перспективными для разработки газа являются Печорский и Кузнецкий каменноугольные бассейны, где для этого уже выполнено технико-экономическое обоснование и есть положительный опыт добычи газа. Кроме того, попутная добыча газа возможна в ряде дальневосточных бассейнов — Партизанском, Угловском, Сахалинском. Тунгусский и Ленский бассейны представляют собой крупные резервы газового сырья в будущем [6, 68].

В целом нетрадиционные ресурсы УВ представляют резерв возможностей расширения сырьевой базы нефти и газа в России, особенно для провинций с истощенными запасами, но они нуждаются в целенаправленных исследованиях и, главное, в разработке новых принципов теории и практики, как их выявления, так и разведки и добычи [61, 68].

Duże zimowe okonie 30+ na boczny trok — wędkarstwo spinningowe


Добавьте постоянную ссылку в закладки. Вы можете следить за комментариями через RSS-ленту этой статьи.
Комментарии и трекбеки сейчас закрыты.