Тема 16. Нетрадиционные виды и источники углеводородного сырья

Ресурсы УВ в недрах огромны, но лишь малая их часть, относимая к традиционным, изучается. За пределами исследований, поиска и освоения остается резерв ресурсов нетрадиционного УВ сырья, по объему на 2-3 порядка превышающий традиционный, но все еще мало изученный. Так, ресурсы метана в гидратном состоянии, рассеянного только в донных отложениях Мирового Океана и шельфов на два порядка (в нефтяном эквиваленте) превышают традиционные ресурсы УВ. Около 8-10⁴ млрд. т н. э. метана содержатся в водорастворенных газах подземной гидросферы, причем только в зоне учета ресурсов УВ - до глубин 7 км. Огромны объемы практически разведанных ресурсов нефтяных песков - до 800 млрд. т н. э. в отдельных регионах мира - Канада, Венесуэла, США и другие [38].

В отличие от подвижной в недрах, традиционной части ресурсов нефти и газа, извлекаемых современными технологиями, нетрадиционные ресурсы плохо подвижны или неподвижны в пластовых условиях недр. Для их освоения нужны новые технологии и технические средства, увеличивающие себестоимость их поиска, добычи, транспорта, переработки и утилизации. Не все виды нетрадиционного сырья ныне технологически и экономически доступны к промышленному освоению, но в энергодефицитных регионах, а также в бассейнах с истощенными добычей запасами и развитой инфраструктурой отдельные виды нетрадиционного сырья могут стать основой современного эффективного топливно-энергетического обеспечения.

Основной прирост традиционных запасов нефти и газа в мире и, особенно, в России идет ныне на территориях с экстремальными условиями освоения - Арктика, шельфы, удаленные от потребителей географо-климатически неблагоприятные регионы и другое. Затраты на их освоение столь велики, что, в период перехода на новые сырьевые базы, освоение нетрадиционных резервов сырья, окажется не только неизбежным, но и конкурентноспособным [50].

Важность всестороннего и своевременного изучения нетрадиционных ресурсов УВ особенно очевидна, если учесть, что более половины всех учтенных, в качестве традиционных, запасов нефти в России, представлены их нетрадиционными видами и источниками. Следовательно, нельзя считать корректным тот уровень обеспеченности запасами нефтедобычи в России, который ныне рассматривается на основе суммы традиционных и нетрадиционных запасов, поскольку значительные их объемы не отвечают условиям рентабельного освоения.

Любая нефтегазоносная провинция в ходе освоения подходит к стадии истощения. Своевременная подготовка к разработке дополнительных резервов в виде нетрадиционных источников УВ позволит длительное время поддерживать уровень добычи с рентабельными экономическими показателями. В настоящее время степень выработанности большинства крупных разрабатываемых месторождений в России, в основном, превышает 60% и, примерно 43% общей добычи осуществляется из крупных месторождений со степенью выработанности 60-95%. Современная добыча нефти в России ведется в регионах с высокой степенью истощения запасов. Переход на освоение новых сырьевых баз в арктических и восточных акваториях, требует резерва времени и сверхнормативных капитальных затрат, к которым экономика России ныне не готова. Одновременно во всех НГБ, даже с глубоко истощенными запасами, имеются значительные резервы нетрадиционных ресурсов УВ, рациональное и своевременное освоение которых позволит поддержать уровень добычи. Достигнутый в мире прогресс в технологиях добычи нефтегазового сырья допускает освоение нетрадиционных видов и источников УВ, со стоимостью эквивалентной стоимости сырья на мировом рынке [43].

Исследования ВНИГРИ показали значительные резервы ресурсов нефти и газа в нетрадиционных ис­точниках и резервуарах. Их изучение и освоение позволит заполнить ту неизбежную паузу в обеспечении нефте-, а затем и газодобычи, которая неизбежно возникнет до ввода в освоение новых сырьевых баз в экстре­мальных по условиям освоения регионах. [38, 43].

В настоящее время первоочередными для освоения нам представляются следующие виды и источники нетрадиционного углеводородного сырья:

1. Тяжелые нефти;

2.Горючие «черные» сланцы;

3.Низкопроницаемые продуктивные коллекторы и сложные нетрадиционные резервуары;

4. Газы угольных бассейнов

Тяжелые (ρ>0,904 г/см³) вязкие и высоковязкие (>30 мПа-с) нефтизанимают особое место среди нетрадиционных источников УВ. Скопления их наиболее хорошо изучены методами нефтегазовой геологии вплоть до эксплуатационного бурения и промышленной разработки, а запасы во многих залежах оценены по высоким (A+B+C₁) категориям. Промышленные запасы тяжелых нефтей (ТН), достигающие в сумме нескольких млрд. т, выявлены во всех основных НГП Российской Федерации с падающей добычей нефти - Тимано-Печорской (16,6% от общих запасов), Волго-Уральской (26%) и Западно-Сибирской (54%). Значительные запасы (3%) имеются также в районах Северного Предкавказья и Сахалина. Существенны и общие ресурсы (запасы + прогнозные ресурсы) ТН в этих регионах, достигающие нескольких десятков млрд. т. [49].

Всего в России в настоящее время открыто 480 месторождений ТН, из которых по величине запасов 1 уникальное (Русское в Западной Сибири), 5 крупнейших, 4 крупных, остальные - средние и мелкие.

Месторождения расположены в широком диапазоне глубин - от 180 до 3900 м. Температура в их пределах составляет 6-65°С, пластовое давление - 1,1-35 МПа. Большинство месторождений приурочено к антиклинальным структурам. Как правило, они многопластовые. Высота залежей - от нескольких метров до первых сотен метров.

Как и для обычных нефтей, характерна высокая степень концентрации запасов в крупных и крупнейших месторождениях. В них, в Западно-Сибирской НГП сосредоточено 90,5% запасов ТН этой провинции, Тимано-Печорской -70,5%. Волго-Уральской - 31,9%, в Северном Предкавказье - 52%, на Сахалине - 38%. Подобная закономерность характерна и для всей РФ - 72%. Основные запасы ТН сосредоточены на глубинах менее 1,5 км в 1-2 залежах крупных и крупнейших месторождений. Подобная асимметрия вызвана развитием исключительно терригенных коллекторов в Западной Сибири и Сахалинской области. В остальных НГП коллекторы - терригенные и карбонатные, и запасы распределены в них примерно поровну.

В фазовом отношении большинство залежей ТН являются чисто нефтяными. Исключение представляет Западная Сибирь, где почти все залежи (около 90% запасов) относятся к категории нефтегазовых или газовых с нефтяной оторочкой. В газе наиболее погруженных залежей отмечается присутствие конденсата, в то время как газ менее глубоких залежей преимущественно метановый "сухой".

Степень освоения месторождений ТН наиболее высокая в Краснодарском крае и Сахалинской области, где накопленная добыча ТН составляет 66-72% извлекаемых запасов. Соответственно, накопленная добыча по месторождениям Волго-Уральской НГП - 22%, Тимано-Печорской НГП - 15%, Западно-Сибирской НГП — 3%. Максимальная освоенность отмечается в тех регионах, где больше всего выработаны запасы легких и менее вязких нефтей [43].

Качество запасов ТН в целом таково, что они могут эффективно осваиваться при современном уровне технологий их добычи [50].

В первую очередь это относится к относительно легким нефтям с плотностью до 0,934 г/см и вязкостью до 30-50 мПа-с. Но не менее перспективны и более тяжелые и вязкие нефти.

Экономический эффект использования ТН будет определяться не только стоимостью освоения месторождений, добычи и транспортировки нефти, но и качеством самих нефтей и глубиной их промышленной переработки, в том числе переработки на месте получения. Чем глубже переработка, тем шире спектр получаемых продуктов и меньше величина отходов, используемых обычно как котельное топливо. ТН - комплексное полезное ископаемое. Только из этих нефтей получают продукты со специфическими свойствами, такие, как различные высококачественные масла и как нефтяной кокс, используемый в цветной металлургии и атомной промышленности, а также сырье для нефтехимических производств. Из них возможно извлечение в промышленных масштабах ванадия, никеля и других металлов. И все это при том, что из ТН может быть получен весь набор продуктов, ти­пичных для обычных нефтей [43, 50].

Сланцы - источник горючего газа. В 2009 г. США вышли на первое место в мире по объёму добываемого и продаваемого газа. Заокеанское «голубое топливо» в столь крупных объемах стали получать из сланцев путем глубокой и высокотехнологичной их переработки.

Американский «сланцевый прорыв» достоин внимательного рассмотрения. По данным министерства энергетики США, в январе – октябре 2009 г. производство газа увеличилось в штатах на 3,9% по сравнению с тем же периодом 2008 г. – до 18,3 трлн кубических футов (519 млрд м³). Минэнерго РФ оценивает всю российскую добычу природного газа за тот же период в объеме 462 млрд м³. По предварительным подсчетам, за весь прошлый год США произвели 624 млрд м³. В России объем добычи сократился до 582,3 млрд м³(в 2008 г. было добыто 644,9 млрд м³).

Возврат к ранее апробированному, но признанному «неэффективным» способу выработки газа из сланцев говорит о том, что в США появились новые технологии. В 2008 г. добыча газа из сланца дала лишь 10% всей американской газодобычи, еще 50% дали другие нетрадиционные источники топлива. Через год сланец дал едва ли не больше «голубого топлива», чем весь «Газпром» /СПбВ, 02.02.2010./.

«Газовые инновации» дают возможность по-новому построить газовый рынок мира. Сейчас природный газ транспортируется по трубам, т.е. продается только тем покупателям, к которым подведена «труба». Никакой биржевой торговли газом в крупных объёмах сейчас нет.

Если какая-нибудь крупная и технологически развитая страна научится делать «голубое топливо» в отрыве от газовых месторождений и вместо трубопроводов инвестирует средства в производство сжиженного газа, то рынок этого сырья станет таким же, как и нефтяной. Цены будут рыночными!

В России на все это смотрят пока «из далека». Технологическое отставание в сырьевых отраслях может Федерации дорого обойтись. Нельзя делать ставку только на газовые ресурсы месторождений Западной Сибири и континентального шельфа арктических и дальневосточных морей.

Опыт получения энергетического сырья из нетрадиционных источников в России есть. Сланцевый газ научились синтезировать уже давно и в 1950 г. в Ленинград шло «голубое топливо» из эстонского месторождения в Кохтла-Ярви. В РФ ресурсы и запасы горючих сланцев достаточно велики. Только в Ленинградской области разведанные запасы сланцев составляют более 1 млрд т. Крупным источником получения «голубого топлива» является газ растворенный в нефти. Недавно компания «Сургутнефтегаз» начала разработку Западно-Сахалинского месторождения, находящегося почти в 100 км от Ханты-Мансийска. Основной проблемой этого месторождения являлась утилизация нефтяного попутного газа, которая успешно была решена в 2009 г., когда построили газопоршневую электрическую станцию. «Сургутнефтегаз» утилизирует 95% попутного нефтяного газа.

Таким образом, весьма актуальным является практическое использование нетрадиционных источников энергетического сырья и в первую очередь получение горючего газа.

Нетрадиционные резервуары (HP) нефти и газаэто изолированные эффективные ёмкости, размещение которых независимо от современной пликативной структуры [43].

В качестве примера приведем одну из самых крупных газоконденсатных залежей в Западной Сибири в берриасской линзе Ачз-4 (более 700 млрд.м³газа и 200 млн.т конденсата) к востоку от Уренгойского ГКМ, 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 НГК 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 [43].

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 НГП, в Предкавказье основная масса НР 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 сеноманском 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 [43].

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 [43].

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 УВ 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 [43].

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 сложным пятнистым распределением.

Важнейшее значение для освоения залежей в НР 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.

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 [43]. 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% [43].

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. м³метана 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 [43].

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 [38, 43].