2.Проблеми пошуків нетрадиційних скупчень нафти і газу (кристалічний фундамент, рифи, сланцевий газ, газ вугільних басейнів).

Серед нетрадиційних об’єктів, що привертають увагу в останнє десятиліття геологів-нафтовиків особливий інтерес представляють породи фундаменту. Вперше цілеспрямоване буріння для виявлення покладів нафти в фундаменті було розпочате у Венесуелі в кінці 40-х - початку 50-х років після того, як на родовищі Ла-Пас при отри­манні нафти із тріщинуватих крейдяних вапняків було вирішено поглибити розвідувальну свердловину в породи фундаменту, виходя­чи із думки про можливість розвитку в них також тріщинуватих колекторів, які вміщують нафту. Відкритий цією свердловиною поклад у фундаменті і до сьогодні є одним із найбільших. При наступному розбурюванні покладу з проходкою по фундаменті 941м найбільший початковий дебіт нафти із продуктивного інтервалу досяг 1576т/добу, хоча деякі із свердловин виявилися непродуктивними або малодебітними. Не дивлячись на це, в подаль­шому пошукам вуглеводнів у породах фундаменту не надавалося пот­рібної уваги.

На сьогодні скупчення вуглеводнів і припливи нафти і га­зу промислового значення, які приурочені до порід фундаменту, виявлені в осадочних басейнах різного типу в Європі, Азії, Афри­ці, Північній та Південній Америці та Австралії.

Серед 450 родовищ нафти і природного газу, в яких промислові ресурси зосереджені в кристалічному фундаменті, є 40 гігантських родовищ з запасами 3703млрд.м³ природного газу і 31602млн.т нафти (23% від світових її запасів). Товщина нафтоносної зони в кристалічних породах досягає 1500м, інколи більше.

За даними Є.В. Кучерука (1990) у породах фундаменту та інших породах можна виділити три основні групи структур, що контролюють скупчення вуглеводнів:

1. переважно ерозійного характеру,

В утворенні групи основну роль відіграють процеси вивітрювання і вилуговування. Поклади звичайно масивні, охоплюють як породи фундаменту, так і породи оса­дочного походження, що контактують з ними. При відсутності скупчень вуглеводнів у скле­піннях вони можуть бути на крилах і екрануватись фундаментом або літологічними змінами порід. До цієї групи можна від­нести родовища Крафт-Пруса в межах підняття Центрального Канзасу, Пунчинське в Західному Сибірі, а також родовища-гіганти Х’юготон-Панхенд у США та Ауджила в Лівії, не дивлячись на те, що останні мають в основі горстову природу.

2. ерозійно-тектонічні блокові моноклінального або горстового типу,

Структури другої групи приурочені переважно до осадочних басейнів рифтогенного типу або які пройшли рифтогенну активіза­цію (западина Сирт). Поклади звичайно, локалізуються в найбільш припіднятих ділянках тектонічних блоків і екрануються розломами і поверхнями неузгоджень.

У формуванні колекторів, поряд з екзогенними, велику роль відіграють ендогенні процеси (тектонічна тріщинуватість, цирку­ляція гідротермальних розчинів по розломах). Переважають покла­ди масивні, тектонічно екрановані (прикладами можуть бути родо­вища Яреся в КНР, Едісон в Каліфорнії тощо).

3) переважно тектонічні складчас­того типу.

До третьої групи можна віднести структури, які сформовані в умовах стиснення пізніми тектонічними рухами, що охопили як осадочний чохол, так і фундамент. Подібні структури відомі, нап­риклад у двох таких різнотипних орогенних осадочних басейнах як Лос-Анджелес і Маракайбо. В обох басейнах родовища в фундамен­ті пов’язані з прирозломними, сильно порушеними антикліналями.

Поклади локалізуються в присклепінних ділянках структур, які характеризуються найбільш інтенсивною тріщинуватістю. Текто­нічна тріщинуватість - в склепінні антикліналей і в прирозломних зонах - основний фактор формування колекторських властивостей порід фундаменту. Родовища звичайно багатопластові, з покладами масивними склепінними в фундаменті і пластовими склепінними у відкладах, що залягають вище.

Кристалічний фундамент ДДЗ є нетрадиційним об’єктом для пошуково-розвідувальних робіт на нафту і газ. Проблема його нафтогазоносності ще знаходиться на початковій стадії вивчення. Сьогодні вона вирішується спільно з пошуками покладів вуглевод­нів в осадочному чохлі. Але, недивлячись на це, в раніше безперспективних утвореннях фундаменту, вже отримані припливи наф­ти і газу на Хухринській, Чернетчинській, Доброславській, Юліївській, Огульцівській, Золочівській, Добропільській та інших ділян­ках Північного борту ДДЗ.

На сьогодні в ДДЗ пробурено близько 200 свердловин, які розкрили кристалічний фундамент на глибині до 1000м. Найбільша кількість свердловин знаходиться на Північному борті, де роз­різ фундаменту вивчений в основному на глибинах до 200-500м.

І хоч природа резервуарів кристалічного фундаменту ДДЗ вив­чена дуже слабо, дані які є, дозволяють прогнозувати різні їх морфологічні і генетичні типи. Основні різновиди нетрадиційних резервуарів тут пов’язані з:

- корами вивітрювання, потужність яких коливається в широ­кому діапазоні від 10 до 105м;

- зонами гіпергенезу, що зачіпає товщу порід близько 200-300м, які утворюють проміжний (перехідний) комплекс між осадочни­ми і корінними утвореннями кристалічного фундаменту;

- зонами катаклазу, дріблення, розущільнення, контактуючими з продуктивними горизонтами осадочного чохла.

Наявний геолого-геофізичний матеріал дозволяє прогнозувати сприятливі умови розміщення покладів вуглеводнів у резервуарах кристалічного фундаменту як у бортових, прибортових, так і в осьовій частинах ДДЗ.

Нові геолого-геофізичні матеріали свідчать, що тріщинуваті зони в невивітрілих кристалічних товщах з глибиною не зникають, а на глибині існують тріщинно-жильні резервуари з задовільними колекторськими властивостями. Вони прогнозуються по сейсмічних відбиваючих границях і підтвер­джуються надглибокими свердловинами (Криворізькою, Кольською та ін.)

Тому, оскільки мова йде про нижні структурні поверхи, то доцільно застосування нетрадиційної методики розвідки “знизу-вверх”, яка опирається на сучасні гли­бинні геофізичні методи дослідження рельєфу і структури фундаменту. У різних районах в залежності від геологічних умов можуть бути ефективними ті або інші геофізичні методи або їх комплекс. Нап­риклад, на території Польських Карпат для прослідковування консолідованого фундаменту під флішовими товщами найбільш вдалим є метод магнітотелуричного зондування, особливо в складі з гравірозвідкою і сейсморозвідкою ГСЗ і КМЗХ. Ще К. Лендс та ін. (1960) вказували, що для пошуків нафти і газу в фундаменті можуть бути дуже корисними структурні карти поверхні фундаменту. Так як поклади в породах фундаменту тісно пов’язані з покладами в базальних горизонтах осадочного чохла і контро­люються вищезалягаючою незгідності дуже інформативними є карти поверхонь незгідностей, палеоструктурні профілі та інші геологічні документи, які дозволяють судити про древній рельєф, джерела і напрямки зносу матеріалу, тощо.

Розломи, що відіграють головну роль в багатьох осадочних басейнах щодо нафтогазоносності фундаменту можуть успішно вивча­тись за допомогою аерокосмічних та інших методів. Картування розломів і виявлення їх природи, особливо в сукупності з регіо­нальним геодинамічним аналізом, дозволяє прогнозувати розміщення асоційованих зон тектонічної тріщинуватості, блокових структур тощо.

Для виявлення скупчень вуглеводнів у породах фундаменту необхідно орієнтувати пошуково-розвідувальні роботи в першу чергу на виявлення розломно-блокових структур і різновидних ерозійно-тектонічних виступів поверхні фундаменту. Однією із важливих умов успішних пошуків скупчень вуглеводнів у фундаменті є роз­криття бурінням фундаменту на достатню глибину, і, при цьому, декількома свердловинами, розміщеними не тільки на склепіннях виступів, але і на схилах, а також якісне випробування перспективних інтервалів [76].

Необхідно відзначити, що поверхня кристалічного фундаменту, яка розкривається свердловинами, є свого роду психологічним бар’єром для геологів-нафтовиків. Як правило, в таких випадках буріння призупиняється, і свердловина, якщо вона не відкрила скупчень вуглеводнів промислового значення у вищезалягаючих осадочних породах, відноситься до категорії непродуктивних. Не можна виключати в зонах насувів можливість відкриття під породами кристалічного фундаменту осадочних порід, які можуть вміщувати промислові скупчення вуглеводнів. Такі умови існують в крайових частинах прак­тично всіх нафтогазоносних басейнів, що пов’язані з міжгірськими западинами епіплатформних орогенів, і по периферії гірських споруд [79]. Нафтогазоносні басейни цього типу широко розвинуті на всіх материках. Найбільша їх кількість знахо­диться в Північній Америці та в Азії. Так за уявленнями американських геологів ширина Аппалацького поясу насувів досягає 160км. А в багатьох місцях цього поясу кристалічні породи центральної частини Аппалачів насунуті на осадочні відклади континентальної окраїни Північноамериканської платформи.

Поклади нафти і газу рифогенного типу

Одним із важливих об’єктів неантиклінального типу є зони нафтогазонакопичення, які приурочені до похованих рифів. За кор­доном (особливо в США, Канаді, Мексиці, Лівії, та країнах Пер­ської затоки) роботи з вивчення і пошуків нафтогазоносних рифів ведуться вже багато років. Органогенні забудови різних типів (біогерми, біостроми, рифові масиви) широко розвинуті у палеозойських відкладах Волго-Уральської і Тімано-Печорської НГП (Росія) та інших регіонах країн СНД.

1.Родовища нафти і газу, які пов’язані з похованими рифами (локальними і бар’єрними), а також з передрифовими уламковими шлей­фами мають широке розповсюдження. Поклади нерідко характеризуються запасами, що досягають декількох сотень мільйонів тонн.

2. Запаси наф­ти і газу звичайно нерівномірно розподіляються всередині рифових зон і сконцентровані переважно в окремих родовищах. Потужності рифогенних відкладів, до яких приурочені поклади, коливаються від декількох метрів до кілометра і більше, однак величина потужнос­ті не визначає ступені нафтогазоносності рифів. Висота покладів змінюється від 10-30 до 200м і більше і залежить як від амплітуди пасток, яка нерідко досягає 100-150м, інколи і 400м, так і від сту­пеня їх заповнення.

3. Рифогенні породи володіють переважно високими колекторськими властивостями. Пористість може досягати 20-40% і більше. Первин­на пористість рифогенних порід міжгранулярна і внутрішньоскелетна. Вторинна пористість, що розвивається за рахунок вилуговування і до­ломітизації, а в деяких випадках зумовлена процесами вивітрювання, значно покращує ємнісні і фільтраційні властивості колекторів. Крім цього, для рифів характерна тріщинуватість як тектонічна, так і тектонічна. Вона не відіграє великої ролі в ємнісних властивостях порід, але значно підвищує їх проникність. Добрі фільтраційні влас­тивості рифогенних колекторів зумовлюють високі дебіти нафти в окремих свердловинах, які нерідко досягають декількох тисяч тонн на до­бу (42тис.м³/добу на родовищі Серро-Асуль і більше 6тис.м³/добу на родовищі Моралільо Золотого поясу).

Характерною особливістю рифових забудов, як бар’єрних так і локальних, є нерівномірний розподіл у них колекторів. В зв’яз­ку з цим поклади нерідко приурочені до окремих пористих пластів і лінз у рифових тілах або екрануються слабопроникними рифогенними породами. Пористі зони залягають на різній глибині відносно пок­рівлі рифу і займають різне структурне положення, що в ряді випад­ків викликає зміщення покладів на крилах рифових виступів.

Бар’єрні рифи є одним із важливих об’єктів нафтогазопошукових робіт, оскільки часто контролюють регіональні зони нафтогазонакопичення великої протяжності, що досягають декількох со­тень, а інколи і тисяч кілометрів. Бар’єрні рифи розмі­щуються на стику двох фаціальних областей з різними умовами седиментації – мілководного шельфу і відносно глибоководної частини басейну.

Важливою особливістю бар’єрних рифів є їх вираженість в су­часному структурному плані по поверхні карбонатного рифового ком­плексу у вигляді вузьких протяжних лінійних флексур. Існує думка, що бар’єрні рифи в основному формуються над розломами фундаменту, які утворюють уступи, сприятливі для утворен­ня цієї безперервної забудови.

Локальні рифові забудови, як і рифи бар’єрного типу, нерідко контролюють значні скупчення нафти та газу. У Львівській западині намічається декілька зон лінійних рифів, приурочених до відкладів верхнього силуру. Ширина зон, за даними профільного буріння, не перевищує 5-6км. До однієї з таких зон приурочене газове родовище Локачі.

Наявність рифогенних тіл прогнозується також і у верхньоюрському карбо­натному комплексі Більче-Волицької зони Передкарпатського прогину в піднасуві Карпат. за даними досліджень вчених УкрДГРІ даний комплекс є типово рифогенним і відзначається наявністю всіх фаціальних зон: передрифової, рифової та зарифової.

У нафтогазоносному відношенні перспективними є також породи-колектори, що входять до складу верхньоюрської рифогенної формації не тільки у Західному, але і в Південно­му регіонах України. Це Опарський риф, Лопушнянські куполи, Рудківські біогерми Більче-Волицької зони Передкарпатського прогину, верхньоюрські рифи Переддобруджі та Південно-Східного Криму. Наявність значної кількості рифогенних забудов прогнозується також і в ДДЗ.

Гази вугільних шахт

У процесі метаморфізму вугільної речовини утворюється значний обсяг газів, в першу чергу вуглеводневих - метану та його гомологів. Вважається, що тонна вугілля може про­дукувати до 200м³ метану. Частина газу залишається у вугіл­лі, частина мігрує у породи або в атмосферу. Ресур­си газу вугільних басейнів світу досягають десятки трильйонів кубометрів. У деяких державах проводиться дегазація шахт і виділений метан з успіхом використовується. Так за усним повідомленням Б. Патона (2001) в США із загального об’єму газу, що використовується, близько 30% складає вугільний газ.

За даними О.Є. Іванціва, С.О. Лизуна та М.П. Гальміза [90] у вугільних пластах та вмісних їх гірських породах вугільних басейнів України міститься значна кількість метану, яка в декілька разів перевищує запаси природного газу. Загальні ресурси метану у вугіллі Львівсько-Волинського і Донецького басейнів становлять 1.5-2трлн.м³, а з врахуванням метану, що знаходиться у вуглевмісних породах, в т.ч. і в розсіяній вуглистій органіці, перевищують 12-20трлн.м³, з яких 30-3.5трлн.м³ придатні до видобутку. Більш точна оцінка ресурсів метану в гірських породах та вугіллі України вимагає детальнішої розвідки на вуглеводневі гази.

Сланцевий газ (природний) – альтернативний природний газ, що видобувається зі сланцю, складається переважно з метану.

Для його видобутку використовують горизонтальне буріння і гідророзрив пласту. Аналогічна технологія видобутку застосовується і для отримання вугільного метану. Хоча сланцевий газ міститься в невеликих кількостях (0,2-3,2 млрд. м³/км²), але за рахунок розтину великих площ можна одержувати значну кількість такого газу. Головна перевага сланцевого газу — близькість до ринків збуту. За попередніми підрахунками ресурси сланцевого газу в світі складають 200 трлн.м³. У США розвідані запаси сланцевого газу складають 24 трлн. м³. Провідною корпорацією в США з видобутку сланцевого газу є Chesapeake Energy.

Перший вуглеводневий газ, який почали видобувати у світі, – це був якраз сланцевий газ. У 1821 році в Сполучених Штатах була пробурена перша свердловина. Але тоді інтерес до сланцевого газу впав, тому що його видобування було дуже дорогим.

Сланець - це гірська порода, горюча частина якого займає там десь 17-30%, в найкращих випадках більше. Газ утворюється в певних невеличких кишенях. Для того, щоб дістатися до цього газу треба мати певні технології. Ці технології з’явилися в США, тому що 70% всіх покладів сланцевого газу знаходиться саме там. В роки нафтової кризи американський уряд знайшов чотири дуже великих поклади сланцевого газу. Потрібні були технології видобування, якою стало горизонтальне буріння, але цього не достатньо, треба створити так званий гідроудар. Для того щоб його здійснити, треба закачати воду, пісок і певні хімікати.

Оцінка покладів сланцевого газу в Україні не робилася, проте за деякими оцінками можна видобувати приблизно 15-20 мільярдів кубометрів. Є певний інтерес канадської, французької та польської компаній. Вважається, що поклади у нас є найбільшими в Європі. За загальними оцінками, до сланцевого газу можна дістатися через 7-8 років.

Головними країнами з покладами сланцевого газу є Росія, Китай, США, Австралія, Індія, Польща, Німеччина, Великобританія та Україна, яка займає серед них 3-4 місце. Проте це дійсно це непроста технологія.

Польська Eurogas уже підписала договір про конфіденційність з французькою компанією Total по нашим нетрадиційним газам. В Західній Україні вони планують розробку можливо вже найближчим часом.

На сьогоднішній день видобувати сланцевий газ однозначно вигідно, в середньому видобування природного газу коштує приблизно 40 доларів за тисячу кубометрів, а сланцевого – 70-130.

Точні цифри стосовно запасів сланцевого газу назвати важко. Вони є в центральній Україні – Черкаська, Чернігівська, Кіровоградська області, на заході Україні – Львівсько-Волинський басейн

Найбільшого успіху досягла компанія Chesapeake Energy. Її фахівці реанімували старий метод горизонтального буріння, коли введений у пласт бур починають переводити у горизонтальне положення. Після цього у свердловинах створюють ефект гідравлічного удару за рахунок закачування води та хімікатів.

Більш того, запаси сланцевого газу у США перевищують 2 000 трильйонів кубічних футів (1 фут дорівнює 0,3 метра), і цих обсягів вистачить на сто років. У Росії запаси звичайного газу оцінюються у 1 529 трильйонів кубічних футів.

Особливістю видобутку сланцевого газу є велика кількість свердловин на обмеженій території, пояснює професор. Приміром, у США є 40 тисяч свердловин, а загалом на Західній Україні нині їх 2 тисячі. За словами Крупського, може виникнути проблема з рекреаційними зонами, оскільки поклади імовірно знаходяться на території Карпат і Прикарпаття. Певні перспективи щодо сланцевого газу має Бориславсько-Покутська зона, де зосередженні нафтові родовища.

Перше – в Україні дійсно є кілька родовищ сланців. Мова йде про Бовтиське родовище. Але це не той тип сланців, з яких газ добувають у США. Це сланці інакші, які дають можливість переробляти у рідке паливо до 15% маси. Із газом там складніше.

Щодо України. Бовтиське родовище – це не родовище сланцевого газу, це бітумнеродовище, запаси якого спочатку треба переробляти в смолу, а потім в сланцеву олію, яка за своїм складом дуже близька до високоякісної нафти, з якої можна виготовляти бензин, дизельне пальне та різні похідні від вуглеводів.Зараз там іде оцінка запасів. Його потенціал становитьблизько 500 млн т. Але для цього потрібно освоїти нову технологію, яку розробила компанія Shell, і яка зараз активно використовується в США. Коротка ремарка по сланцях на Бовтиському родовищі: це Черкаська і Кіровоградська області. Насправді, там вже три роки, якщо не виженуть, реалізується невеличкий пілотний проект. Разом з однією з провідних литовських компаній іде видобуток цих горючих сланців і їх переробка. Рентабельність проекту надзвичайно висока.

В Україні дійсно є потужні райони, у яких потрібно проводити георозвідувальні роботи, вивчати ці сланці, картувати їх і описувати, наскільки готові вони до розробки. Це і Волино-Подільський вугільний басейн, це і менілітові сланці Карпат, Крим, Дніпровсько-Донецька западина, Український щит ( в т.ч. в таких западинах як Бовтиська).