Поиск нефти в кристаллическом фундаменте

Обновлено: 13.05.2024

Количественная оценка перспектив нефтегазоносности пород кристаллического фундамента

Б. П. КАБЫШЕВ (УкрНИГРИ)

Существующие методические разработки по количественной оценке прогнозных ресурсов нефти и газа [2] хотя и являются довольно многочисленными, но касаются только осадочных комплексов и не могут распространяться на породы кристаллического фундамента НГБ, особенно слабоизученных, и невыявленными или с незначительным количеством открытых месторождений. Достаточно большое количество уже выявленных сейчас в породах кристаллического фундамента месторождений как за рубежом, так и в СССР (Днепровско-Донецкая впадина - ДДВ, Мангышлак и др.) выдвигают проблему поисков таких скоплений в одно из важных новых направлений геологоразведочных работ [3, 4]. В этих условиях весьма актуальна задача районирования территорий по степени перспективности пород фундамента и количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа в них. Последнее является наиболее надежной основой разработки направлений геологоразведочных работ.

Принципы оценки перспектив нефтегазоносности кристаллического фундамента платформ существенно различаются с позиций неорганического и органического происхождения УВ, хотя для определенных зон и мощности (глубины залегания) разреза выводы о степени их перспективности могут совпадать и это может являться основой разработки согласованных направлений геологоразведочных работ.

С точки зрения глубинного происхождения УВ, перспективны как верхняя выветрелая и трещиноватая, перекрытая флюидоупором осадочного чехла часть фундамента, так и любые более глубокие интервалы разреза в нем, вплоть до разуплотненных глубинных зон континентальной коры, расположенных выше поверхности Конрада. С позиций осадочно-миграционной теории образования УВ, известные в мировой практике скопления их в кристаллических породах находятся во вторичном залегании и образовались за счет миграции из перекрывающих, но залегающих гипсометрически ниже продуктивных комплексов осадочного чехла или контактирующих с фундаментом по крупным разломам. Отсюда следует и основной принцип оценки перспектив нефтегазоносности фундамента: он перспективен там же, где и осадочный чехол, причем степень перспективности изменяется в соответствии с таковой продуктивного комплекса, перекрывающего поверхность фундамента или контактирующего с ним по разломам.

С этих позиций, наибольшие перспективы связаны с верхней выветрелой и трещиноватой зоной фундамента. Промышленные залежи УВ могут быть приурочены и к более глубоким интервалам разреза, где вследствие петрографического состава кристаллических пород и распределения напряжений в них образуются зоны разуплотнения и формируется коллектор. Однако максимальная глубина распространения прогнозируемых залежей при этом не может превышать отметок залегания подошвы осадочного чехла в близлежащих депрессиях. Нередко это немалые глубины.

Таким образом, принципиальные различия двух подходов к оценке перспективности фундамента для практики геологоразведочных работ состоят, во-первых, в разной оценке глубинных (вблизи поверхности Конрада) зон земной коры, что в ближайшее время не может быть реализовано по техническим причинам, так как требует бурения очень глубоких скважин (10-15 км и более). Во-вторых, гипотеза неорганического происхождения УВ, в отличие от осадочно-миграционной, положительно оценивает образования фундамента в бассейнах без промышленной нефтегазоносности осадочного чехла, в неперспективных по осадочному чехлу зонах НГБ с затрудненной латеральной миграцией УВ из перспективных зон, а также в кристаллических щитах. Учет этого фактора может повлиять на направление геологоразведочных работ и расширить теоретические представления о происхождении нефтяных и газовых месторождений.

На оценку нефтегазоносности кристаллических пород фундамента платформ влияют также следующие факторы: 1) флюидоупорные свойства пород в подошве перекрывающего осадочного комплекса; 2) распространение средних по размерам положительных и отрицательных структурных форм по поверхности фундамента; 3) гидрогеологические условия сохранности скоплений нефти и газа (минерализация, сульфатность, степень метаморфизма подземных вод, содержание и упругость водорастворенных газов).

Эти три фактора важны и проявляются независимо от позиции на происхождение УВ, хотя определенные различия имеются и здесь. Так, глубинный генезис УВ, при котором, по представлениям большинства его сторонников, формирование месторождений связано с последними (неоген-четвертичными) этапами диастрофизма, накладывает меньшее ограничение на условия сохранности УВ, в частности гидрогеологическую закрытость недр, чем осадочно-миграционное происхождение. С обеих позиций более перспективными являются валы и выступы фундамента, менее перспективными - моноклинальные участки и малоперспективными - депрессии и мульды. Верхняя выветрелая и трещиноватая часть фундамента наиболее перспективна на участках, где перекрывающий его осадочный чехол в нижней части представлен слабопроницаемыми породами (флюидоупорами).

Принцип оценки перспектив нефтегазоносности пород кристаллического фундамента с позиций осадочно-миграционной теории ниже детализирован на примере ДДВ. В этом регионе в последние годы в породах фундамента открыты Хухрянское нефтяное и Юльевское газоконденсатное месторождения, а ранее были получены непромышленные притоки УВ на ряде других площадей. Строение этих месторождений детально охарактеризовано ранее [1, 3, 4]. Поэтому здесь кратко отметим только, что Хухрянское месторождение расположено в зоне северного краевого разлома ДДВ (рисунок). Фундамент в его пределах сложен плагиогранитами и плагиомигматитами. В продуктивной скв. 1 поверхность кристаллических пород вскрыта на глубине 3200 м, а при испытании интервала 3200-3280 м получены притоки нефти дебитом 69 м 3 /сут и газа 99 тыс. м 3 /сут. По данным ГИС и термодебитометрии, поступление УВ происходит из самой верхней выветрелой части фундамента, а также из разуплотненной зоны в 50 м ниже ее.

Юльевское месторождение расположено на северном борту (см. рисунок) и приурочено к поднятию в осадочном чехле, проявляющемуся в виде горста также по поверхности фундамента. Промышленные притоки газа (до 200 тыс. м 3 /сут) получены в скв. 1-3 как из верхней части фундамента, так и из нескольких интервалов ниже (до 300 м от его поверхности). Коллекторские емкости в кристаллических породах фундамента могут быть связаны как с зонами разуплотнения (дробления, дезинтеграции, выщелачивания), так и с корами выветривания различного типа. Так, на Хухрянском месторождении породы фундамента представлены гранитами, гранодиоритами и мигматитами; наибольшие изменения их в скв. 1 приурочены к самой верхней части фундамента (3199-3209 м), где наблюдаются сильная хлоритизация темноцветных минералов, каолинитизация полевых шпатов и другие вторичные изменения (в основном по трещинам). Обнаружены раскрытые трещины с запахом нефти. Ниже интенсивная трещиноватость проявляется слабее и заканчивается на глубине 3300 м, т. е. в 100 м от поверхности фундамента [1]. В стороне от краевого глубинного разлома, на Юльевской площади, породы фундамента сложены плагиогранитами и амфиболитами, подвергшимися метасоматозу и эпидотизации, широко проявившимися в зонах разрывных нарушений. В породе встречаются открытые поры до 2 мм и трещины шириной 0,2-1 мм, выполненные эпидотом [3]. Промышленно-газоносные зоны улучшенных коллекторов, связанные с разуплотненными породами, выделяются здесь сейсморазведкой на основе пониженных значений псевдоакустических скоростей.

Геологической основой подсчета прогнозных ресурсов УВ в породах кристаллического фундамента является качественная оценка перспективности территории (см. рисунок). В основу этой карты положен принцип соразмерности перспективности фундамента и перекрывающего его осадочного комплекса.

Наиболее перспективной по фундаменту является территория северного борта ДДВ и приразломной зоны северного краевого нарушения, где кристаллические породы контактируют с наиболее перспективной и основной генерирующей частью разреза осадочного чехла - отложениями нижнего карбона. Причем самой перспективной на указанной территории и вообще в ДДВ является выделяемая по данным сейсморазведки КМПВ нриразломная зона шириной 3-6 км, интенсивно нарушенная сбросами системы северного краевого разлома, по которой происходит тектоническое контактирование пород фундамента и нижнекаменноугольных отложений, хотя сверху фундамент перекрывается породами девона. В этой зоне открыто Хухрянское нефтяное месторождение. Аналогичная зона на юге ДДВ выделяется в ранге перспективной вследствие различий в оценке одновозрастных отложений осадочного чехла.

На большей части северного борта фундамент перекрыт отложениями верхнего визе, имеющими наибольшую плотность прогнозных ресурсов, и поэтому по фундаменту выделяется перспективная зона. На северной окраине Донбасса и в восточной части южной прибортовой зоны на фундаменте залегают турнейские образования и здесь докембрийские породы оцениваются ниже, в ранге умеренно перспективных, что обусловлено меньшей плотностью прогнозных ресурсов этого комплекса (по сравнению с верхневизейским) и более песчаным его составом. Поэтому более вероятно, что верхневизейские отложения, перекрывающие фундамент, представлены флюидоупорной частью, а турнейские - песчано-алевролитовыми или карбонатными породами.

На территории Днепровского грабена (за исключением некоторых выступов) фундамент перекрыт отложениями подсолевого девона, менее перспективными по сравнению с нижнекаменноугольными. Все же и здесь образования девона и докембрия дифференцированы по площади. В соответствии с этим в северно-западной части Днепровского грабена фундамент оценивается умеренно перспективным, в средней части северной и южной прибортовых зон (Ахтырский и Зачепиловско-Затышнянский участки) - перспективным, так как последние две зоны представляют наибольший интерес по девонским породам, где выявлены первые промышленные месторождения (Козиевское, Голиковское) и получен промышленный приток газа на Горобцовской площади.

Южный борт ДДВ по осадочному чехлу оценивается отрицательно, в основном вследствие неблагоприятных условий сохранности УВ (гидрогеологической раскрытости). В этом отношении залегающие глубже докембрийские образования находятся в более благоприятных условиях, и на глубинах более 2 км на данном этапе изученности их можно отнести к категории малоперспективных без количественной оценки. К этой же категории следует причислить и периферийную часть северного борта ДДВ с глубинами залегания поверхности фундамента 1,5-2 км.

Охарактеризованная перспективность пород докембрийского фундамента в разных зонах ДДВ находится в соответствии с фактическими результатами бурения. Так, по состоянию на начало 1989 г. фундамент в регионе вскрыт в 272 скважинах, из которых испытывались 58. Из 101 опробованного в этих скважинах объекта промышленные притоки нефти или газа получены в шести, непромышленные - в 14, водоносными оказались 20 и «сухими» - 61 объект.

Впервые нефтегазопроявления (битумы, нефть в трещинах) в породах фундамента в ДДВ были обнаружены в начале 70-х годов на южном борту, в районе Кобелякского синклинория. Позднее на северном борту в скв. 442 Журавненской из трещиноватой части фундамента на контакте с осадочными породами был получен приток нефти дебитом 1,8 м 3 /сут на 2-мм штуцере. Нефтепроявления из пород фундамента или при совместном испытании их с осадочным чехлом отмечены на ряде площадей северного борта (Тростянецкая, Коробочкинская, Нарижнянская, Прокопенковская, Коломийчихинская, Кудрявская) или в северной прибортовой зоне вблизи краевого разлома (Козиевская площадь). Кроме того, на ряде площадей северного борта (Турутинская, Воскресеновская, Дружелюбовская, Радянская и др.) и грабена (Ловиньская, Чемерская, Колайдинцевская и др.) получены значительные притоки воды, что свидетельствует о положительных ФЕС пород фундамента. Как указано выше, промышленная нефтегазоносность образований фундамента в ДДВ впервые установлена на Хухрянском месторождении в 1985 г. и подтверждена в 1987 г. выявлением Юльевского газоконденсатного месторождения, расположенных соответственно в зоне северного краевого разлома и на борту.

Как видим из изложенного, наблюдается полное соответствие между районированием ДДВ по степени перспективности и результатами испытания скважин в породах фундамента: Хухрянское и Юльевское месторождения находятся соответственно в наиболее перспективной и перспективной зонах, существенные признаки нефти получены на бортах ДДВ, где фундамент контактирует с отложениями нижнего карбона. И наоборот, непосредственно на территории Днепровского грабена, где фундамент перекрывается менее перспективными подсолевыми девонскими отложениями, каких-либо существенных признаков нефти или газа пока не получено, хотя число скважин, вскрывших кристаллический фундамент в грабене, немалое (60 %) по сравнению с их количеством (30 %) на северном борту.

Разрез фундамента глубже приконтактной с осадочным чехлом зоны с позиций органического происхождения УВ теоретически можно считать перспективным только до глубины залегания подошвы осадочного чехла в соседних депрессиях. Это немалая величина. Так, для территории северного борта ДДВ на долготе расположения Юльевского месторождения она составляет 10-13 км, Хухрянского - 9-11, Турутинского - 5-7. Первая цифра интервала является более реальной, так как соответствует глубине залегания поверхности фундамента непосредственно в прибортовых депрессиях грабена, откуда возможна миграция УВ в сторону борта. Вторая цифра интервала показывает глубину залегания докембрия в осевой части грабена, условия миграции УВ откуда менее благоприятны вследствие большего расстояния и наличия на пути миграции прибортовых выступов. Следует отметить, что в целом перспективность верхней выветрелой и трещиноватой зоны фундамента выше, чем более глубоких интервалов разреза, где, как установлено бурением в Татарии, Кольской сверхглубокой скважиной, да и на ряде участков в ДДВ, зоны разуплотнения кристаллических пород и соответствующие определенные перспективы нефтегазоносности имеются, однако промышленных месторождений пока не выявлено.

В основу количественной оценки прогнозных ресурсов УВ в кристаллических породах фундамента положен вывод о тесной взаимосвязи нефтегазоносности с контактирующим осадочным продуктивным комплексом. Несомненно, что обмен УВ между генерирующими отложениями осадочного чехла и фундаментом в разных зонах и условиях происходил в различных количественных соотношениях. Однако в настоящее время труднее предложить более конкретные данные для оценки этого количественного соотношения, чем признать равновесное его значение и, следовательно, принять плотность ресурсов УВ в фундаменте одинаковой с перекрывающим или контактирующим осадочным комплексом, для которого она рассчитана на основе существующих методов [2]. Это будет своего рода модификация метода сравнительных геологических аналогий, но проведенная между разными комплексами одной и той же зоны. В Полученные таким способом плотности ресурсов в образованиях фундамента с помощью коэффициентов аналогии следует вносить коррективы на флюидоупорные свойства пород в подошве осадочного чехла и размещение средних по размерам положительных и отрицательных структур поповерхности фундамента.

На основе охарактеризованных принципов и методики подсчитаны прогнозные ресурсы нефти, газа и конденсата в породах кристаллического фундамента ДДВ. Для этого плотности ресурсов перекрывающих его верхневизейского, турнейского или подсолевого девонского комплексов, подсчитанные в соответствующих зонах методом сравнительных геологических аналогий, перенесены на фундамент. Вместе с тем в приразломных зонах северного и южного краевых нарушений полученные таким образом плотности ресурсов следует удвоить, исходя из того, что в этих зонах миграция УВ в породы фундамента могла происходить как из перекрывающего, так и из контактирующего по разломам осадочного комплекса.

Полученные на основе выполненной оценки прогнозные ресурсы УВ в кристаллических породах фундамента составляют 8,7 % общих по ДДВ ( Подсчет прогнозных ресурсов выполнен Б.П. Кабышевым и Т.М. Пригариной. ) . Половина их приходится на северный борт ДДВ и прибортовую полосу грабена, которые имеют и наиболее высокую качественную оценку. Остальная часть ресурсов с меньшей плотностью рассредоточена на территории центральной, южной и северной прибортовых зон ДДВ.

Величина прогнозных ресурсов УВ фундамента меньше, чем в основных продуктивных комплексах нижнего карбона (серпуховском, верхневизейском и турнейско-нижневизейском), но соизмерима с оставшимися неразведанными ресурсами в нижнепермско-верхнекаменноугольном и среднекаменноугольном комплексах.

Охарактеризованные принципы и методика были также реализованы для оценки прогнозных ресурсов нефти и газа в фундаменте на территории юго-восточного склона Чешского кристаллического массива. Особенностью этой реализации был учет с помощью коэффициентов аналогии имевшихся данных о ФЕС кристаллических пород фундамента и экранирующих способностях перекрывающих его пород (карпатский флиш, неогеновые или девонские образования).

1. Довжок Е.М., Пономаренко М.И., Клочко В.П. Нефтегазоносность пород кристаллического фундамента ДДВ // Нефтяная и газовая промышленность.- 1987.- № 3.- С. 9-12.

2. Методические указания по количественной оценке прогнозных ресурсов нефти, газа и конденсата.- М.: ВНИГНИ.- 1983.

3. Поиски углеводородов в кристаллических породах фундамента на северном борту ДДВ / В.Г. Демьянчук, В.В. Крот, И.И. Чебаненко и др.- Киев: Наукова Думка.- 1989.

4. Структурно-геологические особенности нефтегазопроявлений в Юльевской зоне ДДВ / В.Г. Демьянчук, И.И. Чебаненко, В.В. Крот и др. // Геологический журнал.- 1988.- № 5.- С. 3-12.

Principles and methods for the quantitative evaluation of prognostic resources of hydrocarbons in the crystalline basement rocks of platforms are described. It can be concluded that the basement is prospective in the same place where sedimentary cover is. Corrections have been introduced for the screening properties of rocks at the base of the sedimentary cover and the position of positive and negative structures has been defined more precisely.

Рисунок Карта качественной оценки перспектив нефтегазоносности докембрийского фундамента ДДВ.

Границы: 1 - Днепровского грабена, 2 - зон разной перспективности, 3 - зон различного фазового состояния УВ (Н - нефтяная, Г - газовая, КГ - конденсатно-газовая); степень перспективности территории: 4 - наиболее перспективная, 5 - перспективная, 6 - умеренно перспективная, 7 - малоперспективная без количественной оценки, 8 - территория с глубиной залегания поверхности фундамента более 7 км, где перспективы не оценивались; месторождения: 9 - нефтяные, 10 - газоконденсатные; I - Юльевское, II - Хухрянское

Нефтяное дыхание кристаллического фундамента

(8 октября 2019 06:01 , ИА "Девон" )

Российским ученым нужно продолжать накапливать знания о кристаллическом фундаменте и принять во внимание запасы глубин недр Земли. Об этом пишет доктор геолого-минералогических наук Ренат МУСЛИМОВ в статье, вышедшей в сборнике конференции «Углеводородный и минерально-сырьевой потенциал кристаллического фундамента» (прошла в рамках Татарстанского нефтегазохимического форума). ИА Девон публикует статью с сокращениями.

Проблема поисков углеводородов в толщах кристаллического фундамента (КФ) в Татарстане впервые была поставлена советским ученым Белялом Юсуповым в 1936 году. Он настаивал на глубоком нефтепоисковом бурении по древнему фундаменту в северо-западных районах Татарстана, в том числе на Кабык-Куперской площади, где выявлены нефтепроявления.

Автор утверждал, что «представление о бесперспективности кристаллического фундамента устарело, так как нефтегазоносность фундамента является фактом непреложным». Юсупов предлагал изучать нефтеносность фундамента бурением на небольшую глубину. Сегодня представления об этом уже другие.

Однако целенаправленного бурения для оценки нефтегазоносности кристаллического фундамента в РТ до начала 1970-х годов не проводилось. Изучалась только верхняя кровельная часть КФ, до которой бурились все поисково-разведочные, а на первых порах развития нефтяной промышленности и эксплуатационные скважины.

В Татарстане под руководством профессора Василия Лобова в 1969 году была разработана программа сверхглубокого бурения по кристаллическому фундаменту. Теоретическая концепция абиогенного генезиса нефти, созданная выдающимся учеными Николаем Кудрявцевым, П.Н. Кропоткиным, В.Б. Порфирьевым, В.А. Краюшкиным и др., явилась научной основой комплексной программы изучения глубинных недр Татарстана с 1970-х гг.

целенаправленное разбуривание докембрийского основания сверхглубокими скважинами (до глубины 5—7 км);

углубление в породы кристаллического фундамента на первые сотни метров отдельных поисковых и разведочных скважин, бурящихся на продуктивные горизонты девона;

Основной задачей данной программы явился поиск структурных неоднородностей в теле КФ, разуплотненных проницаемых зон с циркуляцией газонасыщенных растворов и возможных скоплений углеводородных флюидов. Также решался целый ряд задач широкого геологического масштаба, связанных с изучением геолого-тектонических и петрографических особенностей гранито-гнейсового слоя.

Проводилась интерпретация материалов геофизических исследований, корреляция разновозрастных толщ фундамента, выяснялись особенности палеотемпературного режима земной коры и др. Но главным был вопрос нефтегазоносности.

По тем временам подобные представления оценивались как фантастические. Лобов заявлял о дальней боковой миграции нефти из осадочных образований Предуральского прогиба в сторону Южно-Татарского свода. На самом деле он считал, что источник углеводородов находится в глубинах планеты.

Благодаря такому тактическому ходу за 4 года удалось утвердить бурение первой сверхглубокой скважины на кристаллический фундамент Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения.

Перед этой скважиной ставились общегеологические задачи. Лобов говорил о возможной нефтегазоносности фундамента. На основании уникальных геологических данных скважины №20000 было обосновано бурение другой сверхглубокой скважины №20009-Новоелховской. Вскрытая мощность фундамента составила 4077 метров.

Удивительные и неожиданные результаты бурения этих скважин и опробование в них около 20 объектов позволили дать оценку потенциального нефтепоискового объекта кристаллического фундамента.

Но с переходом России к капиталистической системе данная программа не могла быть продолжительной. Некоторое время еще проводились работы по опробованию выделенных для исследования объектов в сверхглубокой скважине 20009.

В современной России в настоящее время нет никаких условий для продолжения изучения кристаллического фундамента, связанного с бурением сверхглубоких скважин. От научных исследований сегодня требуют быстрого получения практических результатов. В руководстве геологической и нефтегазовой отраслей сегодня нет деятелей с глубоким государственным мышлением, способных анализировать мировые тенденции и прогнозировать развития отраслей на 40-50 лет вперед.

Такие титаны были в советское время. Об этом говорит сам факт бурения сверхглубоких скважин на КФ в Татарстане. Тогда, в обстановке монопольного господства биогенной теории происхождения нефти и запрета на исследования по абиогенному происхождению нефти, специалисты поддержали проекты по запрещенной тематике. Без их поддержки проведение работ было бы невозможно.

Сегодня таких титанов на руководящих должностях уже нет, и ожидать начала мощных прорывных работ не приходится. Для кардинального решения поисков и добычи абиогенной нефти КФ потребуется не менее 40-50 лет. Это при условии, если будет разработана и принята целевая государственная программа по исследованию КФ осадочных бассейнов и абиогенной глубинной нефти. Нужны громадные затраты, но и результаты будут огромными. Мы получим технологии использования неисчерпаемых углеводородных ресурсов глубинных недр Земли.

Уместно привести историю сланцевой революции добычи газа и нефти в США. К ней они целенаправленно шли более 40 лет. Сегодня страна с падавшей добычей, с самыми большими объемами импортируемой нефти вышла на первое место по добыче нефти и готовится стать крупным экспортером нефти и газа.

Что касается глубинной, абиогенной нефти в США у специалистов и ученых большой пессимизм. И подобных реальных программ пока нет. Но по мере накопления материалов по данной проблеме в мире, они могут появиться. И мы опять будем отставать от американцев.

Но нашим геологам, специалистам и ученым не стоит отчаиваться. Нужно в полной мере использовать результаты уникальных 40-летних исследований в РТ.

Учеными доказана тесная связь месторождений в осадочном чехле и их строения с геологическим строением фундамента. Изучая геологическое строение фундамента, мы облегчаем поиски нефти в вышележащих отложениях. Можно сказать, что познание фундамента - ключ к поискам нефти в осадочном чехле.

Кристаллический фундамент играет нефтегазогенерирующую и нефтепроводящую роль, о чем может свидетельствовать ряд факторов.

Приуроченность залежей нефти осадочного чехла к разломам в фундаменте дает возможность рассматривать его как в качестве промежуточного звена миграции нефтегазоносных флюидов, так и самостоятельного поискового объекта.

Есть явное несоответствие начальных потенциальных ресурсов (НПР) Татарстана, из которых уже извлечено около 3,5 млрд т нефти. Полученные на основе геохимического анализа доманикиты палеозоя с оценкой их нефтематеринского материала составляют всего 709 млн т для всей осадочной толщи. Это указывает на невозможность формирования промышленных скоплений углеводородов за счет нефтегенерирующего потенциала осадочных пород.

Обоснование поисков УВ - в породах самого кристаллического фундамента. Для этого есть очень веские основания, полученные по мере более углубленного изучения фундамента. На основе данных сейсмического профилирования и глубокого зондирования установлено пластично-чешуйчатое строение фундамента.

При этом, как видно из данных профилей, основные отражающие горизонты фундамента находятся под «покрышкой» непроницаемых пород на глубинах в 5-7 км. Проведенные работы по изучению отражающих горизонтов позволяют считать их в качестве так называемых зон разуплотнения или зон деструкции фундамента. Они обладают высокими коллекторскими свойствами, вследствие дробления и переработки пород.

Кристаллический фундамент играет роль в постоянной «подпитке» нефтяных месторождений осадочного чехла новыми ресурсами за счет притока углеводородов по скрытым трещинам и разрывам из глубин. Татарстанскими учеными было показано существование на Южно-Татарском своде единого источника нефтегенерации для залежей нефти и природных битумов (ПБ).

Показано, что формирование месторождений происходит за счет вертикально восходящей миграции нефтегазоносных флюидов через разломы, секущие кристаллический фундамент и ниже горизонты осадочного чехла.

Это позволило сделать вывод о наличии факта миграции углеводородов (УВ) из зон деструкции фундамента в осадочный чехол по зонам многочисленных разломов. Таким образом, можно с полной уверенностью говорить о «подпитке» нижних горизонтов Ромашкинского месторождения «УВ-дыханием» фундамента.

Анализ позволяет по-новому рассмотреть нефтяные месторождения как постоянно развивающийся, подпитывающийся углеводородами из глубин недр Земли.

Исходя из данных о наличии большого числа нефтяных и газовых месторождений мира, открытых в породах КФ, можно считать кристаллический фундамент Русской платформы объектом самостоятельного поиска.

Но проводить обычные нефтегазопоисковые работы на КФ крайне дорого и технически трудно. Отсутствие технологий поисков и техники бурения в крайне сложных геологических условиях КФ принудили на современном этапе отказаться от немедленной реализации этой идеи. На ее место пришла идея получать нефть из КФ через месторождения осадочного чехла. Для этого можно использовать механизм «подпитки» месторождений осадочного чехла глубин в результате глобального процесса дегазации Земли.

Проведенные в течение 40 лет в РТ работы по углубленному изучению КФ позволили по новому подойти к определению атрибутов нефтегазового месторождения. Раньше считалось, что месторождение приурочено к ловушке, состоящей из коллектора и покрышки. При этом, как само собой разумеющееся, подразумевалось наличие где-то нефтематеринских пород.

Сегодня констатируется, что нефтяное месторождение в осадочном чехле состоит из ловушки, включающей коллектор и покрышку; глубинного резервуара - поставщика углеводородов; нефтеподводящего канала, соединяющего глубинный резервуар с осадочными породами.

А в самом КФ для наличия нефтяной или газовой залежи достаточно иметь коллектор и флюидоподводящий канал.

Из глубинного источника флюиды мигрируют по нефтеподводящим каналам в ловушки осадочного чехла. По В.А. Трофимову, под каждым нефтяным месторождением должен быть подводящий канал. Но это не обязательно. Однако под гигантскими и супергигантскими месторождениями их может быть достаточно много. Например, под Уренгойским месторождением имеется серия таких каналов, называемых «морковками».

А в более мелкие месторождения углеводороды могут попадать в результате боковой миграции, которую большинство исследователей на близкие расстояния не отрицают. Последние достижения мировой нефтегазовой науки опровергают представления о дальней латеральной миграции флюидов и подтверждают доминирование вертикальной миграции в процессах формирования залежей УВ.

Она особенно активно проявляется на больших глубинах. При этом существенная роль глубинных флюидов потоков, которые являются одной из причин широкого развития аномально высоких пластовых давлений (АВПД) в глубокопогруженных комплексах.

В процессе изучения возникло новое перспективное направление - поиски эндогенной нефти не в самих породах КФ, а в вышележащих осадочных отложениях. Используются для этого процессы «подпитки» нефтяных месторождений осадочного чехла ресурсами УВ за счет притока флюидов по скрытым трещинам и разрывам, т.е. по флюидопроводящим каналам из единого глубинного мантийного источника за счет восходящей миграции. Все это позволило сформулировать новую стратегию разработки нефтяных месторождений с учетом их постоянной подпитки из недр Земли.

Напомним , первоначально залежи нефти Ромашкинского месторождения оценивались в 710 млн тонн. На сегодняшний день доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в более 3 млрд тонн, считают специалисты ПАО «Татнефть». Ранее считалось, что добыча на данном месторождении завершится к 2065 г. Однако теперь планируется продлить добычу до 2200 г. Если учесть гипотезу «подпитки», срок его разработки может еще увеличиться.

Нефтяное дыхание кристаллического фундамента

(8 октября 2019 06:01 , ИА "Девон" )

целенаправленное разбуривание докембрийского основания сверхглубокими скважинами (до глубины 5—7 км);

А в самом КФ для наличия нефтяной или газовой залежи достаточно иметь коллектор и флюидоподводящий канал.

Глубинная нефть от Ливии до шельфа Вьетнама

Канадский геолог рассказал, где и как лучше искать запасы кристаллического фундамента.

(15 октября 2019 07:09 , ИА "Девон" )

Миру еще предстоит найти значительные запасы нефти и газа кристаллического фундамента. При их разработке надо учитывать лучшие мировые практики, иметь нетрадиционное геологическое мышление и рисковать. Об этом пишет старший геолог - независимый консультант из канадского Калгари Тако КЁНИНГ (Tako Koning), в статье, вышедшей в сборнике конференции «Углеводородный и минерально-сырьевой потенциал кристаллического фундамента» (прошла в рамках Татарстанского нефтегазохимического форума) .

Автор исследует проблемы разработки месторождений более 35 лет с момента вовлечения в 1982 году в изучение нефтяного месторождения Beruk Northeast в Индонезии. Кёнинг также принимал участие в оценке залежей нефти в Анголе и Уганде.

Породы кристаллического фундамента имеют большое влияние на качество коллекторов нефти и газа в ряде бассейнов мира. Коллекторы фундамента включают трещиноватые и выветрелые граниты, кварциты, метаморфические и вулканические породы.

Лучшие нефтегазовые месторождения в образованиях фундамента находятся в сильно трещиноватых породах фундамента. Лучшими типами пород являются трещиноватые кварциты или граниты, так как они хрупкие и поэтому разрушаются оптимально.

Трещиноватые гнейсы являются низкопродуктивными коллекторами. Они могут быть массивными, плотными или толстыми с открытыми трещинами, параллельными направлению слоения. Породы, такие как гнейсы и сланцы, являются пластичными. Они «размазываются» и не разрушаются при воздействии тектонического стресса. Филлиты и тонкослоистые сланцы наименее привлекательны, поскольку такие породы не являются хрупкими. Они слоистые и пластичные и плохо разрушаются. Выветрелые гранитные породы фундамента также могут быть отличными коллекторами.

Крупнейшим нефтяным месторождением во Вьетнаме в образованиях фундамента является гигантское нефтяное месторождение Bach Но (White Tiger или Белый Тигр). Другие месторождения нефти в фундаменте включают месторождения Dai Huang (Big Bear или Большой Медведь), Ca Ngu Vang (CNV), Rong (Dragon), Rang Dong, Ruby и Su Ten Den с запасами нефти от 100 до 400 миллионов баррелей.

Нефтяное месторождение Bach Но - это гигантское нефтяное месторождение с предполагаемыми запасами нефти от 1 до 1,4 млрд баррелей. Месторождение открыто компанией Mobil Oil в 1975 году, когда в олигоценовых отложениях крупного структурного поднятия фундамента была обнаружена нефть. Из-за политической ситуации Mobil Oil не смог освоить месторождение и покинул Вьетнам.

Однако в 1988 году «ВьетСовПетро» (VietSovPetro) обнаружил нефть в трещиноватых и выветрелых гранитных породах фундамента. В 2005 году добыча нефти достигла своего пика примерно в 280 тыс. баррелей нефти в день. 95% нефти добывается из коллекторов фундамента и 5% - из отложений олигоцена. К 2018 г. объем добычи упал до 65 тыс. баррелей в день.

Нефть содержится в макро- и микротрещинах и в кавернозных порах внутри трещин. Пористость матрицы внутри гранита ничтожна. Большинство трещин внутри пород фундамента находится под большими углами падения 40-75 градусов. Пористость в трещинах составляет всего 2-3%, но проницаемость значительна. Дебиты составляли до 14 тыс. баррелей нефти в день на скважину. Огромные запасы месторождения White Tiger обусловлены тем, что нефтяная часть залежи имеет значительную толщину 1500 м.

История разработки и добычи нефти на месторождении Dai Huang резко контрастирует по сравнению с успехом месторождения Bach Но. Нефть и газ на Big Bear содержатся в похожей гранито-гранодиоритовой матрице. В 1993 году австралийская ВНР возглавила консорциум, выигравший тендер на разработку месторождения. Он предсказал, что будет добывать 250 тыс. баррелей нефти в день. Была установлена полномасштабная производственная платформа. К сожалению, к середине 1990-х годов месторождение добывало только 25 тыс. бар. нефти в день, а добыча быстро сократилась. В 1997 году ВНР покинула консорциум, объявив, что месторождение не приносит прибыли.

Малазийская государственная нефтяная компания Petronas вступила во владение в качестве оператора, но не смогла поднять добычу выше 10000-15000 баррелей нефти в день и ушла в 1999 году. В 2000 году Viet Sov Petro, оператор месторождений Bach Но и Rong, стал оператором Dai Hung. Он был в состоянии производить только около 5400 баррелей нефти в день. Уроки, усвоенные при разработке месторождения Dai Hung, заключаются в том, что очень важно понять геологические, геофизические и коллекторские сложности такого месторождения до начала полномасштабной добычи.

Месторождение СА NGU VANG (CNV) было открыто в 2002 году. Оно является самой глубокой нефтеносной структурой в бассейне с кровлей кристаллического фундамента на глубине 3700 метров. Оператор месторождения - SOCO International. Скважина CNV-3 была самой длинной из измеренных глубинных скважин во Вьетнаме (6123 метра). Она вскрыла более чем 2000 метров пород фундамента, пробитого в почти горизонтальном стволе скважины.

Газовое месторождение Suban было открыто в 1999 году в Южной Суматре (Индонезия) бурением вглубь фундамента. В трещиноватых гранитах было обнаружено приблизительно 1524 млрд кубометров газа. Бурение высокопродуктивных газовых скважин было проведено на основе сильно отклоненных скважин, ориентированных перпендикулярно доминирующей системе трещин. Благодаря успеху разработки месторождения Suban поиск газа в фундаменте на Суматре успешно продолжился.

Нефтяной бассейн в образованиях фундамента Beruk Northeast в Центральной Суматре оказался очень многообещающим. Так считалось из-за высокого дебита разведочной скважины Beruk Northeast-1, пробуренной в 1976 году. За открытием последовало бурение четырех эксплуатационных скважин, ни одна из которых не была пробурена глубоко в фундамент. Оператор не знал о наличии многочисленных подстилающих водонефтяных контактов. Было добыто всего 2 млн баррелей нефти, когда быстрый приток воды загубил месторождение и сделал его коммерчески невыгодным. Усвоенные уроки заключались в том, что скважины должны быть пробурены достаточно глубоко в фундамент, а не просто затрагивать кровлю фундамента.

Материковое нефтяное месторождение YAERXIA, открытое в 1959 году, стало первым в истории месторождением в образованиях фундамента в Китае. Нефть добывается из палеозойских филлитов, сланцев и мета-песчаников. Скважины являются умеренно продуктивными. Лишь 3 скважины добывают 200 баррелей нефти в день и 2 скважины добывают 875 барр. нефти в день. Скважины не являются высокопродуктивными, так как филлиты и сланцы не подвергаются естественному разрушению оптимальным образом. Точно так же филлиты и сланцы не продуктивные коллекторы при их выветрелости.

Нефтяное месторождение Dongshenpu в центральной части Китая было открыто в 1983 году. Его коллектор состоит из докембрийских гранитов, гранулитов, диабазов и роговых обманок гнейсов. Породы не имеют первичной пористости, но пористые коллекторы образовались в результате выветривания и естественной трещиноватости. Замеры по скважине-первооткрывательнице показали 1570 барреллей нефти в день. Последующее эксплуатационное бурение выявило, что толщина нефтяной части залежи составляет 400 метров. Запасы на этом месторождении были оценены в 190 миллионов баррелей нефти.

Впервые нефть в образованиях фундамента в Малайзии была открыта в 2005 г. во время бурения компанией Petronas скважины Adang Utara-1 в южной части Малайского бассейна на шельфе Теренггану. Скважина на месторождении ADANG UTARA была пробурена на общую глубину 2610 м., в том числе 120 м. вглубь фундамента. Было пробурено 6 оценочных и эксплуатационных скважин. Дебиты из пород фундамента составляли от 159 до 2116 барр. нефти в день. Дебиты в значительной степени зависят от скважин, оптимально пересекающих нефтеносные трещины фундамента.

В Индии разведка нефти в образованиях фундамента не является новой. Добыча нефти ведется из трещиноватых и выветрелых пород фундамента в бассейнах Ассам (Assam) и Assam Arakan, а также в бассейнах Mumbai, Krishna Godaveri, Cauvery и Cambay. С постепенным уменьшением больших, легко обнаруживаемых нефтяных залежей, акцент в геологоразведке сместился с традиционных осадочных коллекторов на разведку в кристаллическом фундаменте.

Нефтяное месторождение Zeit Bay в образованиях фундамента расположено в Суэцком заливе. Оно было открыто в 1981 году в Египте. Первоначальная разведочная скважина имела высоту нефтяной залежи в 260 метров. Примерно 1/3 запасов месторождения находится в фундаменте, а 2/3 - в вышележащих отложениях.

В бассейне Melut Rift Южного Судана было пробурено около 40 скважин, из которых в двух скважинах добывалась нефть из пород фундамента с неизвестными дебитами. Залежами являются граниты и гранитные гнейсы. Нижнемеловая формация Renk является основной нефтематеринской породой в этом бассейне. Существует мало общедоступной информации о нефтяной геологии Южного Судана. Исходя из региональной геологии, можно ожидать большой нефтегазовый потенциал в рифтовых бассейнах Южного Судана.

В 2013 году Китайская национальная нефтяная компания (CNPC) открыла нефть в скважине Lanea-1 в бассейне Bogor в скрытой возвышенности с рельефом 1000 метров в гранитном фундаменте. За этим последовали еще 5 открытий нефти и газа в скрытых возвышенностях Республики Чад. Коллекторы представляют собой трещиноватый гранит и гидротермально выщелоченный гранит. Толщина нефтяной части залежи составляет 1500 метров, а средняя продуктивность скважины - 1500 баррелей нефти в сутки. Запасы были оценены примерно в 100 миллионов баррелей, из которых 70% находится в фундаменте и 30% в покрывающем слое гранита.

В 1968 году американская компания Gulf Oil Corporation пробурила в Анголе первую успешную на нефть скважину на месторождении в образованиях фундамента. При расширенном испытании скважины в береговой зоне провинции Cabinda было отработано 600000 баррелей нефти. Второе открытие нефти в образованиях фундамента было сделано компанией Gulf при бурении скважины, испытания которой показали до 60 баррелей нефти в день из фундамента. Ни одно из открытий провинции Cabinda не было коммерчески успешным. Ни одна нефтяная компания специально не искала в Анголе нефть в фундаменте, и запасы нефти в нем остаются полностью недооцененными.

Исходя из всего этого, автор суммирует лучший мировой опыт поиска и разработки нефтяных месторождений из трещиноватых пород и коры выветривания кристаллического фундамента.

1. Так, разведочные скважины должны быть пробурены сильно направленными, а не вертикальными. Это нужно, чтобы оптимально пересечь доминирующую систему трещин. Добывающие скважины должны быть пробурены перпендикулярно или почти перпендикулярно доминирующей системе трещин.

2. Сильно-сфокусированная трехмерная (3D) сейсмика, такая как CGG - Veritas' СВМ (Controlled Beam Migration), необходима для определения систем трещин на нефтегазовых месторождениях в фундаменте.

3. Бурение с отбором керна в трещиноватом фундаменте трудновыполнимо и не приветствуется инженерами по бурению. Тем не менее, обширный керн необходим для предоставления критически важной информации о литологии и параметрах пласта. Возраст некоторых из видов керна также должны быть установлен радиометрически. чтобы геологи могли понять сложность геологического строения.

4. Эксплуатационные скважины должны быть пробурены достаточно глубоко, чтобы полностью осушить пласт. Например, на нефтяном месторождении в образованиях фундамента La Paz в Венесуэле скважины обычно пробурены на 500 метров в фундамент. На китайском месторождении Dongshenpu нефтяная колонна имеет толщину 400 метров. Эксплуатационные скважины обычно пробурены на большей части залежи.

5. Разведочные скважины не должны просто «помечать» верхнюю часть фундамента, поскольку это не позволит провести полную оценку фундамента Тогда важное открытие будет «оставлено позади». Так месторождение Suban не было открыто в середине 1980-х годов компанией Caltex (Шеврон-Тексако), несмотря на крупную программу разведки. Там скважины были пробурены через осадочную часть, а затем просто заглублены в фундамент. Основное гигантское месторождение газа в фундаменте (5 триллионов кубических футов газа) было открыто в 1999 году компаниями Gulf Canada и Canada's Talisman Energy путем бурения вглубь фундамента.

6. В мировой практике существует ряд случаев, таких как открытие гигантского месторождения La Paz в Венесуэле. Здесь нефть в фундаменте была обнаружена через 30 лет после начала эксплуатации месторождения. Внимание нефтяников изначально было сосредоточено на добыче нефти из вышележащих осадочных залежей. Из фундамента La Paz было добыто приблизительно 400 миллионов баррелей нефти было добыто. Начальная добыча (IP) составляет в среднем 3600 баррелей нефти в день, а максимальная добыча составляет 11500 баррелей нефти в день.

7. Вторым примером этого является нефтяное месторождение Octongo в бассейне реки Nequen. Оно было открыто в 1918 году в Аргентине. Нефть добывали из неглубоких отложений, лежащих над фундаментом. Наконец почти столетие спустя фундамент был пробурен и оценен, и теперь он является потенциальным в плане роста производства. В 2015 году добыча из фундамента составляла в среднем 3000 баррелей нефти в день. Она продолжает расти, что дало новую жизнь этому стареющему месторождению.

8. Месторождения La Paz и Octongo показывают, что операторам нефтегазовых месторождений, добывающих из отложений, перекрывающих вершины фундамента, следует рассмотреть возможность бурения скважины в глубь фундамента. Трехмерная сейсмика с высоким разрешением поможет определить наилучшее местоположение для оптимального пересечения трещиноватых или выветрелых пород фундамента.

9. Выветрелые «слабые» граниты также могут служить отличными коллекторами. Высокое содержание базальтовых минералов в сланцах, филлитах и тонкослоистых сланцах сводит на нет вторичную пористость в результате выветривания. Аналогично граниты и кварциты с большей вероятностью дают привлекательные высокопористые гранитные пески, тогда как эродированные сланцы и гнейсы не являются хорошими коллекторами.

10. Геологи, геофизики, инженеры-нефтяники и экономисты должны изучить аналоги месторождений нефти газа в образованиях кристаллического фундамента по всему миру, чтобы понять, как разрабатывать такие месторождения.

В прошлом нефтяные и газовые месторождения в образованиях фундамента были открыты в основном случайно. Традиционный способ мышления в прошлом состоял в том, что фундамент в основном плотный и не оправдывает затрат на изучение. Тем не менее сегодня есть несколько компаний, которые сосредоточены на кристаллическом фундаменте. Особенно преуспели в поиске нефти в породах фундамента SOCO International во Вьетнаме и Йемене и Hurricane Exploration на западе Шетландской области в Соединенном Королевстве.

Читайте также: