VIP Studio ИНФО Возможные механизмы естественного восполнения запасов на нефтяных и газовых месторождениях
levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

Журналы

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Серия


    Серия "Гуманитарные
    науки"

  • Серия


    Серия
    "Экономика
    и Право"

  • Серия


    Серия
    "Естественные и
    Технические науки"

  • Серия


    Серия
    "Познание"

  • Журнал


    Журнал
    "Минеральные
    ресурсы России"

  • Журнал


    Журнал
    "Геология
    Нефти и Газа"

  • Журнал


    Журнал
    "Маркшейдерия и
    Недропользование"

  • Журнал


    Журнал
    "Земля Сибирь"

В.П. Гаврилов,  (РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина)

Журнал «Геология Нефти и Газа» # 2008-1
 

 

Проблема роста глобальной потребности в энергии с каждым годом все тревожнее обозначается перед человеческой цивилизацией. По расчетам экспертов, через 30 лет потребление энергетических ресурсов должно увеличиться на две трети, причем более чем на 70 % спрос будет удовлетворяться за счет УВ, поэтому прогрессивный рост добычи этого сырья неизбежен. По данным Международного энергетического агентства, к 2025 г. мировая добыча газа должна вырасти до 4,8 трлн м3, нефти – до 6,5 млрд т. Однако производство этих продуктов не безгранично. По оценке академика Р.И.Нигматулина, мировое падение нефтедобычи начнется с 2006-2010 гг., а добычи газа – с 2040 г. По современным оценкам, оба вида топлива относятся к невосполняемым полезным ископаемым.

Идеи о медленном образовании и накоплении нефти и газа и, как следствие этого, об исчерпаемости и невосполнимости запасов УВ в недрах Земли появились еще в начале прошлого века вместе с зачатками нефтегазовой геологии. Они базировались на умозрительном представлении о генерации нефти и газа как о процессе, связанном с отжиманием воды и УВ при погружении и возрастающем уплотнении осадочных пород с глубиной. Медленное опускание и постепенное прогревание нефтегазоматеринских свит, протекающие в течение десятков и сотен миллионов лет, и породили иллюзию об очень медленном процессе нефтегазообразования. Стало аксиомой, что чрезвычайно малая скорость образования залежей УВ несопоставима со скоростью извлечения нефти и газа при эксплуатации месторождений, поэтому УВ традиционно рассматриваются как невосполняемые минеральные ресурсы.

Данная “аксиома” получила всеобщее признание и была положена в основу как экономических концепций, так и теорий нефтегазообразования. Однако суммирование ряда известных фактов и новые наблюдения показывают, что процессы миграции и формирования (или переформирования) залежей, вопреки идиомам, происходят достаточно быстро, в течение нескольких лет.

Классическим примером в этом отношении являются месторождения в Терско-Сунженском районе (Чеченская Республика). Первые скважины там были пробурены в местах естественных нефтепроявлений в 1893 г. неподалеку от Грозного и получили название Старогрозненского промысла.

За полвека эксплуатации из песчано-глинистых отложений неогенового возраста было извлечено около 100 млн т нефти, в результате чего продуктивные пласты были истощены и фонтанный способ добычи заменен насосным. Количество добытой нефти, по расчетам горного инженера Л.И.Баскакова – первооткрывателя грозненских залежей, не могло вместиться во всех известных структурах этого района и прилегающих к ним впадин. К началу Великой Отечественной войны все скважины сильно обводнились и некоторые из них пришлось законсервировать. Весь военный период они не работали. После наступления мира скважины были расконсервированы и добыча восстановлена. Оказалось, что практически все высокообводенные скважины, на которых перед войной осуществлялся форсированный отбор, начали давать безводную нефть, т.е. в течение 3-4 лет простоя произошло переформирование залежей: вода образовала новый водонефтяной контакт за счет эффекта “оседания”.

В 50-х гг. прошлого столетия в этом же районе были открыты залежи нефти в более глубокопогруженных меловых горизонтах, которые следующие почти полвека являлись главным объектом нефтедобычи. Разработка велась с применением законтурного заводнения, и к концу 90-х гг. ситуация повторилась: большинство скважин были сильно обводнены, пластовое давление упало, существенно снизились дебиты. К тому же начались военные действия на территории республики, и эксплуатация месторождений прекратилась в течение последующих 5-7 лет. За это время восстановилось аномально высокое пластовое давление в верхнемеловых известняках, выровнялось положение водонефтяного контакта, и процент воды в ряде эксплуатационных скважин существенно снизился. Более того, в последние годы наблюдается уникальное явление в районах Старогрозненского и Октябрьского промыслов – первые, мелкие скважины глубиной от первых десятков до сотен метров, эксплуатировавшие неогеновые песчаники, стали высачивать нефть на дневную поверхность через затрубное пространство.

На одном из крупнейших в мире Ромашкинском нефтяном месторождении, которое разрабатывается уже более 60 лет, в последние годы у ряда старых скважин наблюдается своеобразное “второе дыхание”. Практика показывает, что при разработке залежь в первую очередь отдает легкие фракции, а тяжелые выкачиваются последними. Поэтому в недрах Ромашинского месторождения нефть характеризуется повышенной вязкостью, преобладанием тяжелых фракций. Однако целенаправленное изучение физико-химических свойств нефтей этого месторождения в последние 10 лет показало, что на фоне общего увеличения плотности в ряде скважин отмечено поступление легкой газированной нефти [4].

 

Рис. 1. ДИНАМИКА СРЕДНЕМЕСЯЧНОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ ПО МЕСТОРОЖДЕНИЯМ:
УСТЬ-БАЛЫКСКОЕ, ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ (А-Г), ОКТЯБРЬСКОЕ, ТЕРСКО-СУНЖЕНСКАЯ ЗОНА (Д)
(по Касьяновой Н.А., 2004) Скважины: А – 827, Б – 801, В – 823, Г – 829, Д – 759

 

Татарскими геологами были оценены масштабы нефтегенерации доманиковскими нефтегазоматеринскими породами, которые по традиционным представлениям являются главным источником нефти для всей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. По данным И.Н.Плотниковой, Д.К.Нургалиева, Р.Х.Муслимова, в пределах Татарстана доманикиты могли произвести лишь 709 млн т нефти. В то же время из недр месторождений этой республики уже извлечено почти 3 млрд т нефти. В этом регионе имеются и другие несоответствия между наблюдаемыми фактами и классическими законами геологии нефти и газа. Так, на ряде залежей, по которым уже извлечены все балансовые запасы, добыча нефти продолжается. Некоторые скважины характеризуются пульсирующими режимами нефтедобычи: падение дебитов сменяется долговременным его ростом.

Татарский синдром отмечен и в других нефтедобывающих регионах России и прилегающих независимых государствах. Так, зафиксированы месторождения (в том числе и на Северном Кавказе), где первоначально подсчитанные запасы нефти были многократно превышены в процессе многолетней разработки этих месторождений. Известны случаи рекордно длительной эксплуатации нефтяных скважин. Например, два мелких месторождения в районе Цхенис-Цхали на границе Грузии и Азербайджана эксплуатируются уже с конца XIX в. (со времени Нобеля) и до сих пор дают нефть.

На ряде месторождений Западной Сибири также зафиксирован пульсирующий режим нефтедобычи в скважинах. В качестве примера приведем кривые дебитов скважин Усть-Балыкского месторождения, которые показывают, что за период с 1967 по 1991 г. дебиты в скважинах неоднократно возрастали и убывали (рис. 1, А-Г).

Такой же эффект отмечен и в районах Терско-Сунженской зоны на Октябрьском месторождении (см. рис. 1, Д).

Широко распространено естественное высачивание нефти на поверхности дна Мирового океана. Оно установлено во многих районах мира: у берегов Австралии, Аляски, Венесуэлы, Канады, Мексики, США, в Персидском заливе, Каспийском море, у o-вa Тринидат и т.д. Суммарный объем самопроизвольного выхода жидких УВ иногда очень значительный. Так, в морском бассейне Санта-Барбара у берегов Калифорнии лишь с одного участка дна поступает до 11 тыс. л нефти/сут. Этот источник, действующий уже более 10 тыс. лет, был обнаружен в 1793 г. Д.Ванкувером (Соколов Б.А, Гусева А.Н., 1993).

Подсчеты, проведенные Ф.Г.Дадашевым и другими, показали, что в районе Апшеронского полуострова на дневную поверхность посредством извержения грязевых вулканов выходят миллиарды кубометров газа и несколько миллионов тонн нефти в год. Всемирную известность получил храм огнепоклонников в Сураханах, где с XV в. из недр естественным образом истекает метановый газ.


Естественное выделение метана установлено в рифтовых долинах Мирового океана через так называемые черные курильщики – конусообразные вершины высотой в десятки и сотни метров. Специфика такого феномена в том, что вокруг этих вершин отсутствуют осадочные породы. Считается, что образование метана происходит здесь минеральным путем в низах океанической коры за счет гидратации железосодержащих пород основного состава морскими водами с растворенным углекислым газом. Возможная реакция идет по следующей формуле:

 

По данным ряда ученых, масштаб этого явления оценивается в 10 млн т (109 м3) метана/год (Сорохтин О.Г., Ушаков А.С., 2002).

В современных океанах абиогенный метан рассеивается в морских водах, а потом уходит в атмосферу. Но если допустить, что рифтовые долины океана окажутся перекрытыми осадочными породами, то метан минерального происхождения начнет скапливаться в осадочных толщах. Тогда только за 1 млн лет сможет накопиться 1015 м3 метана, что соответствует всем выявленным запасам этого газа в мире.

Все эти примеры доказывают, что в современное время в земной коре активно протекают процессы миграции УВ-флюидов и образования их новых скоплений. Классическая геология нефти и газа учит, что миграция УВ в породах происходит путем фильтрации, отжатия, диффузии и т.д. Процесс этот медленный, и заметное продвижение флюида происходит в течение тысяч и миллионов лет.

Однако наблюдения и опыты последних лет показывают, что движение флюида в пористых и трещинных пластах может происходить гораздо быстрее. Так, в результате экспериментов, проведенных на Талинском месторождении Западной Сибири, установлено, что скорость перемещения нефтяного флюида от скважины к скважине составляет почти 6 км/сут [2]. В Терско-Сунженском регионе быстрота вертикальной миграции нефти достигает сотен метров в год, или примерно 1 м/сут. Скорость движения жидких УВ на дневную поверхность в масштабах всей планеты оценивается как 3,8·106 т/год. При такой интенсивности миграции только за четвертичный период (т.е. за последний 1 млн лет) из недр планеты естественным путем высочилось около 4·1012 т нефти, что в 2 раза превышает известные на сегодняшний день ее геологические запасы и в 7 раз больше извлекаемых запасов (Скарятин В.Д., Макарова М.Г., 2005).

Эти и другие данные свидетельствуют о том, что движение УВ-флюида в земной коре происходит с гораздо большей скоростью, чем это предполагалось ранее, процесс идет постоянно и продолжается в настоящее время. В соответствии с этим и формирование скоплений нефти и газа – постоянно действующий процесс: залежи УВ формировались и переформировывались в прошлые геологические эпохи, они формируются и сейчас, буквально на наших глазах, причем скорость формирования залежей исчисляется не миллионами лет, а годами, она вполне сопоставима с жизнью человека. Так, в рифтовой впадине Калифорнийского залива, который начал раскрываться только 3-5 млн лет назад, накопилась толща осадков мощностью до 4 км с высоким содержанием органики. Под действием высокотемпературных гидротерм здесь уже образовалась жидкая незрелая нефть, возраст которой оценивается в несколько сотен лет (Соколов Б.А., Гусева Н.А., 1993).

Каковы же причины активного и быстрого современного образования и миграции УВ? Сторонники неорганической теории происхождения нефти и газа видят ее в дегазации мантии Земли. Вместе с другими газами, такими как водород, углекислый газ, гелий, мантия “выдыхает” и УВ-газы. Истечение минерального метана из низов коры и мантии посредством “черных курильщиков” отрицать нельзя. Однако нигде в рифтовых долинах Мирового океана не было обнаружено нефтяных источников. Кроме того, нефть – это сложное природное соединение, состоящее из смеси УВ и его соединений, различных минеральных добавок, порфиринов и т.д. При температуре 300-400 оС многие составные части нефтей разрушаются, например порфирины. Сама нефть становится термодинамически неустойчивой и распадается до метана. Поэтому вряд ли нефти могли образовываться и сохраняться в мантии Земли, где температура изменяется от 1300 до 3000 оС. Следовательно, надо искать другое объяснение феномену современного и быстрого “рождения” нефти. По нашему мнению, это результат стремительного по геологическим меркам процесса нефтегазообразования в специфических и ныне действующих очагах рождения УВ.

В соответствии с геодинамической концепцией нефтегазообразования, образование нефти и газа может происходить различным путем: в крупных впадинах земной коры по классической схеме; в рифтовых прогибах, возникающих при раскрытии океанических бассейнов; в зонах субдукции, где происходит столкновение литосферных плит, когда тонкая океаническая кора погружается под толстую кору материков (Гаврилов В.П., 1998).

Применительно к Северному Кавказу и Терско-Сунженскому району, где и расположены месторождения Чеченской Республики, действует субдукционный механизм образования УВ. Вдоль всей Крымско-Кавказской сутуры – границы столкновения мелких плит с Восточно-Европейским континентом – в настоящее время происходит внутриконтинентальная субдукция (рис. 2).

 

Рис. 2. ОБЗОРНАЯ КАРТА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПРЕДКАВКАЗЬЯ
1 – Крымско-Кавказская сутура; 2 – границы Южно-Каспийской плиты; 3 – направление движения плиты;
4 – области грязевого вулканизма; 5 – границы Терско-Сунженского района; 6 – месторождения: а – нефти, б – газа

 

Особенно она заметна в Южно-Каспийской впадине. Последняя представляет собой оставшийся от океана Тетис внутриконтинентальный морской бассейн с мощной толщей пластичных плиоценовых отложений, обогащенных рассеянной органикой. Вместе с нижней частью литосферы часть этих осадков затягивается в верхнюю мантию Земли, где в условиях высоких температур и давлений происходят достаточно быстрая деструкция органики и синтез новых УВ-молекул (рис. 3). Процессы имеют, по-видимому, скачкообразный характер и протекают с большой скоростью. Их можно сравнить с искусственной перегонкой органики в лабораторных условиях, когда за короткое время, но при высокой температуре из органического материала получали синтетическую нефть (опыты Н.Д.Зелинского, Г.Гефера, К.Энглера и др.). Вместе с водяным флюидом, который возникает при дегидратации осадков, затянутых в зону подвига, нефть и газ устремляются вверх по разломам, трещинам, порам и капиллярным каналам, мигрируют в осадочный чехол, пока не аккумулируются в залежь. Hе перехваченные ловушками флюидные потоки из глубоких недр в ряде мест выходят на дневную поверхность и образуют грязевые вулканы, которые извергают, как уже отмечалось, довольно большое количество УВ-газа и нефти. Располагаются они, как правило, вдоль зон столкновения литосферных плит и являются очагами разгрузки флюидов, образующихся при погружении и дегидратации коры. В пределах Южного Каспия и прилегающих районов Восточного Азербайджана закартировано более 200 грязевых вулканов, а их корни, по данным сейсморазведки, лежат на глубине до 20 км и более.

 

Рис. 3. ПРИНЦИПИАЛЬНЫЙ ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ ЧЕРЕЗ ЮЖНЫЙ КАСПИЙ
Кора: 1 – континентальная, 2 – океаническая; 3 – осадочный слой; 4 – миграционные потоки; 5 – залежи нефти и газа

 

По мнению А.И.Алиева, грязевулканическая деятельность Южного Каспия свидетельствует об интенсивной генерации УВ-газов [1]. По его мнению, эти процессы наиболее активно протекают в низах осадочного чехла.

От Апшеронского полуострова до Челекенского по дну Каспийского моря протянулось крупное валообразное поднятие – так называемый Апшеронский порог. К нему-то и приурочено большинство знаменитых месторождений нефти Южного Каспия (см. рис. 2). По нашей модели, это не что иное, как аккреционная призма, т.е. комплекс осадочных пород, которые не “проскочили” в зону субдукции, а оказались “содраны” и собраны в своеобразную кучу. В ее пределах и создались благоприятные условия для накопления блуждающих УВ-флюидов в залежи.

На Ромашкинском месторождении действует другой механизм пополнения запасов. Здесь в толще кристаллических пород земной коры, в фундаменте, залегает мощный пласт высокоглиноземистых гнейсов (толщиной до 5-6 км), так называемая большечеремшанская серия. Ее возраст более 3 млрд лет (архейская эра), в составе древних пород содержится много графита (до 15 %). Графит же состоит из углерода, изучение изотопного состава которого свидетельствует о его биогенном происхождении. Под действием высоких температур и водородного флюида недр из углерода образуются УВ-соединения, которые по разломам и трещинам мигрируют в пористый осадочный слой коры. Интересно, что практически все месторождения нефти и газа Волго-Уральской нефтегазоносной провинции лежат в ареале действия этого графитового пласта (рис. 4). На западе и северо-западе Татарстана, где графитсодержащие толщи отсутствуют, исчезает и нефтегазоносность осадочного чехла [3].

 

Рис. 4. РАСПРОСТРАНЕНИЕ ПОРОД БОЛЬШЕЧЕРЕМШАНСКОЙ СЕРИИ ТАТАРСТАНА [3] 1 – отложения большечеремшанской серии; 2 – верхнеархей-нижнепротерозойские высокоглиноземистые образования; 3 – месторождения нефти

 

Изучение подземных вод фундамента Татарстана показало, что его газонасыщенность (390-450 см3/л) не уступает водам девонских отложений (298-476 см3/л). В составе газов до 16 % УВ, что сопоставимо со значениями этого показателя для девонских вод Ромашкинского месторождения [5]. В фундаменте этого региона в большом количестве установлены битумоиды, в которых присутствуют УВ от С14 до С33. Исследователи пришли к выводу, что битумоиды фундамента Татарии – это следы миграции нефтенасыщенных флюидов, так называемые битумы миграционных потерь (Гордадзе Г.Н., 2003). Сравнение УВ-состава битумоидов фундамента и нефтей Ромашкинского и Новоелховского месторождений позволило установить сходство УВ-состава экстрактов и нефтей.

Говоря о современных процессах образования нефти и газа и формирования их залежей, нельзя обойти молчанием Западно-Сибирскую нефтегазоносную провинцию, где концентрируются половина всех начальных суммарных ресурсов УВ России и половина всех перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа. Согласно геодинамической модели нефтегазообразования, в пределах Западно-Сибирской провинции действовал рифтогенный режим, предопределивший масштабы генезиса УВ в этом регионе. В конце перми – начале триаса (примерно 230 млн лет назад) земная кора Западной Сибири испытала мощный удар подземных сил в виде глубинного плюма. Кора треснула, разошлась и на месте континентальной суши возникли рифты, а потом и узкий Палеообский океан, напоминающий современное Красное море (С.В.Аплонов), причем максимальное раскрытие океана было на севере (современные полуострова Гыдан и Ямал). Энергия недр относительно быстро иссякла, и настоящий океан на месте современной Западной Сибири так и не раскрылся. Поэтому Западную Сибирь иногда называют несостоявшимся океаном. Однако последствия этих событий оказались решающими для последующего нефтегазообразования и нефтегазонакопления в этом регионе.

Во-первых, мантийный плюм принес огромную тепловую энергию, которая хорошо прогревала недра центральной части Западной Сибири. До сих пор они здесь более прогреты, чем в соседних районах. Следовательно, именно здесь создавались наиболее благоприятные условия для преобразования рассеянной органики в УВ.

Bo-вторых, в рифтовой долине Палеообского океана, по-видимому, протекали процессы минерального образования УВ-соединений по приведенной схеме. Процесс этот продолжается и поныне. Однако, в отличие от современных рифтовых долин Мирового океана, рифтовая долина Палеообского океана оказалась сравнительно быстро перекрыта осадками, которые воспрепятствовали рассеиванию метана и принуждали его концентрироваться в породных резервуарах. Истечение метана из погребенной рифтовой системы подпитывало и подпитывает УВ всю Западно-Сибирскую провинцию. Последняя представляет собой огромный водонапорный мегабассейн, в песчаных и глинистых породах которого находится 5·1014 м3 пластовых вод. В этих водах растворено 1,5·1015 м3 метанового газа, что на порядок превышает все выявленные и невыявленные ресурсы нефти и газа в этом регионе (Зорькин Л.М., 1973).

К центру и северу провинции, т.е. там, где находится погребенная рифтовая долина Палеообского океана, газонасыщенность пластовых вод всех водоносных комплексов возрастает до 3000 см3/л, увеличивается жирность метановых газов, их упругость и т.д. В этих же районах существенно повышается и концентрация запасов нефти и газа Западной Сибири. Не является ли это свидетельством того, что погребенная рифтовая долина Палеообского океана служит постоянно действующим источником УВ, который подпитывает весь Западно-Сибирский мегабассейн вот уже многие миллионы лет? Причем УВ могут быть как органического, так и минерального происхождения.

Без допущения постоянно действующего очага нефтегазообразования не обойтись при оценке баланса УВ-системы Западной Сибири. Весь объем УВ-сферы этого региона можно оценить, сложив содержание метановых газов в подземных водах (1,5·1015 м3) и количество метана, сорбированных глинистыми породами (2·1014 м3 по Ф.Г.Гурари), и объем нефти и газа в установленных залежах и невыявленных ресурсах ( 2·1014 м3). В сумме это составит 2·1015 м3, т.е. 2000 трлн м3 УВ. По данным А.Э.Конторовича, в соответствии с классическими канонами теории нефтегазообразования, примерно такое же количество УВ могло произвести все ОВ, рассеянное во всех осадочных породах Западно-Сибирской провинции. Вроде бы УВ-баланс сходится. Однако при этом не учитывается фактор рассеивания УВ-газов через толщу пород в атмосферу. Все нефтегазоносные бассейны – это открытые системы, постоянно теряющие в атмосферу различные газы, в том числе и углеводородные, за счет их ухода по разломам, трещинам, путем диффузии и просачивания через покрышки, даже если они сложены такими слабопроницаемыми породами, как каменная соль. В Западной Сибири же – это глинистые пласты мощностью порой всего 25-30 м. Геохимическая съемка, проведенная в этом регионе, показала, что практически на всех месторождениях происходит естественное просачивание УВ на поверхность. В ряде случаев зафиксирована сквозная дегазация западно-сибирских недр – это районы Усть-Порта, Байдарацкая, Обская и Тазовская губы, пос.Ныда и др. Общие масштабы этих потерь не установлены. Однако, если ориентироваться на данные Г.И.Войтова, то ежегодно с поверхности Западно-Сибирской низменности в атмосферу уходит порядка 0,44·109 м3 УВ-газов. А это означает, что только за неоген-четвертичный период (т.е. последние 25-30 млн лет) недра Западной Сибири должны были бы потерять 13·015 м3 газа, что примерно в 60 раз больше всех выявленных и невыявленных ресурсов УВ-сырья региона. Этого, однако, не произошло только потому, что залежи Западной Сибири не только все время теряют газ или нефть, но и постоянно получают новые восстановительные порции УВ.

Таким образом, любая залежь жидких или газообразных УВ – это некая динамически равновесная, но в то же время открытая, диссипативная система, способная к самовосстановлению в относительно короткое время, измеряемое годами.

Эксплуатация залежи нарушает установившееся динамическое равновесие в пласте, возбуждая естественный подток УВ-флюидов, которые начинают компенсировать величину отбора. Если при этом скорость извлечения (т.е. форсированный отбор) в разы превышает скорость естественного пополнения, то залежь истощается.

Мы рассмотрели на реальных примерах только три возможных механизма образования новых объемов нефти и газа, но в природе их может быть гораздо больше. В каждом конкретном случае действует свой УВ-источник. В  геологической истории Земли УВ-соединения образовывались всегда, рождаются они и сейчас, на наших глазах, и процесс этот будет происходить и в будущем. Этим тезисом подтверждаются фундаментальные представления академика И.М.Губкина о том, что нефтегазообразование имеет глобальный и постоянный характер.

Факты, о которых говорилось, были известны сравнительно давно, но на них не обращали должного внимания. Поскольку умы ученых истощались схоластическими спорами о том, каким образом образовались УВ: органическим или же неорганическим путем? Геодинамическая модель нефтегазообразования допускает смешанный (микстгенетический, полигенный) генезис. Скорее всего, нефть – это результат природной “перегонки” рассеянной органики, а газ может иметь и минеральное происхождение. В наше время, когда мотив об исчерпаемости ресурсов нефти и газа звучит все настойчивее, новые подходы к теории нефтегазообразования заслуживают большего внимания. Если их учитывать, то оценку ресурсов нефти и газа и разработку их месторождений надо строить на новых принципах.

    Во-первых, в теории геологии нефти и газа должно найти достойное отражение существование очагов нефтегазообразования, с которыми связаны узлы или полюса нефтегазонакопления. В задачу изучения нефтегазоносных бассейнов и областей необходимо включать не только выявление нефтегазоматеринских пород, коллекторских толщ, покрышек и ловушек, но и очагов нефтегазообразования, оценку их потенциальных возможностей по производству УВ, возможных путей миграции новых порций нефти и газа, установление месторождений, которые расположены на этих миграционных путях и имеют современную подпитку УВ.

    Во-вторых, при эксплуатации залежи следует отказаться от “насильственных” технологий извлечения нефти и газа из продуктивных пластов и, прежде всего, от форсированного отбора флюида, чем мы сейчас сильно грешим. Скорость отбора должна находиться в определенном соотношении со скоростью поступления УВ из очагов генерации. При этом условии одни месторождения будут определять уровень добычи, другие – находиться в естественном состоянии покоя для пополнения своих запасов. Таким образом, скорректированные нефтегазодобывающие районы будут действовать сотни лет, давая устойчивую и сбалансированную масштабом генерации добычу нефти и газа. Из этого следует, что в технологический цикл разработки месторождений надлежит вводить специальные реабилитационные периоды, когда залежь или месторождение выводится из эксплуатации и пополняет свои ресурсы за счет естественной энергии пласта и подтока УВ-флюида [2]. Именно такой принцип “щадящей” разработки, подобно принципу культивации лесных угодий, должен стать, на взгляд автора статьи, важнейшим в дальнейшем развитии теории и практики разработки нефтяных и газовых месторождений.

    В-третьих, при разработке месторождений следует учитывать возможность переформирования залежи как естественным путем, так и искусственным за счет воздействия на пласт различными методами (вибрацией, гидравлическим импульсом и т.д.). В связи с этим, понятие “разработка продуктивного объекта” целесообразно заменить понятием “управление процессом извлечения нефти или газа” со всеми вытекающими последствиями.

    В-четвертых, назрела необходимость организации с самого начала разработки месторождений геофлюидодинамического мониторинга с определенным набором параметров, построения геофлюидодинамических моделей залежей нефти или газа. Главная цель этого – обеспечить максимальные коэффициенты нефте- и газоизвлечения за счет эффективного использования естественной пластовой энергии и своевременной корректировки системы разработки.

    Наконец, в-пятых, сделанные утверждения следует рассматривать как принципиальную постановку проблемы. Еще далеко  не все ясно, многое не доказано, ряд положений требует проверки, дополнительного и целенаправленного изучения. Отсюда вытекает необходимость организации и проведения комплексных фундаментальных исследований по данной проблеме, включая создание натурного полигона для организации мониторинговых наблюдений.

Таким образом, в результате и на основании изложенного выдвигается тезис о том, что нефть и газ – возобновляемые природные ископаемые, освоение их месторождений должно строиться, исходя из научно обоснованного баланса объемов естественной генерации УВ и отбора в процессе эксплуатации месторождений.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Алиев А.И. Грязевые вулканы – очаги периодической газогидродинамической разгрузки быстропогружающихся осадочных бассейнов и важные критерии прогноза газоносности больших глубин // Геология нефти и газа. – 2006. – № 5.
2. Запивалов Н.П. Флюидодинамические модели залежей нефти и газа / Н.П.Запивалов, И.П.Попов. – Новороссийск: Изд-во СО РАН, 2003.
3. Лапинская Т.А. Древнейшие метаморфические толщи фундамента как возможный источник углеводородов осадочного чехла / Т.А.Лапинская, Л.П.Попова, А.В.Постников / Нефтегазоносность фундамента осадочных бассейнов. – М.: Изд-во РГУНГ.
4. Муслимов Р.Х. Потенциал фундамента нефтегазоносных бассейнов // ТЭК. – 2004. – № 2.
5. Плотникова И.Н. Зоны разуплотнения кристаллического фундамента Волго-Уральской антеклизы как потенциальные нефтегазовые объекты: дис. … докт. геол.-минер. наук, Казань, 2002.


©  В.П. Гаврилов, Журнал "Геология Нефти и Газа" - 2008-1.
 

 

 

SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

������ ����������� �������@Mail.ru