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

+7(495) 725-8986  г. Москва

 

 

 

 

 

ВАС ПРИВЕТСТВУЕТ

VIP Studio ИНФО

 

Публикация Ваших Материалов

Lorem ipsum dolor sit amet, consectetur adipiscing elit. Phasellus rutrum, libero id imperdiet elementum, nunc quam gravida mi, vehicula euismod magna lacus ornare mauris. Proin euismod scelerisque risus. Vivamus imperdiet hendrerit ornare.

Верстка Полиграфии, WEB sites

Lorem ipsum dolor sit amet, consectetur adipiscing elit. Phasellus rutrum, libero id imperdiet elementum, nunc quam gravida mi, vehicula euismod magna lacus ornare mauris. Proin euismod scelerisque risus. Vivamus imperdiet hendrerit ornare.

Книжная лавка

Lorem ipsum dolor sit amet, consectetur adipiscing elit. Phasellus rutrum, libero id imperdiet elementum, nunc quam gravida mi, vehicula euismod magna lacus ornare mauris. Proin euismod scelerisque risus. Vivamus imperdiet hendrerit ornare.

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