УДК 553.98 (476) О ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ ИЗУЧЕНИЯ

УДК 553.98 (476)
О ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ ИЗУЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
ПРИРОДНЫХ ПОЛУКОЛЛЕКТОРОВ БЕЛАРУСИ
В.Н. Бескопыльный
(РУП «ПО «Белоруснефть»)
В Припятском прогибе – нефтедобывающем регионе Беларуси – открыто 75
месторождения углеводородов (УВ), среди которых самые большие по запасам нефти –
Речицкое, Осташковичское, Вишанское, Южно-Сосновское и Южно-Осташковичское
находятся на заключительной стадии разработки. Не вызывает сомнения, что на текущем
этапе освоения региона уже значительно сокращен потенциал открытия достаточно
крупных месторождений УВ в породах-коллекторах. Несмотря на это, целесообразно
продолжать традиционные геологоразведочные работы на УВ с целью открытия новых
месторождений и доразведки старых [1]. Также следует активно внедрять передовые
технологии повышения нефтеотдачи разрабатываемых месторождений для получения
дополнительных объемов нефти на ранее открытых залежах [2]. Наряду с этими
действиями, необходимо организовать широкие исследования перспективных территорий
Беларуси с целью оценки вероятности обнаружения скоплений нефти и/или газа в
значительных объемах горных пород, считавшихся бесперспективными, которые в
естественных условиях не способны отдавать УВ с рациональными дебитами, но которые
являются нефтегазонасыщенными природными полуколлекторам и в результате
применения специальных технологий могут обеспечивать промышленную добычу
углеводородов. Интерес автора к таким горным породам проявился достаточно давно [1,
3, 4]. Новая активизация внимания автора к данному вопросу обусловлена не только
многочисленными публикациями специалистов различного профиля об успехах добычи
сланцевого газа в США в последние годы и об исследовании этой проблемы во многих
странах, но также стимулирована значительным объемом накопленных сведений об
условиях формирования и закономерностях размещения нефтегазоносносных плотных и
глинистых отложений Припятского прогиба. Кроме того, личное участие автора в
Глобальном саммите по сланцевому газу – Американской бизнес конференции в г.
Варшаве 18-21 июля 2010 г. способствовало достаточно глубокому изучению состояния
проблемы – «сланцевый газ». Целесообразность обобщения информации по
нефтегазоносности полуколлекторов Беларуси обусловлена реализацией в 2011-2013 гг.
научно-исследовательского проекта «Оценка состояния и определение направлений
поисково-разведочных работ на нефть в Припятском прогибе», в рамках которого весьма
уместно привести данный обзор.
По-разному можно относиться к «буму сланцевого газа», но у опытных геологовнефтяников не вызывает сомнения наличие колоссальных ресурсов рассеянных УВ в
практически непроницаемых горных породах большинства нефтегазоносных бассейнов
мира. В определенной мере это относится и к осадочному комплексу Припятского
прогиба, а, возможно, и к другим участкам недр Беларуси. Поэтому проблема
нефтегазоносности горных пород, называемых «полуколлекторами», является весьма
актуальной для Беларуси и заслуживает презентации в данной статье.
Общепринято понимать, что «сланцевый» (по английски – natural shale gas) и газ
относительно
плотных
пород
(tight
gas)
представлены
углеводородами,
распространенными в рассеянной форме в низкопроницаемых породах, из которых без
специальных интенсивных методов невозможно получить промышленные притоки
(достаточно большие дебиты) нефти или газа. Граница между низкопроницаемыми
(слабопроницаемыми) породами, содержащими сланцевый и «сжатый» газы (нефть), с
одной стороны, и малопроницаемыми породами, обеспечивающими слабопромышленные
дебиты традиционного газа (нефти), весьма условна из-за неоднозначности определения
понятия «промышленный дебит нефти (газа)», хотя этот предел и можно выразить
определенными
нижними
значениями
проницаемости,
установленными
для
малопроницаемых коллекторов. Чтобы отделять одни породы от других и,
соответственно, один тип УВ от другого, породы, содержащие natural shale gas или tight
gas называются, соответственно, shale reservoir и tight reservoir (сланцевым коллектором и
«плотным» коллектором). Применение этих терминов и образуемых от них понятий
вызывает множество вопросов и неоднозначных толкований. С целью устранения
неоднозначностей понимания и для систематизации представлений о нефтегазоносности
глинистых и плотных пород автор уже многие годы [3, 4] применяет термины
«полуколлектор» или «псевдоколлектор» (псевдо – мнимый, кажущийся) при обозначении
определённого класса горных пород, расположенного по ёмкостно-фильтрационным
свойствам между породами-коллекторами (обеспечивающими промышленные притоки
нефти или газа) и породами-флюдоупорами (являющимися практически не проницаемыми
для нефти или газа). Понятие «полуколлектор» в нефтяную геологию ввёл, наверное, М.
К. Калинко [6], который отметил условность разделения пород на коллекторы и
флюидоупоры, поскольку при определенных условиях последние могут стать
коллекторами (а коллекторы – флюидоупорами). Флюиды могут перемещаться даже
через глины и граниты в естественных условиях (диффузно, по трещинам и т. д.), не
говоря о возможности создания специальных искусственных условий для повышения
проницаемости данных пород. М. К. Калинко между коллекторами и флюидоупорами
выделил промежуточную группу пород – полуколлектора – «такие горные породы, в
которых возможно движение флюидов под влиянием градиентов давлений, превышающих
градиенты давлений, возникающих при гравитационной дифференциации флюидов и не
приводящих к разрушению скелета породы или изменению ее текстуры» (с. 76), а
флюидоупоры определить как «горные породы, по которым в условиях их естественного
залегания возможно движение флюидов под влиянием таких градиентов давлений,
которые вызывают либо нарушение скелета породы, либо изменения ее текстуры» (там
же). Некоторые исследователи вместо термина «полуколлектор» употребляли для
обозначения приблизительно того же понятия термин «полупокрышка» [7-9] или «ложная
покрышка» [5].
Автор согласен с вышеприведенными определениями М.К. Калинко и под
терминами «полуколлектор» или «псевдоколлектор» понимает приблизительно то, что в
общем виде подразумевают в зарубежной литературе под терминами «shale (сланцевые)
and (и) tight (плотные) reservoirs (коллекторы)». Т. е. это – естественные образования
(горные породы), способные отдавать (пропускать через себя) нефть, газ и/или воду
промышленными темпами только после создания в них искусственных путей миграции
и/или под воздействием на них больших депрессий. Иначе говоря, породы, которые могут
быть преобразованы с помощью существующих в настоящее время методов и технологий
из низкопроницаемых или из практически непроницаемых в промышленно значимые
коллекторы, относятся к полуколлекторам (псевдоколлекторам). Речь идёт, прежде всего,
о таких осадочных образованиях, как: глинистые сланцы, горючие сланцы и плотные
(депрессионные низкопроницаемые, низкопористые) карбонатные или терригенные
породы. К этой категории низкопроницаемых пород можно отнести также угли, которые в
определенных условиях содержат углеводородные газы (как правило, метан).
(Примечание: А.Е.Лукин при общении с автором посоветовал в данном контексте вместо
термина «псевдоколлектор» применять «квазиколлектор» (как бы, якобы, полу). Следуя
этому совету, будем употреблять, в основном, слово «полуколлектор»).
Если такие породы содержат УВ, то они называются углеводородосодержащими
полуколлекторами. Ресурсы и запасы УВ в полуколлекторах относятся к категории
трудноизвлекаемых.Углеводороды, насыщающие такие породы, в зависимости от типов
полуколлекторов, подразделяются, прежде всего, на:
 газ (нефть) сланцевых (глинистых) полуколлекторов, газ (нефть) глинистых
сланцев, сланцевый газ (по-английски shale gas (oil);
 газ горючесланцевых полуколлекторов, газ горючих сланцев;
 газ (нефть) плотных полуколлекторов, газ (нефть) низкопроницаемых
карбонатных (терригенных) пород, центральнобассейновый газ (нефть) (по английски
tight gas (oil);
 газ угольных полуколлекторов, угольный метан.
Отличие традиционных нефтей и газов от вышеупомянутых заключается, прежде
всего, в том, что первые насыщают породы-коллекторы.
Важно отметить, что полуколлекторы играют различную роль и имеют разное
промышленное значение в разнотипных природных резервуарах (рисунок 1):
Рисунок 1 – Схематический разрез межсолевого резервуарного комплекса
Припятского прогиба
– покрышка и флюидоупор трехслойного природного резервуара (левая часть
разреза) и псевдорезервуара (правая часть разреза);
– промежуточный негенерирующий полуколлектор трехслойного резервуара;
– генерирующий псевдоколлектор псевдорезервуара;
– коллектор трехслойного резервуара.
 в традиционном резервуаре полуколлектор расположен между коллектором и
покрышкой в качестве промежуточного слоя (трехслойный резервуар). В этом случае
следует говорить о резервуаре с промежуточным полуколлектором. Подобные
полуколлекторы весьма перспективны в контурах уже эксплуатируемых месторождений
УВ в качестве возвратных объектов разработки;
 в псевдорезервуаре полуколлекторы перекрыты породами-покрышками и
подстилаются породами-флюидоупорами. Такие природные резервуары, сформированные
мощными толщами нефте- и/или газонасыщенных полуколлекторов (полуколлекторов
псевдорезервуаров), представляют главный интерес для промышленного освоения
нетрадиционных УВ;
 в комбинированном (смешанном) резервуаре возможны различные
соотношения переслаивающихся
коллекторов и полуколлекторов. Во многих
нефтегазоносных бассейнах мира такой тип резервуара имеет очень широкое
распространение и представляет собой весьма сложнопостроенный, гетеротропный
объект, с различным соотношением насыщающих фаз в составляющих его элементах.
Такие резервуары необходимо осваивать с помощью специальных технологий.
Полуколлекторы можно разделять на основании различных их характеристик.
Одними из определяющих свойств полуколлекторов являются объем и тип содержащегося
в них органического вещества (ОВ). В зависимости от характеристик сингенетичного ОВ,
одни полуколлекторы принадлежат непосредственно нефтегазоматеринским толщам,
другие не обладают нефтематеринскими свойствами, насыщаясь углеводородами,
мигрировавшими из подстилающих (перекрывающих) нефтегазопроизводивших слоев
(прослоев). Разнообразие полуколлекторов определяет многообразие и специфичность
применяемых методов их техногенного преобразования в интенсифицированные
коллектора, обеспечивающие отдачу УВ промышленными темпами. Скопления нефти
и/или газа в таких псевдорезервуарах (техногенных природных резервуарах) принято
называть нетрадиционными. Как известно, к нетрадиционным относят также залежи
нефти в обычных коллекторах, слагающих ловушки неструктурного типа
(литологические, катагенетические и т. д.). Последняя категория залежей должна
называться «естественными нетрадиционными залежами (ловушками)», в то время, как
скопления УВ в полуколлекторах следует называть «техногенными, искусственно
преобразуемыми залежами или ловушками УВ», коротко говоря, псевдозалежами или
псевдоловушками УВ. Конечно, разделение на коллекторы и полуколлекторы, как и на
залежи и псевдозалежи имеет смысл только до того времени, когда последние не
подверглись методам интенсификации. Та часть полуколлекторов, которая была
интенсифицирована, становится коллекторами (характеризующимися промышленными
притоками УВ). Соответственно этому, участки псевдозалежей, вовлеченные на какой-то
период в промышленную эксплуатацию временно становятся залежами. Чтобы отличать
такие искусственно сформированные, временно существующие коллектор, резервуар,
залежь и месторождение от изначально (естественно) промышленных их аналогов, первые
предлагается называть, соответственно, субколлектор, субрезервуар, субзалежь,
субместорождение. Таким образом, в современных условиях имеются техническая и
технологическая
возможности
нефтегазонасыщенные
полуколлекторы
(псевдоколлекторы), псевдорезервуары, псевдозалежи и псевдоместорождения хотя бы
временно превращать в промышленные субколлекторы, субрезервуары, субзалежи и
субместорождения.
Традиционные скопления УВ называются залежами (месторождениями) в том
случае, если объёмы содержащихся в них УВ имеют промышленно значимые величины.
Границы таких залежей являются вполне обоснованными в соответствии с уже давно
разработанными критериям. В отношении определяющих характеристик псевдозалежей и
субзалежей остаётся много неясных вопросов, требующих дальнейшего осмысления. Для
районирования территорий по перспективам обнаружения залежей УВ в полуколлекторах,
для проектирования этапности геологоразведочных работ и т.д. предлагается выделять
нижеследующие 4 объекта освоения нефтегазонасыщенных полуколлекторов, имеющие
разную степень геолого-геофизической изученности.
1. Перспективная площадь для поисков скоплений УВ в полуколлекторах.
Перспективной площадью для поисков скоплений УВ в полуколлекторах (перспективной
площадью на «сланцевый» газ, перспективной площадью на псевдоскопление УВ)
называется участок недр, где распространены горные породы, в которых наличие
углеводородонасыщенных полуколлекторов предполагается по сумме положительных
общих критериев: содержание органических веществ, степень катагенеза ОВ
(отражательная способность витринита), пористость, газо(нефте)насыщенность,
водонасыщенность и др.
2. Вероятное скопление УВ в полуколлекторах. Вероятным скоплением УВ в
полуколлекторах (перспективным объектом разведки полуколлекторов, перспективным
объектом на сланцевый газ, вероятным псевдоскоплением УВ) называется участок недр,
где распространены горные породы, наличие скопления УВ в полуколлекторах в которых
доказано результатами бурения (по крайней мере, одной скважины), но параметры
полуколлекторов и, в том числе, пределы изменения нефтегазонасыщенности, границы
скопления УВ, объём нефти и/или газа в нем – не изучены.
3. Возможная псевдозалежь УВ, возможное псевдоместорождение УВ.
Возможной залежью, возможным месторождением УВ (промышленным скоплением УВ)
в полуколлекторах или, иначе говоря, возможной техногенной залежью, возможным
техногенным месторождением УВ (возможным техногенно промышленным скоплением
УВ) или возможной залежью «сланцевого» газа (возможной псевдозалежью УВ,
возможным псевдоместорождением УВ) называется пространственно обособленная
концентрация УВ в соответствующих горных породах, оконтуренная комплексом
геофизических и буровых работ, обеспечивающая с помощью современных технических и
технологических средств добычу из неё нефти и/или углеводородных газов. Однако
прогнозные темпы и суммарный объем добычи этих полезных ископаемых при
сложившихся мировых ценах не обеспечивают экономическую целесообразность
организации разведки, добычи и транспорта этих УВ или прогноз рентабельности не был
осуществлён (по тем или иным причинам, включая недостаточность информации). На
таких скоплениях УВ возможно несколько вариантов дальнейших работ: 1 – разведывать
данный участок полуколлектора, чтобы доказать большие размеры скопления или более
высокую продуктивность полуколлекторов и, как следствие, большую экономическую
привлекательность проекта, для перевода скопления в более высокую категорию, а
именно, – в псевдоместорождение; 2 – продолжение работ на участке поставить в
зависимость от динамики цены на углеводороды;
4. Псевдозалежь, псевдоместорождение УВ. Залежью, месторождением УВ
(промышленным скоплением УВ) в полуколлекторах (в глинистых сланцах, в горючих
сланцах, в плотных (терригенных или карбонатных) породах) или, иначе говоря,
техногенной
залежью,
техногенным
месторождением
УВ
(промышленным
преобразуемым) скоплением УВ), или залежью «сланцевого» газа (для простоты можно
назвать такие залежь и месторождение – «псевдозалежью»* УВ, псевдоместорождением
УВ) называется пространственно обособленная концентрация УВ в соответствующих
горных породах, разведанная комплексом геофизических и буровых работ, позволяющая
__________________
* Псевдозалежь характеризуется псевдопромышленной нефтегазоносностью, которая
может преобразоваться в промышленную нефтегазоносность только в результате
применения специальных технологий и реагентов в бурении, освоении и эксплуатации
данных «псевдопродуктивных» отложений, псевдоколлекторов.
существующими в настоящее время техническими и технологическими средствами вести
добычу из неё нефти и/или углеводородных газов темпами и суммарным объемом,
обеспечивающими экономическую целесообразность организации доразведки, добычи и
транспорта этих УВ. Псевдоместорождением УВ (месторождением УВ в
полуколлекторах) можно называть скопление нефти и/или газа с такого момента, когда
появляется документальное обоснование целесообразности начала организации его
эксплуатации (проект разработки). Псевдозалежь (псевдоместорождение) после ввода в
эксплуатацию называется субзалежью (субместорождением).
Могут показаться преждевременными вышеприведенные соображения о понятиях
и терминах, которые, казалось бы, предназначены для использования при осуществлении
пока не проводимых в Беларуси конкретных геологоразведочных работ по оценке
перспектив нефтегазоносности полуколлекторов, однако потребность в их осмыслении
уже ощутилась белорусскими специалистами при реализации ряда тематических
исследований по проблеме полуколлекторов в БелНИПИнефть и БелНИГРИ.
1. Состояние добычи углеводородов из полуколлекторов
Природные полуколлекторы имеют весьма широкое разнообразие с точки зрения
литологических характеристик и других свойств. Если они насыщены углеводородами, то
представляют практический интерес тогда, когда являются промежуточными
полуколлекторами традиционных резервуаров, а также когда являются полуколлекторами
псевдорезервуаров. Промежуточные полуколлектора резервуаров заключают УВ, как
правило, мигрировавшие в них по подстилающим коллекторам из ближайшего очага
нефтегазообразования. Эти полуколлекторы обозначим как «негенерирующие» (не
обладающие нефтематеринскими свойствами). Полуколлекторы псевдорезервуаров могут
быть представлены как негенерирующим, так и генерирующим типами. Полуколлектор,
условно называемый «генерирующим», обладает качествами нефтегазоматеринской
толщи. Он содержат УВ, генерированные в нём самом, т. е. УВ находятся in situ. Вместо
термина «генерирующий полуколлектор» в определенном контексте, когда не реализован
нефтегазогенерационный потенциал полуколлектора, следует применять - «нефте- и/или
газоматеринский полуколлектор». Негенерирующие полуколлекторы псевдорезервуаров
нефтегазоносных бассейнов могут быть перспективными для добычи нетрадиционных УВ
только в том случае, если они контактируют с нефтегенерирующими толщами. В
соответствии с планом данной статьи автор весьма схематично рассматривает состояние
добычи УВ из генерирующих полуколлекторов горючих сланцев и углей, а также из
негенерирующих полуколлекторов плотных пород. Несколько более подробно
охарактеризовано состояние изученности генерировавших сланцевых (глинистых)
полуколлекторов.
Газ горючесланцевых коллекторов (kerogen shale gas) в подземных условиях в
промышленных масштабах, скорее всего, нигде в мире не добывается. Возможно,
отсутствие промыслов по добыче газов из горючих сланцев обусловлено низкой степенью
разведанности этих горючих ископаемых и малым содержанием углеводородных газов в
горючих сланцах. Кроме того, этот газ представлен только метаном, стоимость которого
на рынке относительно невысока. Поэтому применение современных передовых,
дорогостоящих технологий для добычи газов горючих сланцев является экономически не
целесообразным.
В Беларуси выявлены и предварительно разведаны два месторождения с наиболее
высокими качественными показателями горючих сланцев – Любанское и Туровское,
приуроченные к надсолевым девонским отложенииям западной части Припятского
сланценосного бассейна. Глубина залегания сланценосных отложений изменяется от 50 до
600 м, а толщина горючесланцевых слоев колеблется от 0,4 до 3,3 м, составляя в среднем
1,1-1,5 м. Горючие сланцы представляют собой высокозольное и низкокалорийное
твердое топливо. Содержание органического вещества варьирует в пределах 10-20 %, в
редких случаях достигая 23-25 %. Эти месторождения не разрабатываются и, хотя
содержание метана в этих сланцах в пластовых условиях не изучено, потенциал его
подземной добычи здесь, наиболее вероятно, не имеет промышленного значения,
поскольку органическое вещество находится на ранней стадии катагенеза, когда не был
реализован его нефтегазоматеринский потенциал. Если же рассматривать перспективы
газоносности белорусских горючих сланцев шире, принимая во внимание такую их
разновидность, как доманикиты межсолевого девонского комплекса Припятского
прогиба, залегающие на глубинах до 6 км, то вопрос о добыче из них УВ путём подземной
дегазации требует дальнейшего изучения (раздел 6).
Газ угольных полуколлекторов. Углеводородные газы углей представлены в
основном метаном. Содержание метана в углях возрастает по мере повышения их степени
катагенеза. Слабопреобразованные – длиннопламенные бурые угли бедны метаном, а
уголь с высокой степенью катагенеза – антрацит отличается большой концентрацией газа.
Однако метан из антрацита извлечь очень трудно, вследствие весьма низкой
проницаемости пород из-за высокой их плотности. Угли, занимающие промежуточное
положение по степени катагенеза между бурыми углями и антрацитом, являются
наиболее благоприятными для добычи метана. Вместе с тем, в угольных пластах метан
сорбирован углем или защемлен в мельчайших порах и трещинах, т. е. он приурочен к
полуколлекторам. Отмечено, что на глубинах до 1 км концентрация метана в углях выше,
чем в пористых породах. Но из угля его гораздо труднее извлечь, чем свободный газ из
коллекторов (например, из песчаников или известняков). Для добычи газа
в промышленных масштабах из угольных полуколлекторов необходимо
бурение
скважин, проведение в них гидравлических разрывов пластов и затем отбор
газонасыщенной воды. Интересно, что по мере увеличения депрессии на пласт дебит
таких скважин возрастает, достигая максимума через несколько месяцев, а затем плавно
снижается в течение многих лет. В отличие от этого, дебиты газа и нефти при разработке
традиционных коллекторов имеют максимальные значения в момент вскрытия
продуктивного пласта и уменьшаются по мере истощения месторождения и падения
пластового давления.
Наиболее развита добыча метана из угольных пластов в США – 56 млрд. м3 в
2009 г., что составило около 10 % от добычи традиционного газа в США. Также
промышленная добыча метана из угольных пластов ведется в Австралии, Канаде и Китае.
В Великобритании выдана первая лицензия на добычу газа из обширных глубоких
залежей каменного угля (подземная газификация угля) путем направленного бурения.
Этот газ планируется использовать для производства электроэнергии.
Высокий
потенциал добычи угольного газа в России: ресурсы метана здесь превышают 49 трлн. м3,
что сопоставимо с запасами природного газа. Кузбасс способен выйти к 2020 г. на добычу
20 млрд. м3 угольного метана.
В Беларуси месторождения бурых углей
обнаружены в западной части
Припятского прогиба в отложениях различного возраста: карбоне, юре, палеогене и
неогене. Наиболее крупные из них месторождения неогенового возраста: Житковичское,
Бриневское и Тонежское. Глубина залегания 20-80 м, что позволяет добывать угли
открытым (карьерным) способом. Кроме того изучается Лельчицкое проявление бурых
углей каменноугольного возраста, имеющее промышленный интерес, залегающее на
глубинах от 100 до 700 м. Учитывая низкую степень катагенеза вышеперечисленных
углей, они должны характеризоваться весьма малым содержанием метана. Поэтому
проблема добычи углеводородного газа из белорусских бурых углей не является
актуальной.
Газ плотных пород (tight gas). Потенциал добычи газа плотных пород в мире
является весьма значительным, однако полуколлекторы, заключающие такой газ, –
низкопроницаемые (0,00n мД) и расположены, обычно, на больших глубинах (5-8 км). Эти
обстоятельства делают современную добычу газа из плотных пород нерентабельной. Если
в том или ином регионе будут выявлены участки распространения низкопроницаемых
пород на относительно небольших глубинах (до 3-3,5 км), то следует искать участки
повышенной трещиноватости этих пород (по сейсмическим и другим данным), из которых
можно будет экономически рентабельно получать промышленные притоки газа и/или
нефти при применении современных технологий воздействия на пласты. Возможно, на
некоторых из американских месторождений добывают не «сланцевый» газ из сланцевых
(глинистых) полуколлекторов, а «центральнобассейновый» газ из плотных
полуколлекторов низкопроницаемых карбонатных (терригенных) пород? К сожалению,
автору пока не удалось найти однозначную компетентную информацию по этому вопросу.
В Припятском нефтегазоносном бассейне существуют значительные площади
распространения мощных толщ низкопроницаемых карбонатных и терригенных
полуколлекторов, потенциал добычи УВ из которых не исследован. В изучении этих
перспективных объектов существуют такие же проблемы, как при изучении сланцевых
полуколлекторов. По существу, это единая проблема – газ глинистых и плотных
полуколлекторов. Все технологии, необходимые для выявления перспективных участков и
открытия псевдозалежей газа в глинистых полуколлекторах, используются также и для
разведки газа плотных полуколлекторов, т. е. в обоих случаях белорусские специалисты
вынуждены опираться на иностранные передовые технологии и оборудование.
Газ сланцевых (глинистых) полуколлекторов (shale gas) [10-16]. Промышленная
добыча сланцевого газа (shale gas) началась в 1980-ые годы в США (штат Техас) из
вертикальных скважин глубиной 150-750 м с применением гидравлических разрывов
пластов (дебиты составляли около 3 тыс. м3/сут). Постепенно совершенствовалась
технология добычи сланцевого газа и в 2000 г. объем добычи достиг 13 млрд. м3 в год. В
2002 г. начал внедряться новый комплекс технологий – высокоточное прогнозирование
зон трещиноватости перспективных газоносных сланцев, бурение горизонтальных
скважин с многоэтапным гидравлическим разрывом пласта, многообъемная закачка
жидкости разрыва и пропанта. Это позволило увеличить добычу сланцевого газа в 2009 г.
до 67 млрд. м3 в год или 11,3 % от общей добычи газа в США. В разработке находится
приблизительно
20
«плеев»
(20
территорий,
включающих
однотипные:
субместорождения, псевдоместорождения и/или
вероятные скопления УВ в
полуколлекторах, и/или перспективные площади для поисков скоплений УВ в
полуколлекторах). Всего оконтурено 37 газосланцевых плеев, суммарной площадью более
1 млн. км2, наиболее крупными из которых являются следующие восемь (в порядке
убывания прогнозируемых запасов газа): Барнетт (Barnett), Хейнесвиль (Haynesville),
Фейтевиль (Fayetteville), Вудфорд (Woodford), Марцеллус (Marcellus), Дип Боззир (Deep
Bossier), Энтрим (Antrim) – получен газ и нефть, Игл Форд (Eagle Ford). Зачастую наряду
с газом из глинистых сланцев добывают легкую нефть или газовый конденсат. Поэтому
говоря ниже о газе полуколлекторов, автор подразумевает также и жидкие УВ.
Добыча сланцевого газа в мире началась с эксплуатации месторождения Barnett
Shale, расположенного в США [14]. Газонасыщенные сланцевые полуколлекторы этого
субместорождения залегают на глубинах от 450 до 2 000 м на площади 13 тыс. км2.
Мощность толщи, включающей полуколлекторы, изменяется от 12 до 270 м.
Проектировалось достичь добычи 36,5 млрд. м3/год, для чего надо было пробурить более
20 тыс. скважин по сетке 64 га/скв. Эти показатели не достигнуты. В 2006 г. добыча газа
из 6080 скважин составила 20 млрд. м3. В конце 2008 г. количество скважин выросло до
11,8 тыс., но добыча в 2009-2010 гг. увеличилась лишь незначительно. Крупнейший
американский газовый проект Marcellus Shale находится в начальной стадии развития.
Пласт толщиной от 8 до 80 м простирается на площади 140 тыс. км2, глубина залегания
700-3000 м. По различным оценкам геологические запасы газа могут находиться в
пределах 4,5-15,2 трлн. м3, что соответствует газонасыщенности пород 0,32-1,0 %.
Коэффициент извлечения газа принят равным 0,1. Средняя плотность извлекаемых
запасов Marcellus Shale составляет 3,5-10 млн. м3 на 1 км2. Для освоения месторождения
потребуется пробурить от 100 до 220 тысяч скважин стоимостью 3-4 млн. долларов
каждая. В ближайшие годы добыча будет вестись на участках с большой мощностью
пласта, а остальное оставят до лучших времен. Добытчики сланцевого газа в Америке
утверждают, что его себестоимость в среднем составляет 100 долларов США за 1 тыс. м3.
Вовлечение в разработку всего месторождения может быть обеспечено только при уровне
цен реализации потребителю газа не менее $350-500 за 1 000 м3.
В Канаде ведётся добыча сланцевого газа на двух участках (Horn River и Montney):
плей Хорн Ривер (сланцы среднего девона, глубина 2,5-3 км, мощность 150 м, пористость
3,2-6,2 %, около 20 скважин) и плей Монтней (сланцы нижнего триаса, глубина 1,7-4 км,
мощность более 300 м, пористость 1-6 %, около 240 скважин). Перспективные
территории выявлены в Британской Колумбии, Альберте, Саскачеване, Онтарио, Квебеке.
Ресурсы оцениваются от 2,4 до 28 трлн. м3. Здесь проведены детальные сейсмические
работы на сланцы, составлены карты, характеризующие потенциал газоносности сланцев,
выполнены проекты разработки сланцевого газа, т. е. всё готово для начала бурения
эксплуатационных скважин. Сдерживают соображения экономической рентабельности.
По оценкам местных экономистов добыча сланцевого газа на этих участках начнётся
после того, как цена на традиционный газ увеличится до определённого значения
(конкретную цифру предельной стоимости автору узнать не удалось).
В Китае сланцевые поля разделены на четыре крупные провинции с суммарными
ресурсами 21-45 трлн. м3. Здесь большие ожидания относительно внедрения опыта
американцев по добыче сланцевого газа пока не оправдались из-за непрозрачности
законов.
В качестве перспективных для добычи сланцевого газа рассматриваются многие
страны. Значительным потенциалом газоносности характеризуются недра таких
государств, как Россия, Канада, Колумбия, Венесуэла, Голландия, Франция (на юговостоке), Швеция, Австрия, Австралия, Турция, Алжир, Марокко и др. Западноевропейские страны отличаются высокой степенью геологической изученности
перспектив газоносности сланцевых пород.
С помощью американских и английских компаний ведутся работы по оценке
потенциала добычи сланцевого газа в Польше, Китае, Венгрии, Колумбии, Украине и др.
странах. Ряд европейских компаний образовали совместные предприятия с
американскими компаниями: в планах ExxonMobil добывать сланцевый газ на одной из
площадей в Германии, осуществлять разведку сланцевого газа в Польше, а в Венгрии она
уже приступила к бурению. В Швеции бурение скважин проводит Shell. OMV проводит
разведку сланцевого газа в Австрии. Devon Energy изучает возможность работы в Дании.
Проявляет активность целый ряд менее известных компаний в Европе, включая 3Legs, A.
Lucas, BNK, Cuadrilla resources, EruEnergy resources, RAG, San Leon Energy, Schuepbach
Energy и Sorgenia E & P.
В 2010 г. в Европе стартовало 9 проектов разведки на сланцевый газ, из которых 5
реализуются в Польше. Польша стала первой европейской страной, приступившей к
активному освоению своих сланцевых месторождений. Это государство впервые проявило
интерес к данной теме в 2004 г. Польское правительство дало задание на изучение
газоносности сланцев в недрах страны, в соответствии с которым уже выделено 3
большие зоны, перспективные для добычи сланцевого газа. В пределах этих зон наиболее
перспективными являются сланцы силурийского возраста, содержащие максимальные
концентрации органического вещества. По состоянию на начало июля 2011 г. в Польше
было выдано 87 лицензий на разведку сланцевого газа. В конце июня 2011 г. небольшая
британская компания 3Legs Resources, пробурила первую в стране горизонтальную
скважину общей протяженностью около 4100 м на «сланцевой структуре» Lebien
недалеко от балтийского побережья, которая выявила высокую концентрацию сланцевого
газа. Таким образом, было получено первое реальное подтверждение наличия этого
энергоресурса на территории Польши. Как отмечают польские СМИ, страна теперь
приступает к новому этапу в освоении природных богатств. По мнению некоторых
экспертов добыча сланцевого газа изменит Польшу и всю Европу. По данным Energy
Information Administration (EIA), исследовательской организации, относящейся к
американскому Министерству энергетики, польский «сланцевый пояс», протянувшийся
через всю восточную часть страны от балтийского побережья до границы с Украиной,
содержит до 5,3 трлн. м3 извлекаемых ресурсов природного газа. Силурийские отложения
«польского сланцевого пояса» продолжаются на Украине и в Беларуси (в ПодлясскоБрестской впадине).
На Украине основные перспективы газоносности связываются с обширной
территорией распространения силурийских сланцев на западе Республики (продолжение
польских сланцев). Малоизученными, перспективными являются девонские и
нижнекаменноугольные отложения Днепровско-Донецкой впадины (ДДВ), примыкающей
к Припятскому прогибу в Беларуси. Возможно выявление месторождений «сжатого» газа
(tight gas) в плотных полуколлекторах ДДВ. Некоторым проблемам «shale» («tight») газа и
перспективам его добычи в Украине посвящены интересные труды А.Е. Лукина [17-20]. В
июне 2011 г. стало известно, что «Нафтогаз» заключил соглашения с компаниямиинвесторами, заинтересованными в добыче сланцевого газа в Украине. Речь идет о
компаниях Shell, Exxon Mobil, Chevron, ConocoPhillips, у которых есть соответствующий
опыт, технологии и инвестиции.
Опрометчиво было бы говорить о том, что добыча нефти и газа из полуколлекторов
может в ближайшее время значительно уменьшить потребление углеводородов из
традиционных коллекторов. Ведь себестоимость производства углеводородного газа,
например, в Российской Федерации составляет в различных регионах от 3 до 50 долларов
США за 1000 м3. Добыча сланцевого газа в США обходится по 80-320 долларов [10]. В
странах с меньшим опытом эксплуатации малопроницаемых коллекторов, чем в США,
себестоимость добычи газа из нетрадиционных резервуаров будет существенно выше.
Однако перечисленные факты геологической активности свидетельствуют о желании
многих государств изучить потенциал нетрадиционной (трудноизвлекаемой)
нефтегазоносности своих недр. Это стремление вполне оправдано, поскольку руководство
любой страны (особенно той, которая не обладает значительными ресурсами
традиционных скоплений углеводородов) должно знать о потенциале всех полезных
ископаемых и энергетических ресурсов своих государств, даже тех, использование
которых в настоящее время является технически весьма сложным и экономически малоили нерентабельным. Эти знания могут быть реализованы в определённых ситуациях
ближайшего будущего или в перспективе, кроме того они позволяют принимать
оптимальные решения по ряду текущих государственных задач.
Белорусские специалисты до последнего времени не занимались проблемой
добычи углеводородов из сланцевых и плотных пород по специальной программе, однако
по отдельным вопросам данной тематики выполнены достаточно глубокие исследования
Беларуси: подземный рельеф и лито-фациальные характеристики перспективных
отложений; трёхслойное строение резервуаров и их коллекторские свойства; геохимия
органического вещества (ОВ), нефтей и газов в осадочных породах; палеогеотермическая
история и пространственно-временная модель нефтегазообразования; условия миграции,
аккумуляции УВ и консервации скоплений нефти и газа и т. д. [21-27]. Высокий уровень
белорусских исследований по проблемам «сланцевого газа» позволил автору представить
польским специалистам сообщение: «Геологические и геохимические предпосылки
формирования скоплений сланцевого газа (natural shale/tight gas) в Беларуси» в январе
2011 г. в г. Варшава, в компании «Kulczik investments» и в департаменте нефти и газа
Министерства экономики Польши. В результате этих презентаций были согласованы
конкретные мероприятия по белорусско-польскому сотрудничеству в изучении
потенциала добычи нетрадиционных УВ Беларуси, которым, однако, не суждено пока
реализоваться по причинам, не зависящим от белорусской стороны.
2. Некоторые теоретические основы прогноза перспектив добычи
углеводородов из полуколлекторов и критерии поисков псевдоместорождений УВ
Критерии прогноза нефтегазоносности полуколлекторов различны для
генерировавших и негенерировавших их типов. Учитывая, что промышленная добыча
газа и попутной нефти (газового конденсата) в мире осуществляется (по имеющимся у
нас сведениям) из генерировавших полуколлекторов глинистых сланцев, а также то, что
наибольший интерес для белорусского региона представляют глинистые (глинистокарбонатные) полуколлекторы, приведем некоторые основные
аспекты прогноза
нефтегазоносности именно таких полуколлекторов.
Прежде всего, необходимо принимать во внимание, что не все даже
генерировавшие полуколлекторы содержат УВ газ. Полуколлекторы очень часто являются
водонасыщенными. Но, если даже полуколлекторы являются нефтегазонасыщенными, то
не обязательно, что во всех случаях их свойства и концентрация газа в них позволяют
осуществлять их рентабельную добычу современными технологиями. Таким образом,
прогноз поисков псевдоместорождений УВ в общем виде сводится к решению трёх
главных задач: 1 – выявление и оконтуривание зоны (или локального участка)
распространения полуколлекторов; 2 – определение состава флюидов, насыщающих эти
полуколлектора (установление контура нефте- и/или газонасыщенности зоны или
локального участка); 3 – выделение в пределах нефтегазонасыщенной части зоны
полуколлекторов той её части, где возможно получение наилучших результатов от
применения методов интенсификации добычи, т. е. выделение первоочередного
поискового объекта.
Обобщая информацию из различных опубликованных источников, можно
привести в качестве основных критериев поисков псевдоместорождений УВ в
нефтегазоматеринских полуколлекторах нижеследующие характеристики [12, 13, 28]:
 содержание глин в полуколлекторе не должно превышать 50 %, остальными
составляющими являются кварц и полевые шпаты. В этом случае порода способна
подвергаться тектонической трещиноватости, что обеспечивает хотя бы минимальную
проницаемость полуколлекторов для нефти и/или газа;
 количество органического вещества должно превышать 1 %, чтобы
образовывать промышленные объемы скопления газа;
 генерация газа из органического вещества (ОВ), заключенного в
нефтегазоматеринских породах, начинается при их опускании в зону с высокими
температурами, интенсивный процесс образования углеводородных газов протекает при
температурах свыше 150 0С (стадии катагенеза МК1 и больше). Состав газа зависит от
степени термической преобразованности и характеристики ОВ. Наиболее благоприятные
условия для газонасыщения пород соответствуют главной зоне газообразования, когда
отражательная способность витринита Rо имеет значения более 1 единицы. Вероятно,
возможна эффективная нефтегазонасыщенность даже тех полуколлекторов, которые
прошли только главную зону нефтеобразования (Rо = 0,5 – 1,3), не достигнув главной
зоны газообразования.
Сланцы Барнетт на глубинах от 0,5 до 2 км генерировали нефть («нефтяное окно»,
главная фаза нефтеобразования), свыше 2 км – генерировали газ;
 пористость полуколлекторов должна составлять не менее 3 % (для сланцевоглинистых и терригенных пород такие значения соответствуют полуколлекторам), что
обеспечит добычу промышленных объёмов газа (для глинисто-карбонатных пород
пористость полуколлекторов, как правило, имеет значения меньше 3 %). Газ
аккумулируется во всех пустотах породы: поры, каверны, естественные трещины.
Вторичная пористость в сланцах увеличивается с ростом зрелости и с увеличением
содержания ОВ. Дебит скважин пропорционален количеству трещин. Трещиноватость в
нефтегазоматеринских породах Барнетт сформировалась около 15 млн. лет назад;
 наличие значительных по размерам зон (обширных участков) с благоприятными
условиями аккумуляции и сохранения УВ (зоны распространения полуколлекторов,
перекрытые непроницаемыми породами-покрышками).
3. Основные технологии поисков и разведки псевдоместорождений
углеводородов
3.1 Поиски, разведка псевдоместорождений нефти и газа
Выявление перспективной площади для поисков скоплений УВ в
полуколлекторах и последующее оконтуривание вероятного скопления УВ в
полуколлекторах, а также разведка псевдозалежи (псевдоместорождения) УВ
требуют изучения, прежде всего, нижеследующих характеристик осадочного бассейна:
 тектоническая и геотермическая история осадочного комплекса;
 история седиментации (содержание глин, кремнезема (SiО2) и т. д.);
 ряд геохимических особенностей резервуаров и заключенных в них флюидов
(газов, конденсата, нефти; органического вещества в кернах и по показаниям гаммаактивности в скважинах и др.);
 тип и зрелость органического вещества (максимальные температуры
преобразования ОВ в нефтегазоматеринских породах региона и т. д.).
По данным высокоразрешающей сейсморазведки и микросейсмики следует
оконтурить участки распространения хрупких отложений и выделить зоны
трещиноватости. По совокупности критериев определить оптимальные места заложения
поисковых скважин, наиболее перспективные для вскрытия высокогазонасыщенных
пород.
Для поисков псевдоместорождений УВ первыми бурятся вертикальные скважины.
В случае получения положительных геолого-геофизических сведений о наличии
вероятного скопления УВ в полуколлекторах соответствующего псевдорезервуара следует
бурить горизонтальные или субгоризонтальные стволы из поисковых вертикальных
скважин или специальные разведочные скважины с горизонтальными окончаниями.
3.2 О разработке псевдоместорождений углеводородов
Для каждого типа псевдоколлекторов и слагаемых ими псевдоместорождений
необходимо применять конкретные комплексы методов и технологий разработки. Опыт
разработки скоплений УВ в полуколлекторах глинистых сланцев США позволяет
перечислить нижеследующие общие рекомендации [10, 12, 13, 15, 16].
1. Успех добычи УВ из полуколлекторов, прежде всего, зависит от результатов
оконтуривания псевдоместорождения с помощью высокоразрешающей сейсмической
съёмки RG 3D (многокомпонентной или широкоазимутальной трёхмерной
сейсморазведки) и микросейсморазведки;
2. Основным методом перевода псевдоместорождения в субместорождение, т. е.
главным способом интенсификации добычи УВ полуколлекторов является бурение
«пакета» (куста из 2-6 скважин) горизонтальных скважин. Протяженность каждого
горизонтального ствола составляет от 300 до 1200 м. Направление горизонтальных
стволов должно быть перпендикулярно к направлению тектонического сжатия;
3. В горизонтальных стволах осуществляют многоэтапные (многоступенчатые)
гидравлические разрывы пласта (ГРП). Одна ступень ГРП, обычно, охватывает около 100
м горизонтального ствола, но чем больше ступеней (до 100), тем лучший эффект
получается (сокращается расстояние между трещинами). Целесообразно использование
технологий многопортового гидроразрыва. Большое количество коротких трещин
является предпочтительным, чем создание длинных плоских трещин.
4. При добыче газа с высоким содержанием нефти необходимо большое
количество ступеней для обеспечения эффективной откачки. Добиться стабильной работы
скважины в течение многих лет, добывающей газ с нефтью, весьма сложно.
5. Удельные объемы добычи газа в открытых стволах на 25-70 % превышают
объемы добычи в обсаженных и перфорированных скважинах (при прочих равных
условиях: количестве ступеней, объемов пропанта и т.п.). Таким образом,
предпочтительно оканчивать скважины необсаженными стволами.
6. Объём жидкости гидроразрыва (с пропантом) для добычи газа глинистых
сланцев на одной скважине достигает 120 тыс. м3. В среднем – 1000-5000 м3.
7. Некоторые американские компании смогли наполовину снизить расход
проппанта и более чем наполовину снизить расход жидкости, увеличив количество
ступеней. Это позволило улучшить добычу, значительно снизить стоимость операций по
ГРП и увеличить суммарную добычу.
4. Основные проблемы добычи углеводородов из полуколлекторов глинистых
сланцев в Европе
Сдерживание разведки и разработки нетрадиционных скоплений УВ в
полуколлекторах глинистых сланцев европейских государств обусловлено многими
геологическими, экономическими и экологическими факторами, среди которых
основными являются нижеследующие [12, 13, 16]:
 в отличие от Европы, большая часть американских месторождений находится в
относительно малонаселенной пустынной или полупустынной местности, где не
возникает существенных проблем с бурением тысяч скважин;
 Европа, в отличие от США, имеет гораздо более строгие экологические нормы;
 европейские компании не обладают американскими технологиями;
 отсутствуют развитые газовые сети низкого давления;
 необходимость организации дорогостоящих исследований и разработки
технологии добычи нетрадиционных УВ для каждого участка недр с учётом его
специфических геологических условий;
 отсутствие сервиса по выполнению высокоразрешающей сейсмической съёмки
RG 3D и микросейсморазведки. Высокая стоимость сейсморазведочных работ;
 отсутствие сервиса по кустовому бурению «пакета» горизонтальных скважин и
высокая стоимость такого бурения (стоимость бурения скважины с учётов ГРП
варьируется от 3 до 10 млн. долларов США в зависимости от глубины скважины,
протяженности её горизонтальной части и затрат на ГРП);
 недолговечность скважин, добывающих газ. Через 5-10 лет притоки сланцевого
газа истощаются, и, чтобы поддерживать уровень газоснабжения, придется постоянно
бурить новые, строить к ним газопроводы;
 потребность бурения большого количества скважин для добычи газа в Европе.
Во Франции для добычи сланцевого газа в объеме 245 млрд. м3 необходимо пробурить 11
458 скважин на площади в 2000 км2 (в течении 30 лет должно быть пробурено 300-400
скважин каждый год, т. е. 1 скважина в день), в то время как для добычи такого же
объема природного газа достаточно 47 скважин на площади 110 км2;
 сланцевый газ не удовлетворит полностью потребности Европы;
 шум от буровых работ и при ГРП, что неблагоприятно для людей и животных;
 риски при инвестировании в добычу сланцевого газа в Европе:
 при нынешних ценах на газ в Европе, рентабельными могут оказаться и 320-350
долларов за 1 тыс. м3, но достаточно ли это для реализации долгосрочных проектов,
рассчитанных на десятилетия? Ответ на этот вопрос можно будет получить только в
процессе реализации конкретных проектов;
 низкая достоверность прогноза местоположений псевдозалежей УВ,
обусловленная трудностями в поисках и разведке скоплений УВ в полуколлекторах
различного типа (отсутствие традиционных ловушек; нетрадиционные характеристики
коллекторских свойств; низкие пластовые давления; отсутствие специалистов, владеющих
большой совокупностью знаний о геологии и нефтегазоносности полуколлекторов, а
также опытом работы по их освоению и т.д.);
 перспективные участки еще плохо изучены с точки зрения геологии и
себестоимости добычи (прогнозируется, что затраты на освоение месторождений в Европе
будут выше, чем в США более чем в 2,5 раза);
 геологические условия размещения сланцевых газов в Европе менее
благоприятны для коммерческой эксплуатации (перспективные полуколлекторы в Европе
залегают глубже, чем в США);
 конкурентные
условия.
Ясно,
что
сланцевый
газ
не
будет
конкурентноспособным относительно традиционного газа;
 проблемы при очистке воды после ГРП;
 законодательные проблемы:
 следует упростить процесс превращения лицензий по поиску и разведке
сланцевого газа в лицензию по добыче сланцевого газа;
 налоговые льготы, которые создают важный стимул в США, не могут быть
применены в Европе;
 Франция стала первой страной, где законодательно запрещена добыча
сланцевого газа (запрещен гидроразрыв пластов). Теперь у всех компаний, получивших во
Франции разрешения на добычу сланцевого газа, лицензии будут отобраны.
5. Факторы, стимулирующие добычу углеводородов из полуколлекторов
Несмотря на наличие многочисленных проблем, осложняющих интенсивное
освоение ресурсов УВ в полуколлекторах Европы, что характерно и многим другим
регионам мира, в большом количестве нефтегазоносных регионов предпринимаются
значительные усилия по изучению потенциала добычи этого горючего полезного
ископаемого. Факторами, стимулирующими пристальное внимание специалистов и
бизнесменов к этому направлению развития промышленности, являются, прежде всего,
такие обстоятельства, как:
 наличие значительных ресурсов добычи газа, которые приводятся в различных
опубликованных материалах: мировые ресурсы – около 200 трлн. м3, в Европе 11,2
трлн. м3, в Китае 12,2 трлн. м3, в России 20 трлн. м3, в США 17,4 трлн. м3;
 Европе нужен углеводородный газ. Особенно остро встанет проблема
источников его добычи через 10 лет, когда потребление газа увеличится в два раза;
 стремление европейских стран выйти из зависимости от российского газа;
 возможность извлечения определённого количества жидких УВ попутно с
добычей углеводородных газов, что снижает себестоимость добычи газа;
 немецкий исследовательский центр наук о Земле (GFZ) получил € 7,1 млн. (9,94
млн. долларов США) от Министерства исследований, чтобы изучить потенциал
нетрадиционного газа [16].
6. Краткая характеристика перспектив добычи УВ из полуколлекторов
Беларуси
В Беларуси промышленно значимые перспективы нефтегазоносности
полуколлекторов могут быть связаны только с осадочным комплексом пород Припятского
прогиба. В Подляско-Брестской впадине некоторый интерес для изучения возможных
нефтегазоматеринских полуколлекторов представляют отложения силура. Во всех других
частях Беларуси, включая Оршанскую впадину, отсутствуют все три обязательные
условия существования промышленных скоплений УВ: интенсивная генерация УВ,
аккумуляция УВ, консервация (сохранение) залежей углеводородных газов и/или нефти.
В Припятском прогибе наибольший интерес для поисков газа и, возможно,
газового конденсата в глинистых и плотных полуколлекторах представляют девонские
породы, среди которых, прежде всего следует изучать межсолевой комплекс отложений.
Межсолевые отложения представлены терригенными породами (гравелитами,
песчаниками, алевролитами, глинами) на юге прогиба, в различной степени глинистыми
карбонатными и органогенными отложениями – в центре и на севере региона и,
преимущественно вулканогенными породами – на северо-востоке. Этот комплекс
расположен на разных глубинах – кровля встречена от 300-500 м до 4300-4500 м.
Подошва погружается до 6500 м на крайних юге и севере региона. Толщина межсолевого
комплекса изменяется от первых десятков метров в центральной части прогиба до 2 км на
юге и севере. Содержание органических веществ (Сорг) в межсолевых отложениях обычно
0,5-1,0 % и более. В подсолевом комплексе – чаще 0,3-0,5 %. Тип ОВ в межсолевой толще
севера региона, в основном, сапропелевый (алиновый), на юге – больше гумусовый
(арконовый). Исследования С.М. Обровец и И.А. Яшина (устное сообщение на
конференции в 2011 г. в г. Речица) свидетельствуют, что в межсолевом комплексе
Припятского прогиба достаточно широко развиты тонкослоистые, битуминозные породы
доманикового типа, которые по содержанию сапропелевого Сорг классифицированы на
субдоманикоиды (0,1-0,5 %), доманикоиды (0,2-5,0 %), доманикиты (5,0-25 %).
Доманикиты, наряду с баженовитами являются разновидностями горючих сланцев,
которые по содержанию ОВ относятся к нефтегазоматеринским породам, из
органического вещества которых при соответствующих геотермических условиях могут
генерироваться нефть и углеводородные газы [28]. Уровень катагенеза ОВ в межсолевой
толще изменяется от ПК3 до МК4. В северной половине прогиба он достаточно высок
(МК2-МК4), что обеспечивало интенсивную генерацию нефти и газ. В южной половине
региона площадь распространения пород с градацией катагенеза МК1-МК2 сокращается
даже по подошве толщи. Здесь 50 % площади занимают породы с градацией ПК3. С
позиций степени катагенетических преобразований ОВ в лучших нефтегазогенерирующих
условиях находится подсолевой комплекс отложений. В этих породах почти на всей
территории прогиба катагенез достигает градаций МК3-МК4, при которых были
оптимальные условия для образования легких жидких и газообразных углеводородов.
Напомним, что генерация низкомолекулярных углеводородов, широкое развитие
процессов миграции жидких и газообразных углеводородов, микронефти начинается на
поздних стадиях протокатагенеза – ПК3. Наибольшим преобразованиям ОВ подвергается
в процессе мезокатагенеза (стадия МК). На градациях MK1-MK3 (температуры 60-180 °С)
образуется основная масса углеводородов нефтяного ряда. Интервал глубин, на которых
достигается такая степень катагенеза называется главной зоной нефтеобразования, а
время достижения этой зоны – главной фазой нефтеобразования. При увеличении
степени катагенеза нефтегазоматеринских пород до градаций MK4-MK5 генерируется в
основном углеводородный газ. Такие условия характерны для второй главной
зоны
газообразования, зоны преимущественного метанообразования. При дальнейшем
увеличении катагенеза до апокатагенеза (температура свыше 250 °С) происходит
графитизация углефицированного вещества. В начале этой подстадии продолжается
генерация метана, к концу – происходит выделение в основном кислых газов и
разложение нефти. Таким образом, прогрессивный катагенез ОВ в процессе погружения
нефтегазоматеринских пород приводит сначала к генерации углеводородных газов (первая
фаза газообразования), затем следует интенсивное образование нефти, сопровождающееся
генерацией газов (главная фаза нефтеобразования) и в завершении – интенсивная
генерация метана (вторая главная фаза газообразования, зона конденсата и сухого газа).
В рамках данной статьи невозможно привести полнообъёмное описание
характеристик огромного количества геологических факторов, определяющих масштабы
генерации и аккумуляции углеводородов в полуколлекторах, а также условия сохранения
скоплений этих трудноизвлекаемых УВ в Припятском НГБ. Ограничусь кратким
изложением результатов моего обобщения знаний, выработанных белорусскими
геологами, геофизиками и геохимиками по проблеме «сланцевого газа» в Припятском
прогибе, которые сводятся к нижеследующему:
 в Припятском НГБ имеют место глинистые, генерировавшие полуколлекторы, а
также
низкопроницаемые
карбонатные
и
терригенные,
негенерировавшие
полуколлекторы. Полуколлекторы входят в состав традиционных трёхслойных
резервуаров, помимо этого они формируют псевдорезервуары и комбинированные
резервуары;
 в Припятском НГБ с высокой степенью вероятности возможно обнаружение
псевдоместорождений УВ, приуроченных к промежуточным полуколлекторам
традиционных резервуаров, а также к полуколлекторам псевдорезервуаров. Псевдозалежи
нефти (газа, газового конденсата) в трёхслойных традиционных резервуарах могут быть
открыты на уже разрабатываемых месторождениях (например, Речицкая елецкая залежь,
содержащая забалансовые запасы нефти, по-существу является уже открытой
псевдозалежью нефти) и, кроме того, предполагаются открытия псевдозалежей УВ на
многочисленных опоискованных бурением площадях с непромышленными притоками УВ
и на вновь открываемых традиционных месторождениях (попутно с выявлением
традиционных коллекторов);
 суммарные объемы потенциальных ресурсов газа и жидких УВ в
полуколлекторах Припятского прогиба пока невозможно оценить с вероятностью,
превышающей 5 %. Такие малообоснованные сведения нецелесообразно публиковать.
Конечно, ресурсы УВ в белорусских полуколлекторах будут значительно более
скромными, чем ресурсы «сланцевого газа» в соседних украинском и, тем более,
польском регионах;
 имеющиеся сведения позволяют уже в настоящее время выделять в Беларуси
объекты различной степени изученности полуколлекторов: перспективные площади
(участки) для поисков скоплений УВ в полуколлекторах (см. нижеперечисленные
возможные лицензионные участки), вероятные скопления УВ в полуколлекторах
(межсолевой комплекс на участке пробуренных скважин 1-Восточно-Бабичская, 1-ЮжноБабичская и 1-Сибережская), возможные псевдозалежи нефти (Речицкая елецкая и др.).
Учитывая
значительные
толщины
возможных
нефтегазоматеринских
полуколлекторов, повышенное содержание в них ОВ, довольно высокую степень
катагенеза ОВ, признаки нефтегазоносности полуколлекторов в процессе бурения
глубоких скважин и ряд других критериев, предлагается 3 перспективные площади для
изучения перспектив добычи нефти (газового конденсата) и/или углеводородных газов из
полуколлекторов Припятского прогиба. Эти площади (точнее говоря, блоки) можно
предлагать инвесторам в качестве лицензионных участков недр для разведки и добычи
«сланцевого газа» (углеводородов глинистых и плотных полуколлекторов) Припятского
прогиба: лицензионный участок недр № 1 – «Василевичский» (НикулинскоКрасносельский куб, рисунок 2), лицензионный участок недр № 2 – «Калининский»
(Руднинско-Москвичевский куб площадью 640 км2, предполагаемая суммарная толщина
возможно газонасыщенных полуколлекторов в межсолевом комплексе 100 м, в
подсолевых горизонтах 70 м), лицензионный участок недр № 3 – «Шатилковский»
(Судовицко-Геологический куб площадью 715 км2, предполагаемая суммарная толщина
возможно газонасыщенных полуколлекторов в межсолевом комплексе 160 м, в
подсолевых горизонтах 70 м).
Первоочередным для изучения целесообразно признать Василевичский участок
недр (ЛУ № 1), который в тектоническом отношении охватывает восточную половину
Малодушинско-Червонослободской тектонической ступени Северного структурного
ареала Припятского прогиба. Средняя длина участка 60 км, ширина 12 км, площадь 736
км2. Административно ЛУ № 1 расположен на территории Речицкого, Хойникского,
Светлогорского и Калинковичского районов Гомельской области. Точки, через которые
проходит контур ЛУ № 1, имеют следующие координаты (рисунок 2): точка (т.) № 1 – СШ
52° 15' 8.1144", ВД 29° 37' 52.7124"; т. № 2 – СШ 52° 17' 35.0592", ВД 29° 25' 46.5096"; т.
№ 3 – СШ 52° 23' 30.1092", ВД 29° 20' 11.3964"; т. № 4 – СШ 52° 23' 42.237", ВД 29° 29'
26.3544"; т. № 5 – СШ 52° 25' 47.7264", ВД 29° 36' 53.3952"; т. № 6 – СШ 52° 25' 42.988",
ВД 29° 44' 6.2124"; т. № 7 – СШ 52° 19' 41.005", ВД 29° 57' 0.0108"; т. № 8 – СШ 52° 19'
54.616", ВД 30° 1' 24.7512"; т. № 9 – СШ 52° 17' 41.481", ВД 30° 6' 44.262"; т. № 10 – СШ
52° 12' 36.784", ВД 30° 23' 26.0268"; т. № 11 – СШ 52° 9' 17.91", ВД 30° 19' 4.4724"; т. № 12
– СШ 52° 14' 3.1128", ВД 30° 2' 2.7456"; т. № 13 – СШ 52° 19' 23.815", ВД 29° 44' 5.0712".
Рисунок 2 – Структурное положение Василевичского участка
– территория участка; точками указано местоположение пробуренных скважин;
затемненные локальные поднятия – местоположение открытых месторождений в межсолевом
комплексе, смежных с Василевичской депрессией: Красносельское, Ветхинское, Барсуковское,
Золотухинское, Южно-Тишковское, Южно-Осташковичское, Чкаловское, Южно-Сосновское и
др.; изогипсы отражают глубину залегания кровли межсолевого комплекса, в км
Центральная часть Василевичского участка достаточно плотно изучена
сейсморазведочными работами 2Д, северо-восточная и восточная части –
сейсморазведочными работами 3Д. Однако, методика проведенных работ не позволяет
выполнить динамический анализ по определению основных свойств полуколлекторов, по
выделению зон разуплотнения (трещиноватости). В 2011 г. выполнены полевые
сейсморазведочные работы 3Д в широкоазимутальном варианте на Предречицкой
площади, расположенной в пределах рассматриваемого ЛУ № 1. В мае 2012 г.
планируется завершить компьютерную обработку и комплексную интерпретацию
сейсморазведочных материалов по этой площади с целью составления структурных
моделей, а также карт пористости и трещиноватости перспективных горизонтов. Целью
этих работ не является специальное изучение проблемы полуколлекторов. Кроме того, эти
работы охватывают лишь малую часть ЛУ № 1 и не самую перспективную, однако есть
надежда, что в результате проведенной сейсморазведки будет получена дополнительная
информация о характеристике межсолевых отложений Василевичского участка, которая
позволит уточнить направления дальнейших поисков скоплений УВ в полуколлекторах
Припятского прогиба.
Геологическими предпосылками наличия скоплений
углеводородов в
полуколлекторах Василевичского участка служат результаты бурения, в том числе
скважин 1 В-Бабичская и 1 Сибережская. В скважине 1 В-Бабичская при испытании в
открытом стволе семилукских отложений (глубина 5160 м) получен приток пластовой
воды дебитом 4,8 м3/сут с суммарным содержанием УВ газа в герметичном
пробоотборнике 62 %, что свидетельствует о наличии водогазового скопления в
семилукском горизонте. При проходке межсолевых отложений (глубина 4440-4900 м) в
пробах глинистого раствора по данным газового каротажа суммарное содержание УВ
достигало 36 %. При испытании в открытом стволе межсолевых отложений был получен
приток флюида дебитом 16,3 м3/сут с содержанием углеводородного газа в герметичном
пробоотборнике – 100 %. По данным испытаний в технической колонне и в открытом
стволе межсолевой объект характеризуется низкими фильтрационно-емкостными
свойствами и содержит непромышленное скопление газоконденсата. Признаки
нефтеносности по керну установлены в отложениях межсолевого комплекса при бурении
скважины 1 Сибережская (петриковский, елецкий, задонский горизонты). По данным ГИС
в петриковском и елецком горизонтах выделяются маломощные низкопроницамые
нефтенасыщенные пласты-коллекторы. При испытании в технической колонне интервала
3810-3822 м елецкого горизонта притока не получили. По кривой восстановления
давления объект характеризуется слабой активностью проявления. В пробе жидкости из
герметичного пробоотборника содержание УВ-газа составило 78,7 %. В кернах
Никулинских скважин 4 и 7; Руднинских скважин 1, 2, 3, 5; Ю-Домановичской скважин
10; Новинских скважин 4 и 7 были отмечены выпоты и примазки нефти.
По результатам исследований БелНИПИнефть и, в частности работами И.П.
Рыбалко, установлено, что петриковский и елецкий горизонты представлены глинистокарбонатными породами, в которых открытая пористость по керну в мергелях составляет
4,6-18,7 %; в глинистых известняках от 2,4 до 11 %, в среднем варьируя в пределах 5-7 %,
иногда увеличиваясь до 13,2 % (скважина Притокская 2). Можно утверждать, что
максимальные значения пористости обусловлены повышенной глинистостью разреза.
Чистые разности пористых известняков характеризуются значениями до 2 %. Емкостные
свойства водорослевых известняков, развитых в виде линзовидных прослоев толщиной до
2 м, характеризуются значениями до 15,5 %.
Важным положительным литофациальным фактором прогноза полуколлекторов (а,
возможно, и коллекторов) в межсолевых отложениях Василевичского участка является
наличие доманикитной толщи. По вещественному составу доманикиты межсолевых
отложений Припятского прогиба сходны с кремнисто-глинистыми отложениями
баженовской свиты Западной Сибири и могут рассматриваться как новый перспективный
нефтегазоносный объект. Одним из основных обоснований прогнозирования
субместорождений УВ нетрадиционного типа в межсолевых отложениях является
богатый радиоляриевый тафоценоз. Прогнозируемые полуколлекторы – сложнотрещинного типа.
Наибольшим нефтегазоносным потенциалом обладают доманикиты дроздовских
слоев елецкого горизонта и петриковский горизонт. Об этом свидетельствует
обогащенность органическим веществом, наличие рассеянной капельно-жидкой нефти,
притоки нефти из этих пород на Золотухинском, Малодушинском, Барсуковском,
Ветхинском мессторождениях. В данных частях разреза отмечены максимальные
концентрации радиоляритов. Степень катагенеза ОВ отложений межсолевой толщи МК1
– МК2. Содержание доманикитов в рассматриваемой толще более 50 %, концентрация
ОВ более 5 %.
В доманикитной толще выделяются следующие типы пород, чередующихся между
собой: глины карбонатизированные – толщина прослоев около 10 м; радиоляриты –
толщина прослоев составляет в среднем 50 м; известняки органогенно-детритовые,
водорослевые – толщина прослоев составляет в среднем 80 м; мергели окремненные,
битуминозные, часто желваковидные – толщина в среднем 155 м; вулканогеннокарбонатные породы – толщина прослоев в среднем 50 м. Основное место среди них
занимают богатые ОВ высокобитуминозные радиоляриты. Это породы на 25 % и более
сложенные радиоляриевыми скелетами, где содержание халцедона до 90 %. По
результатам петрографических исследований среди радиоляритов выделяются 9
литологических разностей (по данным, предоставленным И.П. Рыбалко в 2010 г.): 1 –
глины карбонатные; 2 – мергели доломитисто-известковые; 3 – мергели доломитовые; 4 –
известняки в различной степени доломитизированные, глинистые; 5 – доломиты; 6 –
туфомергели; 7 – туфоизвестняки; 8 – туффиты; 9 – туфобрекчии.
Преобладающий тип радиоляритов в разрезе – это богатые органическим
веществом, высокобитуминозные мергели, микро-тонкослоистые, в различной степени
известковисто-доломитовые (до доломитовых), с различным содержанием кремнезема.
Слоистость обусловлена неравномерным распределением основных составляющих, в том
числе и радиолярий, в различной степени замещенных карбонатным материалом, кварцем,
кремнеземом, пиритом. Нередко наблюдаются желваки известняка радиоляриевого, с
примесью детрита остракод. Известняки радиоляриевые сложены пелитоморфным
кальцитом, слабо перекристаллизованным, с хорошо сохранившейся структурой
радиолярий, нацело замещенных кальцитом. Следует отметить, что в известняках, в
основной массе породы, кремнезем встречается очень редко.
Основной литотип полуколлектора – это микрослоистые радиоляриты в различной
модификации.
Коллекторские
свойства
определяются
минералогической
неоднородностью, постседиментационными изменениями минеральной составляющей и
катагенетическим преобразованием ОВ. Основными аутигенными минералами являются
минералы группы кварца и карбонатов. Постседиментационные преобразования этих
минералов способствуют формированию пористости в породах.
На основании изучения шлифов коллекторская емкость в доманикитах связана с
системой параллельных трещин, возникающей по плоскостям наслоения, и с вторичной
пористостью, связанной с перекристаллизацией и, в большей степени, с выщелачиванием
по радиоляриям и вдоль трещин. В окремненных скелетах радиолярий также отмечаются
поры, в шлифах часто заметна глобулярная структура кремнезема, заполняющего скелеты
радиолярий. Возможно, межглобулярная пористость занимает часть эффективной
пористости. В трещинных коллекторах по результатам лабораторных исследований
предельная открытая пористость – 2,9-4,7 %, проницаемость составляет 0,0049 мД.
Емкостные свойства основных типов пород доманикитной толщи следующие:
– глины карбонатизированные, в различной степени окремненные, битуминозные –
открытая пористость по керну (Кпк) изменяется от 2,5 до 9,2 %. Проницаемость не
определялась.
– радиоляриты – Кпк от 2,9 до 4,7 %. В радиоляриевых доломитах максимальные
значения до 10,5 %, в туффитах до 12,9 %. Проницаемость от 0,0049 до 0,724 мД
(радиоляриевые доломиты).
– известняки органогенно-детритовые, водорослевые – Кпк в пределах 0,2-3,3 %,
полная пористость – 1,0-4,3 %. Породы от непроницаемых до 3,48 мД.
– мергели окремненные, битуминозные, часто желваковидные; Кпк изменяется от
4,7 до 10,8 %. Полная пористость от 4,9 до 15,4. Проницаемость не определялась или
равна 0.
– вулканогенные породы – Кпк от 7,1 до 15,9 %, полная пористость – от 9,1 до
16,3 %. Проницаемость – от 2,03 до 361 мД (скважина 1 В-Бабичская).
Непосредственно на Василевичском лицензионном участке пробурено 32
скважины. Толщина межсолевых отложений изменяется от 235 (скважина 1 Ю-Речицкая)
до 710 м (скважина 1 Сибережская), в среднем 550 м. Они представлены депрессионной
фацией, сложенной в большей степени доманикитным типом пород вишанскопетриковского возраста и карбонатным, в меньшей степени глинисто-карбонатным типом
пород в остальной части межсолевого комплекса. Толщина доманикитной толщи в целом
увеличивается в восточном направлении от 196 м (Малодушинская площадь) до 405 м
(Сибережская площадь).
На ЛУ № 1 основной перспективный комплекс для поисков скоплений УВ в
полуколлекторах – межсолевой задонско-петриковский (предполагаемая суммарная
толщина возможно нефтегазонасыщенных полуколлекторов 100 м), второстепенный –
подсолевой протерозойско-девонский комплекс (предполагаемая суммарная толщина
возможно нефтегазонасыщенных полуколлекторов 80 м). Имеющиеся материалы
сейсморазведки и результаты бурения позволяют предполагать существование нескольких
возможные типов псевдозалежей УВ в межсолевых полуколлекторах:
 антиклинальные и сводовые ограниченные соляным куполом в РуднинскоНикулинской зоне локальных поднятий и др.;
 литологически ограниченные одновозрастными непроницаемыми породами или
катагенетически ограниченные в древних переформированных ловушках на бортах
Василевичской депрессии (Ветхинская центриклиналь, Малодушинский борт, ЮжноРечицкий борт и др.);
 приуроченные
к
гидрофобизованным
плотным
полуколлекторам
в
низкопроницаемых глинисто-карбонатных и вулканогенных породах [12] (возможный
пример - Геологическое месторождение УВ);
 трещинноватые, приуроченные к зонам субвертикальной тектонической
трещиноватости (над- и приразломные, в изгибах пластов);
 рассланцованные (листоватые), приуроченные к кремнистым породам
доманикового типа (по С.М. Обровец – субдоманикоиды, доманикоиды, доманикиты.
Аналоги коллекторов в баженовской свите) расположенные в ложбинах палеорельефа – в
современных мульдах и смежных участках Василевичской депрессии.
Следует отметить, что в местоположениях прогнозируемых различных типов
субзалежей УВ могут присутствовать не только полуколлекторы, но и коллекторы.
Поэтому поиски субзалежей возможно приведут к открытию залежей УВ.
Для поисков, разведки и разработки псевдоместорождений в Беларуси необходимо
применять, в основном, технические и технологические разработки США. В таблице
приведен перечень основных видов оборудования, программного обеспечения и
технологий, которые следует приобрести для освоения белорусских природных
нефтегазонасыщенных полуколлекторов.
Таблица – Перечень основных видов работ для поисков, разведки и разработки
нетрадиционных скоплений углеводородов в полуколекторах Припятского прогиба и
обеспеченность их оборудованием
Вид работ
Высокоразрешающая
сейсморазведка
Бурение
ориентируемых
горизонтальных
скважин с длиной
ствола
(нескольких
стволов, от 2 до 6)
в продуктивном
пласте до 1200 м
Имеющееся
оборудование и
программное
обеспечение в РУП «ПО
«Белоруснефть»
Сейсмическая станция
Sersel-428;
Трёхкомпонентные
сейсмоприёмники
– 1000 шт.
Установки повышенной
грузоподъемности для
бурения боковых стволов
и КРС
Колтюбинг МК-30Т
Комплекс ГРП: Насосная
установка Н 2501
(мощность – 2250 л. с.) –
3 шт., смесительная
установка МС-600
(блендер), станция
контроля и управления
СКУ, машина
манифольдов,
пропантовоз
(на 40 т пропанта)
Программное
обеспечение для
моделирования и анализа
ГРП FracproPT компании
«Pinnacle Technologies,
Inc.»
Необходимое дополнительное
оборудование и программное
обеспечение
Имеющееся полевое
оборудование – достаточно для
2Д сейсмической съёмки. Для
3Д необходимо дополнительно
4000 шт. – трёхкомпонентных
сейсмоприёмников. Вибраторов
– 5 шт. Технология выявления
скоплений сланцевого и
сжатого газа.
Верхний привод. Современные
телеметрические системы
малого диаметра с
безпроводным каналом связи.
Короткие долота PDC, короткие
шарнирные ВЗД, расширители
бурильные малых диаметров.
Телеметрические системы
направленного бурения,
программное обеспечение,
устройства для ввода
колтюбинговой трубы в
разветвленные стволы.
Возможная компанияподрядчик
Вибраторы производят в
«Cейсмотехнике»:
2010 г. – 3 шт,
2011 г. – 2 шт.
ION и др.
TESCO, BAKER OIL
TOOLS,
HALLIBURTON,
SCHLUMBERGER,
WEATHERFORD
BAKER OIL TOOLS,
SPERRY-SUN, NOV,
SHAFFER, VANOIL,
СЗАО «Фидмаш», СЗАО
«Новинка»
Насосная установка (мощность
– не менее
2250 л. с.) – минимум
3 шт., смесительная установка
(блендер), станция контроля и
управления СКУ, машина
манифольдов, пропантовоз
(не менее, чем на 40 т
проппанта) – минимум
2 шт.
LEWIS ENERGY
GROUP, SAN LEON
ENERGY PLC,
TALISMAN ENERGY,
SCHLUMBERGER,
CAMERON, BJ
SERVICES,WEATHERF
ORD
Программное обеспечение для
моделирования и анализа ГРП в
сланцевых породах
NEWCO
MShale – компании
«Meyer & Associates,
Inc.» Gohfer – компании
CoreLab
Мультипакерные системы для
ГРП по технологии StageFrac
SCHLUMBERGER,
CAMERON, BJ
SERVICES,
WEATHERFORD
Продолжение таблицы
Вид работ
Имеющееся
оборудование и
программное
обеспечение в РУП «ПО
«Белоруснефть»
Необходимое
дополнительное
оборудование и
программное обеспечение
Возможная компанияподрядчик
Фильтрационная установка
для исследования
динамических процессов
влияния закачиваемых при
ГРП жидкостей на
сланцевую породу
Производители –
CoreLab,Vinchi Technologies,
возможные подрядчики –
CoreLab, WEATHERFORD
Более мобильный
колтюбинг, возможно,
меньшей грузоподъемности
(до 20 т)
Производитель – СЗАО
«Фидмаш», возможные
подрядчики –
вышеперечисленные
подрядчики для
выполнения ГРП и др.
Колтюбинг МК-30Т
Заключение
Для выявления участков, где газ природных полуколлекторов может образовывать
промышленно значимые скопления и для разведки этих скоплений, в Беларуси
отсутствуют необходимые технологии и оборудование. Речь идёт, прежде всего: о
лицензионных программных комплексах специальной обработки сейсмических данных,
позволяющих выявлять зоны повышенной трещиноватости, перспективные для
формирования залежей сланцевого газа; об оборудовании для бурения горизонтальных
скважин,
конструкция
которых
позволяет
осуществлять
многоступенчатые
гидравлические разрывы пластов для увеличения дебитов газа (нефти) в скважинах; об
оборудовании и программном обеспечении для реализации гидравлических разрывов
пластов и т.д.
Во многих странах мира уже оценили потенциал добычи нефти и газа из глинистых
сланцев и из малопроницаемых карбонатных или песчанистых пород своих недр и теперь
планируют начало освоения этих ресурсов углеводородов в зависимости от стоимости
традиционного газа на мировом рынке. Работы по изучению перспектив добычи УВ из
глинистых и плотных природных полуколлекторов Беларуси целенаправленно не
проводились. Не вызывает сомнения целесообразность осуществления комплексных работ
по оценке объема ресурсов подобных УВ в недрах Беларуси для того, чтобы в
стратегических планах развития экономики Республики учитывать эти ресурсы (или не
учитывать, если их потенциал окажется недостаточно значительным). РУП «ПО
«Белоруснефть» начало реализовать в 2010 г. и наметило на 2011 г. значительный
перечень первоочередных мероприятий, направленных на получение уже к концу 2011 г.
первых фактических данных, обеспечивающих предварительные научные обобщения о
возможных масштабах аккумуляции газа (и, возможно, конденсата) в природных
полуколлекторах Припятского нефтегазоносного бассейна. Так, для оценки ресурсов
нетрадиционных углеводородов Припятского региона велись переговоры о заключении
контрактов с американской компанией «Core Laboratories, Ltd» и российскими
компаниями «Argosy Technologies, Ltd» и «Экосфера». Выявление зон повышенной
трещиноватости, перспективных для формирования субзалежей УВ в генерирующих
(глинистых) и негенерирующих (плотных) полуколлекторах предусматривалось
осуществить с помощью широкоазимутальной сейсморазведки, лицензиатом которой
является американская компания «GX Technology Corporation». С помощью этих
компанией и собственных сейсморазведочных мощностей планировалось выполнить
комплекс необходимых региональных работ и подготовить к бурению пилотный
поисковый объект. Затем можно было решать вопрос о бурении поисковой скважины с
горизонтальным окончанием и с реализацией в ней многоступенчатого гидравлического
разрыва пласта. Для выполнения буровых работ мог быть объявлен тендер среди
специализированных иностранных компаний. К сожалению, в определенный момент,
когда уже был подписан ряд контрактов, вышеуказанные компании отказались от
сотрудничества с белорусскими специалистами из-за санкций Соединенных Штатов
Америки против РУП «Производственное объединение «Белоруснефть».
В перспективе следует разработать «Программу первоочередных работ по оценке
потенциала добычи углеводородов в нетрадиционных залежах Республики Беларусь»,
которую можно реализовать в процессе проведения традиционных геологоразведочных
работ на нефть Департаментом по геологии Министерства природных ресурсов и охраны
окружающей среды Республики Беларусь, а также силами РУП «Производственное
объединение «Белоруснефть». Данная программа должна быть направлена на решение
следующих основных задач:
1- с минимальными финансовыми и материальными затратами выделить наиболее
перспективные участки для открытия крупноразмерных скоплений УВ в полуколлекторах.
Составить пилотные проекты опоискования и разведки полуколлекторов этих участков;
2- рассчитать несколько прогнозных вариантов объема неучтённых геологических
ресурсов нефти и/или газа в этих перспективных участках недр Республики Беларусь;
3- оценить потенциал добычи нетрадиционных углеводородов в рамках
рассматриваемых пилотных проектов с учётом применения существующих в мире
современных технологий (варианты объема извлекаемых ресурсов нефти и/или газа);
4- на основании результатов реализации рекомендуемых трёх задач оценить
экономическую целесообразность выделения нового стратегического направления
геологоразведочных работ на нефть и газ – поиски и разведка скоплений УВ в
полуколлекторах Беларуси.
Список литературы
1 Бескопыльный В.Н. Главные задачи поисков и разработки залежей
углеводородов Беларуси на 2007-2015 годы // Эффективные пути поисков, разведки и
разработки залежей нефти Беларуси: Материалы научно-практической конференции (4-6
октября 2006 г.). – Гомель: РУП «Производственное объединение «Белоруснефть», 2007. –
С. 7-32.
2 Бескопыльный В.Н. Потенциал добычи нефти в Беларуси // Доклады НАН
Беларуси. – 2008. – Т. 52. – № 4. – С. 94-98.
3 Бескопыльный В.Н., Бабушкин Е.В. О трехчленном строении резервуаров
Припятской впадины по данным газового каротажа // Особенности формирования и
размещения залежей нефти в Припятском прогибе. – Мн.: БелНИГРИ, 1989. – С. 104-109.
4 Бескопыльный В.Н. Прогноз контура промышленной нефтегазоносности по
водо-нефтяному контакту в ложной покрышке // Современные методы геологической
интерпретации геофизических данных при решении задач поисков и разведки залежей
нефти и газа: Тез. докл. Всесоюзн. совещ. (Краснодар, 3-6 октября 1989 г.). – М.: ИГиРГИ,
1989. – С. 99-101.
5 Аскольдов О.В., Ильин В.Д., Смирнов Л.Н. Влияние ложной покрышки на
нефтегазоносность пермских отложений Башкирско-Оренбургского Приуралья //
Советская геология. – 1982. – № 2. – С. 12-24.
6 Калинко М.К. Состояние и задачи методов изучения природных коллекторов
нефти и газа и флюидоупоров: В кн. Коллекторы нефти и газа и флюидоупоры. –
Новосибирск: Наука, 1983. – С. 5-9.
7 Ильин В.Д., Максимов С.П., Золотов А.Н. и др. Локальный прогноз
нефтегазоносности на основе анализа строения ловушек в трехслойном резервуаре
(методические указания). – М.: ВНИГНИ, 1982. – 52 с.
8 Трофимук А.А., Карогодин Ю.Н., Мовшович Э.Б. Проблемы совершенствования
понятийно-терминологической базы геологии нефти и газа (на примере понятий
«резервуар» и «ловушка») // Геология и геофизика. – 1980. – № 2. – С. 3-10.
9 Филиппов Б.В. Типы природных резервуаров нефти и газа. – Л.: Недра, 1967. –
123 с.
10 Джеймс Ч. Пирсон. Добыча сланцевого газа в США // Презентация в высшей
школе экономики 8 апреля 2010 г.
11 США опять добывает больше всех газа в мире за счет сланцевого газа. – Energy
Future.RU. – http// energyfuture.ru/ ssha-opyat-dobyvaet-bolshe-vsex-gaza-v-mire-za-schetslancevogo-gaza.
12 Уроки месторождения сланцевого газа Барнетт. – Energy Future.RU. – http//
energyfuture.ru/uroki-mestorozhdeniya-slangevogo-gaza-barnet.
13 FAQ от Energy Future.RU по сланцевому газу. – Energy Future.RU. – http//
energyfuture.ru/faq-ot- energyfuture-ru-po-slancevomu-gazu (в 3-х частях).
14 Коржубаев А.Н., Хуршунов А.А. Эхо «сланцевой революции». Минусы добычи
«нетрадиционного» газа пока перевешивают плюсы // Нефть России. – 2010. – № 9. – С.
66-69.
15 Дмитриевский А.Н., Высоцкий В.И. Сланцевый газ – новый вектор развития
мирового рынка углеводородного сырья // Вестник ОНЗ РАН. – 2010. – Т. 2. – С. 1-7. –
NZ5001, doi:10.2205/2010NZ000014,2010.
16 Дэн Тэмиг. Новые технологии повышают эффективность горизонтального
многоступенчатого ГРП // Journal of petroleum technology (JPT), april 2011. JO
17 Лукин А.Е. Сланцевый газ и перспективы его добычи в Украине. Статья 1.
Современное состояние проблемы сланцевого газа (в свете опыта освоения его ресурсов в
США) // Геологический журнал. – 2010. – № 3. – С. 17-33.
18 Лукин А.Е. Сланцевый газ и перспективы его добычи в Украине. Статья 2.
Черносланцевые комплексы Украины и перспективы их газоносности в Волыно-Подолии
и Северо-Западном Причерноморье // Геологический журнал. – 2010. – № 4. – С. 7-24.
19 Лукин А.Е. Перспективы сланцевой газоносности Днепровско-Донецкого
авлакогена // Геологический журнал. – 2011. – № 1. – С. 21-41.
20 Лукин А.Е. О природе и перспективах газоносности низкопроницаемых пород
осадочной оболочки Земли // Доклады национальной академии наук Украины. – 2011.
– № 3. – С. 114-123.
21 Бескопыльный В.Н. О нефтеобразовании в межсолевых отложениях
Припятского бассейна // Геология нефти и газа. – 1975. – № 8. – С. 46-52.
22 Бескопыльный В.Н. О нефтеобразовании и закономерностях размещения
залежей нефти в Припятском нефтегазоносном бассейне // Сб.: Нефтеносность
Припятского прогиба. – Мн.: БелНИГРИ, 1975. – С. 170-174.
23 Бескопыльный В.Н. Об основном очаге нефтеобразования в Припятском
нефтегазоносном бассейне // Известия Академии наук СССР. Сер. геологическая. – 1975. –
№ 10. – С. 169-172.
24 Бескопыльный В.Н. Распределение запасов нефти по зонам катагенеза
Припятской впадины // Доклады Академии наук БССР. – 1978. – Т. 22. – № 2. – С. 172175.
25 Бескопыльный В.Н. О нефтеобразовании в Припятском прогибе // Сб.: Вопросы
нефтяной геологии Припятского прогиба. – Мн., 1978. – С. 67-73.
26 Бескопыльный В.Н., Айзберг Р.Е. Припятский нефтегазоносный бассейн:
тектоника, нефтегазообразование, нефтегазонакопление // Материалы международной
научной конференции «Современное состояние наук о Земле» памяти В.Е. Хаина, 2011. –
М.: Изд-во Геологического факультета МГУ им. Ломоносова. Интернет-издание
htt//Khain2011.web.ru. – С. 228-233.
27 Обуховская В.Ю. Некоторые данные о степени катагенеза органического
вещества в отложениях верхнего протерозоя и девона Оршанской впадины // Литосфера. –
2010. – № 2 (33). – С. 65-72.
28 Соболева Е.В., Гусева А.Н. Химия горючих ископаемых. – М.: Изд-во
Московского университета, 2010.
URNAL OF